Há algo de estranho nos ovos de Páscoa – e nos chocolates que predominam na cesta de compra dos brasileiros.

Eles não derretem com a rapidez de antigamente — e deixam uma película oleosa na língua, junto com uma sensação que consumidores mais atentos já batizaram de “gosto de parafina”. O chocolate brasileiro, em certa medida, já não é mais tão chocolate como costumava ser.

É um simulacro juridicamente aceitável do produto — fabricada com gordura vegetal, aromatizantes e a quantidade mínima de cacau que a lei brasileira tolera.

Para entender como o chocolate chegou a esse ponto, é preciso percorrer toda a cadeia de produção, das fazendas do sul da Bahia às bolsas de futuros em Nova York, passando por laboratórios da USP (Universidade de São Paulo) e por escritórios de advocacia tributária em São Paulo.

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Gigantes globais como Nestlé, Mondelēz e Lindt, além da Abicab, associação que reúne as indústrias do setor no Brasil, foram procuradas pelo InvestNews. Nenhuma quis falar.

Uma fruta frágil

O cacaueiro é uma planta delicada. Demora de três a cinco anos para produzir após o plantio, exige clima específico e sucumbe com facilidade a doenças cujo controle é difícil e lento.

O Brasil conhece esse drama há décadas — no fim dos anos 1980, um fungo chamado vassoura de bruxa varreu as lavouras do sul da Bahia de forma tão devastadora que a produção nacional, que chegava a colocar o país entre os maiores exportadores mundiais, entrou em colapso do qual não se recuperou completamente até hoje.

Hoje em dia, a Costa do Marfim, maior produtor mundial, enfrenta a “doença do broto inchado”, causada por um vírus que mata a árvore sem deixar chance de tratamento. Junto com Gana, os dois países respondem por cerca de 60% do cacau mundial.

Eventos climáticos extremos nos últimos anos comprimiram ainda mais essa oferta. Quando as safras africanas falham, o mundo inteiro sente — e sente com atraso, porque a fruta não responde rapidamente.

É essa “rigidez” que explica o papel das moageiras.

Antes de chegar às fábricas da Nestlé, da Mondelēz ou de outros grupos com marcas de chocolate, o cacau passa por quatro empresas que controlam o processamento primário no Brasil — Cargill, Olam, Barry Callebaut e uma independente menor, a IBC.

As três primeiras estão entre as maiores do mundo no segmento. São elas que separam a amêndoa em dois produtos: a massa, o que dá cor e sabor ao chocolate escuro, e a manteiga, a gordura nobre que também abastece as indústrias farmacêutica e de cosméticos.

A grande indústria chocolateira não compra cacau — adquire esses dois ingredientes das moageiras e faz a combinação com receitas próprias. Como a oferta de cacau é estruturalmente inelástica – não cresce a despeito do preço mais alto -, as moageiras são obrigadas a comprar a matéria-prima com meses ou anos de antecedência, apostando em uma demanda futura que pode não se confirmar.

Foi exatamente essa aposta que saiu errada a partir de 2023. O preço do cacau nos contratos futuros negociados em Nova York disparou e chegou próximo dos US$ 13 mil por tonelada no fim de 2024 — o maior nível em décadas, impulsionado pelas quebras de safra na África Ocidental. A safra 2023/24 fechou com um déficit global de aproximadamente 490 mil toneladas.

A lógica da cadeia nesse momento é perversa para quem está na ponta mais fraca.

As moageiras, posicionadas com grandes estoques comprados a preços altos, se depararam com a redução de encomendas da indústria, que, em muitos casos, reformulou produtos para usar menos cacau.

Para produtores brasileiros, já castigados por quebras climáticas em 2024 e 2025, o preço pago pelo cacau desabou para menos de R$ 10 o quilo em algumas cooperativas — abaixo do custo de produção.

Os preços em contratos futuros cederam gradualmente e hoje estão na faixa de US$ 3,5 mil: não porque o problema foi resolvido, mas porque a indústria simplesmente tirou cacau da fórmula.

A alquimia da margem

Mas a substituição da manteiga de cacau por gordura vegetal — tipicamente de palma, palmiste ou soja — não passa apenas por uma questão de custo. Mas também por uma questão de física.

A manteiga de cacau funde a aproximadamente 34°C, ligeiramente abaixo da temperatura da boca humana, o que garante uma dissolução imediata na língua e a liberação dos aromas.

As gorduras vegetais substitutas fundem acima de 38°C, não derretem completamente na boca e deixam um resíduo gorduroso. Esse é o “gosto de parafina”.

Chocolate é um produto de indulgência — comprado para se presentear, não por hábito. Isso deveria, em teoria, tornar o consumidor mais exigente. Na prática, a indústria testou os limites da reformulação repetidas vezes e descobriu que o consumidor reclama nas redes sociais mas continua comprando.

A substituição é considerada legal desde que o produto mude de nome.

Uma resolução da Anvisa (Agência Nacional de Vigilância Sanitária) estabeleceu que, para ser chamado de “chocolate”, um produto precisa conter ao menos 25% de sólidos totais de cacau — abaixo disso, o rótulo precisa dizer “cobertura sabor chocolate” ou “alimento sabor chocolate”.

