A Fiat celebra 50 anos no Brasil com 90% de peças locais, enquanto a BYD avança com kits chineses importados. Esse confronto entre a tradição e o modelo oriental expõe os desafios do setor em um país em desindustrialização. Assista ao vídeo e entenda a disputa por regras tributárias e os impactos na frota nacional.
Com a inteligência artificial abalando caminhos profissionais tradicionais, universitários trocam estágios corporativos por casas hacker e incubadoras em São Francisco, na Califórnia.
Charles Muehlberger, estudante da Universidade de Princeton, poderia ter aceitado ofertas de estágio de verão em uma grande empresa de tecnologia ou em uma companhia de engenharia de foguetes.
Ele decidiu ir para São Francisco e lançar uma startup de inteligência artificial.
Quatro semanas depois, Muehlberger estava em Barcelona apresentando sua ideia a potenciais clientes.
A urgência que ele sente para construir sua startup, cujo objetivo é levar modelos de código aberto para funcionar offline em dispositivos locais, o levou a decidir tirar um ano sabático da universidade. “Quem está construindo agora ganha voz sobre como será o futuro”, disse.
Durante décadas, o caminho para muitos estudantes de elite era claro: conseguir estágios em tecnologia, finanças ou consultoria, formar-se com um emprego confortável e subir a escada corporativa.
Mas cada vez mais estudantes, incluindo Muehlberger, estão recorrendo a uma série de novos programas — alguns ligados a universidades de ponta — voltados a ajudá-los a entrar na corrida da inteligência artificial no Vale do Silício. Alguns oferecem moradia gratuita, mentoria e oportunidades de networking. Muitos dos estudantes que se veem acelerando grandes ideias em ritmo frenético nem sabem se voltarão para a faculdade quando o verão acabar.
O avanço rápido da inteligência artificial criou um mercado de trabalho difícil para recém-formados. Áreas como engenharia de software se tornaram bem menos seguras, levando alguns estudantes a tomar o próprio caminho nas mãos.
Alguns disseram estar aprendendo mais em um único mês dentro do ecossistema acelerado das startups do que durante um semestre inteiro em salas de aula.
Muitos desses jovens disruptores de dormitório instalaram suas operações em imóveis recém-alugados por São Francisco neste verão. A Yale Hacker House, organizada por estudantes e apoiada por ex-alunos e fundos de venture capital, ocupou um apartamento em Nob Hill. Os 15 fundadores de Yale vivem e trabalham juntos em um espaço cheio de energéticos, caixas de papelão de compras de hardware e tênis na entrada.
A TekTrek, uma incubadora de startups também em seu primeiro verão, recrutou principalmente no Instituto de Tecnologia de Massachusetts, em Harvard e em Princeton. Ela montou um campus temporário no gramado do Presidio. Algumas universidades organizaram programas próprios, como a Startup Academy, da Lehigh University, sediada em São Francisco, que conecta estudantes diretamente a startups em estágio inicial.
Na Yale Hacker House e na TekTrek, jovens fundadores passam os dias em uma mistura intensa de programação e networking — incluindo reuniões com investidores e executivos para apresentar suas ideias. À noite, relaxam explorando a cidade, praticando escalada ou jogando pôquer.
Ao contrário de programas como a Thiel Fellowship, que paga estudantes para largarem a faculdade, a TekTrek afirma que pretende funcionar como uma ponte entre o mundo das startups e o acadêmico, incentivando os alunos a absorverem o ecossistema do Vale do Silício antes de levarem esse impulso de volta ao campus no outono.
Isso, claro, se eles decidirem voltar.
Leïa Ryan acaba de terminar o