Essa distinção existe nas gôndolas brasileiras, em letras pequeníssimas da embalagem, enquanto a palavra “chocolate” costuma ser estampada em letras garrafais.

Uma pesquisa recente da Faculdade Pernambucana de Saúde analisou dez amostras pareadas de biscoitos com e sem reformulação: em todas as marcas alteradas, o cacau desceu de posição na lista de ingredientes e, em pelo menos um caso, pasta e manteiga de cacau foram simplesmente removidas. A embalagem permaneceu visualmente idêntica, acrescida apenas da expressão “Nova Fórmula”.

Na USP, pesquisadores do Centro de Energia Nuclear na Agricultura (CENA) desenvolveram uma forma de medir o real teor de cacau que dispensa qualquer declaração da indústria.

Cacaueiro e cana-de-açúcar são plantas biologicamente distintas, e cada uma deixa uma espécie de impressão digital química nos alimentos que compõe.

Como o açúcar é o principal ingrediente que dilui o cacau nos produtos industrializados, medir essa assinatura química permite calcular com precisão quanto de um produto é realmente cacau.

Os resultados, publicados na revista Food Control a partir de testes em produtos de 46 marcas brasileiras, foram reveladores do ponto de vista de composição.

Em chocolates em pó, o teor real de cacau variou entre 16% e 70% dependendo da marca. Em achocolatados, entre 6% e 30%.

Produtos vendidos lado a lado nas prateleiras, com nomes e embalagens semelhantes, apresentaram composições radicalmente distintas — e o consumidor que escolhe pela embalagem não tem como saber a diferença.

Engenharia tributária

Há uma dimensão da história que vai além da química.

Um dos casos mais emblemáticos é o dos bombons Sonho de Valsa e Ouro Branco, da Lacta – que pertence à Mondelēz, uma gigante global com sede em Chicago, nos Estados Unidos.

Durante décadas, eram embalados em papel-filme torcido nas extremidades — formato clássico de bombom, sujeito a uma alíquota de 5% do imposto federal que incide sobre produtos industrializados.

Em uma operação que combinou engenharia de alimentos e planejamento jurídico, a empresa substituiu a embalagem torcida por um invólucro hermético selado nas bordas e ajustou a arquitetura interna do produto para acentuar as camadas de biscoito wafer.

Os produtos foram reclassificados perante a Receita Federal — de “chocolates contendo cacau” para “wafers recheados e revestidos“, com alíquota zerada — e a denominação nos rótulos migrou de bombom de chocolate para “cobertura sabor chocolate”.

A economia fiscal, projetada sobre centenas de milhões de unidades vendidas por ano, foi astronômica. A qualidade sensorial percebida pelo consumidor foi na direção oposta.

Enquanto a grande indústria desmontava o chocolate por dentro, um movimento de sentido contrário ganhava corpo.

Um grupo de chocolateiros artesanais que compram o cacau diretamente do produtor e controlam todo o processo de fabricação — da amêndoa à barra, sem passar pelas moageiras — chegou ao Brasil a partir dos anos 2010.

É o chamado bean to bar.

Tuta Aquino, fundador da Baianí, chocolateria bean to bar do sul da Bahia e vice-presidente da Associação Bean to Bar Brasil, explica que a ideia central é fazer desse modelo um argumento de valor. A analogia de Aquino não é com o café — é com o vinho.

“Assim como uma uva cabernet tem expressões diferentes dependendo do terroir, o cacau tem representações sensoriais distintas de acordo com a origem”, explica.

Na Baianí, as barras carregam o nome da fazenda de origem e variam levemente de safra para safra. Uma barra de 70% significa 70% de amêndoa integral — massa e manteiga que jamais foram separadas — e 30% de açúcar e outros ingredientes. Uma barra custa R$ 35.

Assunto até em Brasília

O debate sobre o que é chocolate e o que não é chocolate chegou ao Congresso Nacional.

Nesta semana, na terça-feira (17), a Câmara dos Deputados aprovou o PL 1.769/2019, que agora vai ao Senado. O texto eleva o piso mínimo de cacau nos chocolates intensos para 35% de sólidos totais, dos quais ao menos 18% devem ser manteiga de cacau, e obriga os rótulos a declarar o percentual do fruto.

A Abicab, associação das indústrias brasileiras de chocolate, reclamou.

Em nota, buscou argumentar que o texto desconsidera fatores econômicos que sustentam o investimento de empresas do setor no país.

O Brasil produz cerca de 200 mil toneladas de cacau por ano e consume entre 250 mil e 270 mil – a diferença é coberta por importações.

Uma fonte da indústria disse ao InvestNews que a nova lei pode empurrar grandes players a tornar o “alimento sabor chocolate” não em uma “gambiarra” regulatória, mas a categoria oficial de seus produtos de maior volume. Se isso acontecer, a lei terá conseguido o oposto do pretendido.

Mas o consumidor passaria a saber, pela primeira vez com clareza, o que de fato está comprando. A ciência já sabe que não é bem chocolate.

A vitória de Valor Sentimental no Oscar de Melhor Filme Internacional, superando O Agente Secreto, pode ter decepcionado e surpreendido milhares de brasileiros na noite de domingo (15), mas já era considerado o desfecho mais provável na Kalshi, um dos principais mercados de previsões do mundo.

Os contratos em negociação que previam o seu triunfo superavam com folga aqueles que acreditavam na vitória do filme de Kleber Mendonça Filho, estrelado por Wagner Moura.

E, se depender de planos que começam a ser colocados em prática, cada vez mais brasileiros vão não só conhecer a plataforma já popular nos Estados Unidos como investir em eventos que vão do Oscar ao vencedor da Copa do Mundo e ao resultado das eleições legislativas americanas em novembro.

Isso porque a Kalshi acaba de acertar uma parceria com a XP para oferecer os chamados prediction markets a investidores brasileiros, em um sinal da atratividade do mercado local.

Em jogo está um mercado que movimentou US$ 64 bilhões em negociação nos EUA em 2025, segundo estimativas. E que está gerando uma disputa sobre quem tem direitos de operá-lo no Brasil.

Na parceria com a XP, o serviço da Kalshi estará ao alcance em um primeiro momento apenas de clientes da corretora Clear que tenham conta internacional. Ou seja, a operação se dará em ambiente offshore, em tese fora do alcance da jurisdição brasileira.

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A parceria era de certa forma esperada.

A Kalshi, que ficou um pouco mais conhecida no país no fim do ano passado ao alçar a sua cofundadora, a brasileira Luana Lopes Lara, de 29 anos, ao topo da lista de jovens bilionários que fizeram suas próprias fortunas, já havia sinalizado publicamente a intenção de entrar no Brasil em 2026.

O que não estava claro era como.

A solução encontrada por meio de uma conta internacional junto à XP diz muito sobre o debate jurídico a respeito dos prediction markets no país e expõe também a briga que corretoras, bets, bolsa de valores e até startups estão travando para sair na frente dessa nova indústria potencialmente bilionária.

Procuradas pelo InvestNews, XP e Kalshi não quiseram dar entrevista.

Afinal, prediction market é um instrumento financeiro legítimo ou uma aposta com embalagem sofisticada que deve ser regulada como tal?

O que é um mercado de previsão

Nos EUA, a Kalshi e o Polymarket — o outro grande player desse mercado — funcionam como bolsas de eventos.

A Kalshi, em particular, opera com autorização da Commodity Futures Trading Commission (CFTC), uma agência federal para o mercado de derivativos.

O participante compra um contrato binário sobre um desfecho futuro: sim ou não. Se o contrato está cotado a 65 centavos de dólar, isso significa que o mercado atribui 65% de probabilidade de ocorrência do evento.

Quem compra o “sim” a esse preço recebe um dólar a cada contrato em mãos se acertar e perde tudo se errar. Os preços se movem conforme novas informações chegam e alteram as probabilidades de ocorrência de determinado desfecho na visão dos participantes desse mercado.

Não há, portanto, uma empresa que arbitra quais são as probabilidades – odds –, como é o caso das já bem conhecidas bets que atuam no Brasil, ainda que o volume de apostas possa ser levado em conta.

Os participantes dos mercados preditivos negociam entre si, e o preço emerge da interação entre eles — como em uma bolsa de valores. A plataforma — Kalshi, Polymarket ou outras — cobra uma taxa de transação sobre o volume negociado, e não uma margem sobre as perdas dos clientes.

A pergunta mais antiga do mercado

Imagine comprar um contrato financeiro que embute a expectativa de que a taxa Selic vai ser cortada na reunião desta semana. Se acertar, você recebe. Se errar, perde o que investiu. Isso é uma aposta ou um investimento?

Depende. Depende de quem busca esse contrato, com que finalidade e dentro de qual estrutura.

Um banco que precisa se proteger contra variações de juros está fazendo um hedge — uma gestão de risco, como se fosse uma espécie de um seguro. Um especulador que quer ganhar dinheiro com o movimento está fazendo uma aposta informada. Na prática, os dois usam o mesmo instrumento.

Até a entrada em vigor de um novo Código Civil em 2002, contratos futuros no Brasil frequentemente previam a possibilidade de entrega física da mercadoria — sacas de café, boi gordo etc. —, em parte para afastar o risco de serem tratados como apostas.

“Até 2002, derivativo era considerado aposta no Brasil”, diz Arthur Farache, CEO da gestora Hurst Capital, focada em ativos alternativos. A aposta da Hurst nos mercados preditivos é a startup Prévias, fundada por ele e pelo empresário Leonardo Rebitte.

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Não foi diferente nos Estados Unidos – mas isso até o começo do século 20.

Contratos futuros negociados na Chicago Board of Trade (CBOT) eram acusados de ser apostas sobre preços. Em 1905, a Suprema Corte americana encerrou o debate: esses contratos foram considerados legítimos porque permitem hedge, facilitam o comércio e ajudam a formar preços. O risco existia antes do contrato. E o contrato apenas criou um mercado para transferi-lo.

Essa distinção — entre criar um risco artificialmente e um mercado para um risco que já existe — também está no coração do debate sobre prediction markets.

Diferenças para bets

Nas casas de apostas, o risco é “fabricado” para entretenimento. O resultado de um jogo de futebol, ou o número de cartões amarelos ou de escanteios de um time, não afeta a vida financeira de ninguém além de quem apostou – e de jogadores e times envolvidos, é claro.

As odds são calculadas por algoritmos calibrados para garantir retorno sistemático à banca. “É sempre contra o apostador”, diz Arthur Farache, da Prévias.

Nos mercados de previsão, os riscos preexistem.

Um gestor exposto a ativos turcos precisa estimar a probabilidade de conflito no Oriente Médio. Um exportador quer se proteger de uma guinada na política monetária americana. Uma empresa de energia precisa precificar o risco de mudança regulatória. Esses riscos existem com ou sem a plataforma.

Ao criar um mercado para negociá-los, a plataforma produz algo a mais: um preço que agrega informação dispersa. É a teoria do “ativo de informação“. Quem aposta tem incentivo para pesquisar; quem pesquisa declara sua convicção real, disciplinada pelo dinheiro em jogo; o agregado dessas convicções sustenta a teoria e tende a ser mais preciso do que qualquer pesquisa de opinião. 

Recentemente, um estudo publicado pelo Federal Reserve, o banco central americano, defendeu que os mercados preditivos “geram previsões de densidade bem calibradas e rapidamente atualizadas sobre variáveis econômicas importantes, incluindo várias para as quais não há alternativas disponíveis”.

O documento, que analisa especificamente a atuação da Kalshi, conclui que há “potencial dos mercados de predição como um novo parâmetro de referência para medir expectativas e subsidiar decisões de política monetária.”

Semelhanças com bets

André Gelfi, presidente do Instituto Brasileiro de Jogo Responsável (IBJR), entidade que reúne a maior parte das bets legalizadas no Brasil, disse que mercados preditivos relacionados a eventos esportivos tentam tomar um mercado que hoje é dominado por empresas já reguladas – o que não seria o caso da Kalshi, embora ele não tenha citado nominalmente nenhuma plataforma. 

A imprensa americana já noticiou que até 90% do volume de apostas em plataformas de prediction markets é direcionado a eventos esportivos, o que tem produzido batalhas judiciais que envolvem bets, plataformas de previsão, reguladores estaduais e federais.   

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Para o IBJR, a teoria do ativo de informação seria mera narrativa regulatória — uma “embalagem” para evitar o pagamento de outorga de R$ 30 milhões exigida pela Lei das Bets, além de impostos que acompanham a licença para as casas de apostas. O instituto formalizou esse argumento em nota técnica enviada à Secretaria de Prêmios e Apostas (SPA) do Ministério da Fazenda.

Essa nota técnica diz que que prediction markets sobre eventos esportivos têm “dinâmica substancialmente equivalente” às apostas de quota fixa e, sem licença da SPA, configuram contravenção penal, no mesmo campo jurídico em que se enquadraria o jogo do bicho.

“Eu não tenho nada contra os bancos aplicarem para uma licença de casa de apostas e operarem apostas esportivas”, disse André Gelfi. “Agora, se existem regras, nós queremos que elas sejam cumpridas e que valham de forma igual para todo mundo.”

Ao mesmo tempo em que abraçam a batalha em defesa das apostas esportivas pelo setor e contra a atuação de mercados de previsão sem o que consideram a licença necessária, as casas de apostas vivem uma situação semelhante de dependência de uma atividade terceira.

O próprio Gelfi estima que 70% do faturamento das casas de apostas reguladas no Brasil vêm de jogos de cassino online — tigrinho e variantes —, e não de apostas esportivas. O território que o setor defende como exclusivo representa 30% de sua própria receita total.

Assim como no caso das bets que atuam no país, as apostas que envolvem esportes são um chamariz importante para as empresas de prediction markets: atraem um grande público interessado, os jogos acontecem todos os dias e os contratos são resolvidos rapidamente, o que leva a alta rotatividade e incentiva a recorrência entre os apostadores – ou seriam investidores?

A questão moral

Prediction markets permitem, em princípio, que qualquer evento mensurável se torne objeto de especulação financeira. Quando a Taylor Swift vai se casar? O governo americano vai confirmar a existência de extraterrestres até o fim de 2026?

Leonardo Rebitte, cofundador da Prévias, defende que até esses contratos têm utilidade econômica real. Quem acredita que um casamento vai acontecer em agosto pesquisa, forma convicção e age sobre ela.

O preço resultante gera sinais sobre tendências de consumo e comportamento com valor para empresas e anunciantes. “Se eu acredito que o evento vai ser na Sicília, já edito meu calendário no Airbnb”, exemplifica Farache.

A questão é que o mesmo argumento, levado às últimas consequências, torna qualquer evento em ativo legítimo. Plataformas americanas já hospedaram contratos sobre ataques militares e escassez de alimentos em zonas de conflito.

A Kalshi ofereceu contratos sobre a deposição do líder supremo do Irã e o congelou após o assassinato de Ali Khamenei. Farache diz que estabeleceu limites na Prévias — sem contratos sobre mortes nem situações consideradas eticamente reprováveis. Mas admite que não existe consenso sobre a linha tênue.

Há ainda o risco de insider trading em uma forma nova.

O mercado financeiro convive com isso há décadas — e levou décadas para construir o arcabouço que torna essa persecução possível. “Em qualquer mercado vai haver comportamentos reprováveis”, disse Farache. “E nós vamos combatendo.”

No Brasil, o limite mais concreto é eleitoral.

O TSE (Tribunal Superior Eleitoral) já derrubou sites com estatísticas sobre o processo eleitoral no país. Contratos sobre eleições — um dos produtos mais populares globalmente — estão, na prática, fora do alcance de qualquer plataforma que queira operar legalmente no país.

Argumentos distintos para o mercado

A B3 diz que tem um argumento que considera juridicamente sólido.

Desde 2020, a bolsa opera a “opção de Copom” — um contrato binário sobre a decisão de política monetária, aprovado e supervisionado pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM).

Silvia Bugelli, diretora jurídica da bolsa brasileira, parte desse precedente: “Todo ativo derivado de outro é valor mobiliário nos termos da lei 6.385 de 1976”, afirmou, em referência ao marco que estabeleceu a criação da CVM.

A autarquia que regular o mercado de capitais já aprovou uma série de novos contratos semelhantes — opções sobre Ibovespa, dólar e bitcoin, Ethereum, IPCA e PIB —, mas restringiu o seu acesso a investidores profissionais, categoria que exige patrimônio para alocação acima de R$ 10 milhões.

A B3 diz que seus produtos de mercado preditivo são ofertados sob a regulamentação da CVM e agregam benefícios como o Mecanismo de Ressarcimento de Prejuízos (MRP), que assegura a investidores o ressarcimento de até R$ 200 mil no caso de problemas técnicos com derivativos.

Porém o fato de a CVM ter limitado o acesso a esses produtos a investidores profissionais atrapalha os planos de negócios da B3 e, de certa forma, esvazia o produto.

No argumento de Bugelli, sem mercado amplo, não há liquidez; sem liquidez, o contrato não forma preço; e, sem formação de preço, o produto perde sua razão de existir. A bolsa luta agora para que esses contratos de mercados preditivo fiquem ao alcance de investidores comuns.

A startup Prévias, de Farache, chegou ao mercado por outro caminho. Optou por enquadrar seu modelo de negócios como captação via estrutura de investimento coletivo (crowdfunding) por meio de certificado de recebível com base em evento, usando uma licença já existente na CVM.

O mecanismo é chamadoi de pari-mutuel — o modelo do Jockey: todos colocam dinheiro em um fundo e quem acerta divide o total de forma proporcional ao que investiu, enquanto a plataforma fica com 3%. Ninguém joga contra a banca. “O brasileiro entende o que é bolão”, resume Farache.

Incertezas da regulação

A Secretaria de Prêmios e Apostas do Ministério da Fazenda disse ao InvestNews que “acompanha o tema de forma contínua e técnica” e que “estudos preliminares estão em curso”.

Confirmou ter recebido a nota técnica do IBJR e disse tratar o assunto “com cautela e foco na prevenção de lacunas regulatórias”. Acrescentou que qualquer decisão depende de articulação com a CVM. A Febraban disse acompanhar a evolução do mercado “e ainda aguardar sua regulamentação no país.”

A CVM informou que aprova instrumentos “caso a caso, à luz da regulamentação vigente” e que os contratos já aprovados para a B3 atendem as regras aplicáveis, “ainda que possam ser descritos como instrumentos associados a eventos”. Não se pronunciou sobre plataformas offshore.

Traduzindo: ninguém sabe apontar, por ora, o que Kalshi e Polymarket são do ponto de vista jurídico brasileiro.

A startup, a B3 e as bets concordam em um ponto: não é necessária uma nova regulação. Isso porque o arcabouço existe — em derivativos, em crowdfunding, no Código Civil.

O que falta é uma leitura oficial sobre como esse arcabouço se aplica. Enquanto isso, cada player escolhe seu caminho.

O Brasil já viu filme parecido. As bets operaram anos antes da regulação — tempo suficiente para consolidar práticas que a lei posteriormente tentou, com sucesso apenas parcial, corrigir. Desta vez, o debate chegou antes. Mas o mercado, como costuma acontecer, não esperou.

A crise da Enel em São Paulo levanta uma pergunta: o que fazer quando uma concessão de distribuição parece não estar mais atendendo às necessidades dos consumidores?

Embora a legislação preveja instrumentos duros, como intervenção e caducidade, a experiência recente do setor aponta para um caminho menos traumático: a reorganização da concessão por meio de uma solução negociada, que pode incluir troca de controle associada à renovação contratual no mesmo pacote – algo especialmente importante neste caso, já que a concessão em São Paulo termina em 2028.

Embora a Enel já tenha solicitado a renovação de suas concessões em São Paulo, Rio de Janeiro e Ceará, ela não é automática e depende da avaliação do poder concedente sobre a qualidade do serviço e o cumpriumento das obrigações contratais. Aí reside o grande problema da Enel, já que cinco interrupções duradouras nos últimos dois anos resultaram no anúncio, por parte do Ministério de Minas e Energia, de que a caducidade da concessão será tocada adiante.

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Pressão política à parte, esse processo todo é mais complicado do que pode parecer à primeira vista.

A distribuição de energia é um negócio de retorno regulado, intensivo em capital e dependente de previsibilidade. Quando o debate público passa a girar em torno de punições extremas, o valor do ativo deixa de ser apenas uma questão operacional e passa a depender do desfecho regulatório. É nesse ponto que a experiência passada pesa.

O setor elétrico brasileiro já viveu um episódio semelhante com a própria Enel. Em Goiás, após anos de reclamações sobre a qualidade do serviço, pressão política e ameaças regulatórias, a empresa optou por vender a concessão para a Equatorial Energia, em 2022.

O caso de Goiás se tornou uma referência silenciosa no setor: quando o custo político e regulatório supera o retorno esperado, a venda passa a ser um instrumento de reorganização.

A Lei das Concessões oferece dois caminhos extremos. A intervenção permite o afastamento temporário da diretoria e a nomeação de um interventor pela Aneel, mantendo o contrato em vigor. A caducidade extingue a concessão antes do prazo, exige um processo longo e transfere temporariamente a operação ao Estado até nova licitação.

Na prática, nenhum dos dois resolve sozinho o problema central da distribuição: a necessidade de investimentos contínuos e financiamento de longo prazo. A intervenção não elimina a pressão por capital e a caducidade cria riscos operacionais e eleva a percepção de insegurança regulatória.

Por isso, esses instrumentos costumam funcionar mais como alavancas de negociação do que como desfechos desejados. É um jeito de fazer a Enel entrar buscar um comprador para a distribuidora paulistana. Segundo a Folha, no entanto, a empresa italiana não cogita vender a concessão e vai insistir na renovação do contrato.

No caso de São Paulo, a equação é ainda mais delicada. Trata-se da maior concessão do país, com impacto direto sobre milhões de consumidores. Cada apagão ganha repercussão nacional e pressiona o governo federal, já que a decisão final sobre a renovação cabe à União, por meio do Ministério de Minas e Energia.

Em ano eleitoral, essa pressão se intensifica. O discurso público tende a endurecer, mas o custo de uma decisão abrupta também cresce. Qualquer ruptura contratual teria efeitos imediatos sobre o serviço, sobre o ambiente regulatório e sobre a percepção de risco do setor elétrico brasileiro.

Fontes do setor ouvidas pelo InvestNews avaliam que a Enel poderia ter se organizado melhor tanto na operação quanto na comunicação em momentos de crise. Ao mesmo tempo, apontam que parte relevante dos problemas decorre de fatores estruturais, como a intensificação de eventos climáticos e a falta de poda de árvores em áreas urbanas, responsabilidade dos municípios. Eventos que antes eram considerados excepcionais passaram a ocorrer com frequência muito maior, pressionando redes desenhadas para outra realidade.

Quando a renovação parecia mais provável, a Enel já falava na necessidade de incorporar a um novo contrato o conceito de “resiliência de rede”, ou seja, investimentos feitos especificamente para que a rede seja capaz de aguentar o “novo padrão” de intempéries.

A discussão sobre o que fazer com a concessão da Enel acontece em um momento em que o Brasil se consolidou como o principal destino dos investimentos chineses em energia elétrica, atraindo grandes estatais focadas em geração, transmissão e tecnologias de rede. Vizinha à Enel São Paulo, por exemplo, a CPFL Paulista pertence à estatal chinesa State Grid. É a terceira maior distribuidora país.

Ao mesmo tempo, o governo Lula vem adotando uma estratégia pragmática para destravar nós históricos do setor. Nesse contexto, a Âmbar Energia, do grupo J&F, passou a assumir ativos considerados críticos ou problemáticos, como as distribuidoras do Norte e a participação na Eletronuclear, em Angra 3. Em vez de romper contratos, a lógica tem sido transferir controle, renegociar condições e exigir investimentos, preservando o funcionamento do sistema.

É nesse ambiente que o debate sobre a Enel se reorganiza. A empresa já pediu a renovação de suas concessões, mas enfrenta um nível de pressão política e regulatória que dificulta uma simples prorrogação nos moldes tradicionais. Ao mesmo tempo, os instrumentos mais duros previstos em lei carregam custos elevados.

Entre esses dois extremos, cresce o espaço para uma solução intermediária: manter a concessão, mas mudar quem opera, usando a renovação contratual como instrumento para exigir investimentos adicionais, metas mais rígidas de qualidade e mudanças de gestão.

Nada indica que esse caminho esteja formalmente definido. Mas o histórico do setor — incluindo o próprio caso de Goiás — mostra que, quando a crise deixa de ser apenas técnica e passa a ser política, a negociação tende a prevalecer sobre a ruptura.

O futuro da concessão da Enel segue em aberto. O que já ficou claro é que ele será decidido menos pelo último apagão e mais pela capacidade de o setor encontrar uma solução que preserve investimentos, continuidade do serviço e estabilidade regulatória — três ativos tão estratégicos quanto a própria rede elétrica.

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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.

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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.

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.

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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”. 

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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.

Angra 3 é um canteiro de obras inacabadas há 40 anos, protagonista de um dos jogos de empurra mais duradouros e caros do setor elétrico do país. Estima-se que o Brasil já tenha gastado cerca de R$ 12 bilhões com a usina-que-nunca-termina. Para finalizar a obra seriam necessários mais R$ 23 bilhões, dois bilhões a menos do que o custo para desmontá-la, segundo projeções feitas pelo BNDES. 

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.

*Colaboraram Felipe Mendes e Rikardy Tooge

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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.

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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.

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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.

Os cortes de geração, cada vez mais frequentes, criam um novo tipo de tensão. De um lado, as empresas de geração centralizada (GC) reclamam de perdas financeiras. Também se aproveitando de subsídios – o subsidiômetro da Aneel calcula outros R$ 10 bilhões em 2025, até outubro – , elas fizeram investimentos bilionários nos últimos anos para construir parques solares e eólicos que agora passam boa parte do tempo sem gerar energia – como no caso da inauguração do parque eólico Pedra Pintada, da Enel. Trata-se do curtailment, palavrinha que tem aterrorizado parte do setor elétrico brasileiro nos últimos meses.

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.

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O lançamento de The Life of a Showgirl, novo álbum da megaestrela pop Taylor Swift, é a atualização de uma engrenagem de negócios que desafia o modo como a indústria da música opera. Aos 35 anos, Swift ocupa um lugar único no mundo do entretenimento: é, ao mesmo tempo, produto, marca, empresária e fenômeno macroeconômico.

A Bloomberg já definiu bem em uma matéria de capa, anos atrás: “Taylor Swift é a indústria da música”.

A frase resume uma carreira construída como quem ergue um edifício, pilar por pilar, cada andar mais sólido que o anterior. O resultado é a presença constante no topo das paradas e um impressionante império econômico sustentado por quatro pilares centrais: a música, os fãs, a autonomia sobre a própria carreira e os espetáculos que a loirinha oferece ao seu dedicado e crescente público.

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O InvestNews mergulhou nesse modelo de negócios para entender como uma adolescente do country se transformou em força econômica capaz de movimentar PIBs nacionais e ser citada em relatórios de bancos centrais.

1) A música como narrativa pessoal

Ao contrário de muitas estrelas pop, Taylor Swift escreve praticamente tudo o que grava. Suas canções têm origem em diários pessoais, o que cria uma conexão íntima com a base de fãs. Para eles, ouvir cada faixa é como compartilhar a vida da artista em tempo real, acompanhando amores, conflitos e recomeços.

Esse componente narrativo é a base de um mecanismo de renovação constante na música dela, o que se reflete nos álbuns cuidadosamente planejados, de tal forma que cada um deles constitui também uma “era”: Fearless, marcada pelo romantismo country; 1989, a guinada para o pop cosmopolita; Reputation, mais sombria e confrontadora; Folklore, introspectivo e minimalista.

A cada era, um pacote completo: estética, letras, performances e identidade visual. Essa estratégia evita a saturação da imagem, cria expectativa em torno da próxima transformação e abre espaço para reposicionamentos de marca. Os álbuns de Taylor Swift funcionam como capítulos de uma saga que milhões de pessoas querem consumir e reinterpretar.

2) Os swifties: comunidade como ativo econômico

Mas não há narrativa sem público. É aqui que entram os swifties, a comunidade de fãs que funciona como exército voluntário. Eles são a prova contundente de como a música em tom pessoal de Taylor Swift, a personalidade e o carisma da cantora são capazes de se conectar de maneira íntima com milhões de pessoas ao redor do planeta.

Os swifties têm em comum a devoção pela artista, e Taylor cultiva como ninguém o fervor que faz de seus fãs a base de sua estratégia de marketing. Seus lançamentos começam sempre pelos seguidores mais fiéis, alimentados por easter eggs escondidos em clipes, figurinos, unhas, posts de rede social. Cada pista desencadeia uma avalanche de teorias, debates e viralizações.

Quando o consenso entre os fãs é de que “algo está por vir”, forma-se a primeira onda de divulgação. Quando o anúncio oficial chega, os mesmos fãs amplificam a mensagem, gerando a segunda onda. O efeito é uma máquina de marketing descentralizada e incrivelmente eficiente.

“Quanto será que eu consigo antecipar? Será que eu posso insinuar algo com uma antecedência de três anos? Acho que vou tentar fazer isso”, disse ela ao apresentador Jimmy Fallon em 2022.

Essa relação é reforçada por gestos de proximidade. Swift já realizou as chamadas Secret Sessions, encontros em que selecionava fãs para ouvir álbuns antes do lançamento. Cada detalhe reforça a sensação de intimidade com a cantora. É comum que Swifties se relacionem com a artista como se ela fosse uma amiga pessoal, alguem a quem confiam segredos, ainda que a grande maioria nunca tenha a chance de falar com Taylor.

O resultado aparece nos números. Durante a Eras Tour, fãs gastaram em média US$ 1.300 por show nos Estados Unidos, considerando ingressos, hospedagem, transporte e consumo. É um efeito que ultrapassa a música: a artista ativa cadeias inteiras da economia, como veremos mais adiante.

3) CEO de si mesma

No cerne do modelo está uma característica rara na indústria fonográfica: o controle de tudo por parte do próprio artista. Swift sempre deixou claro que queria ser dona de todos os seus masters — as gravações originais de estúdio. Isso levou a uma longa batalha pública com os proprietários dos masters de seus seis primeiros discos.

Ela podia não ter as gravações, mas tinha os direitos autorais sobre as obras por ser compositora das canções. Taylor decidiu, então, regravar as canções, criando o selo “Taylor’s Versions“. Era um apelo para que seus fãs abandonassem as versões originais, aderissem às novas, e ainda uma estratégia para apresentar a uma nova geração de fãs as músicas que ela criou quando era adolescente.

O público aderiu, o que provavelmente fez as gravações antigas perderam valor de mercado – um fundo de investimentos chegou a pagar US$ 300 milhões pelas masters. Agora, em 2025, a cantora fechou um acordo para recomprar os masters dos seis primeiros discos. Taylor Swift não revelou quanto pagou para obter a propriedade neste novo acordo.

O gesto foi coroado com uma carta aberta aos fãs, onde ela escreveu:

“Toda a música que eu fiz agora pertence a mim. Todos os meus clipes, todas as filmagens dos meus shows, a arte dos álbuns e a fotografia. As músicas ainda não lançadas, as memórias, a mágica, a loucura, cada uma das minhas eras, todo o trabalho da minha vida.”

Essa postura “dona de mim” vai além da regravação. Em 2014, Swift removeu todo o catálogo do Spotify por considerar injusta a remuneração. Voltou apenas três anos depois. Em 2015, escreveu uma carta aberta à Apple exigindo pagamento aos artistas mesmo durante o período gratuito do Apple Music. Ganhou a batalha em menos de 24 horas.

Swift pode vender docilidade em algumas de suas letras, mas quando o assunto é propriedade intelectual e dinheiro, atua como uma executiva de mão firme. Ela faz questão de estar no controle.

4) Muitos, muitos shows

Se os álbuns são diários musicados, os shows são a tradução máxima do império Swift. A Eras Tour, iniciada em 2023, quebrou todos os recordes conhecidos: US$ 2,1 bilhões arrecadados, mais de 10 milhões de ingressos vendidos em 149 shows que aconteceram em 21 países. É a maior turnê da história da música, praticamente o dobro do US$ 1,1 bilhão faturado pela Music of the Spheres World Tour, da banda inglesa Coldplay, que ocupa a segunda posição no ranking.

O impacto foi além da bilheteria. A U.S. Travel Association calculou que apenas a etapa americana gerou US$ 5 bilhões em gastos diretos. O impacto econômico total dos 53 shows nos Estados Unidos é estimado em US$ 10 bilhões, algo em torno R$ 53 bilhões.

O fenômeno entrou até em relatórios do Federal Reserve da Filadélfia. A representação do banco central americano disse que a Filadélfia registrou o mês mais forte em receita hoteleira desde a pandemia “em grande parte devido ao fluxo de visitantes para os shows de Taylor Swift”. No Reino Unido, o Barclays estimou que a turnê acrescentaria £1 bilhão ao PIB britânico. Em Singapura, seis apresentações provocaram alta de 0,5 ponto percentual no PIB local.

E não faltaram efeitos inusitados. Em Seattle, o público pulando em uníssono durante Shake it Off gerou tremores equivalentes a um terremoto de magnitude 2,3, registrados por sismógrafos como um “Swift-quake”.

A turnê histórica foi responsável por tornar Taylor Swift bilionária, marco atingido em outubro de 2023, segundo a Forbes – o que fez dela a primeira artista e se tornar bilionária somente com o dinheiro ganho por meio das músicas e dos shows, sem contar outros empreendimentos empresariais.

A Forbes calcula a fortuna de Taylor em US$ 1,6 bilhão, divido em US$ 800 milhões advindos de royalties e rendas com os shows, US$ 600 milhões pelo catálogo próprio e mais de US$ 100 milhões em imóveis.

Uma nova era

O novo álbum, The Life of a Showgirl, surge como produto e reflexo desse momento. Foi concebido durante o período da Eras Tour e funciona como síntese de uma artista que transformou, com muito sucesso, a própria vida em espetáculo.

A lógica é circular: experiências viram letras, letras se transformam em eras, as eras movimentam fãs, fãs sustentam turnês, turnês criam impactos econômicos que retroalimentam a narrativa de poder. O ciclo se fecha, pronto para recomeçar.

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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.

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“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.

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.

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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.

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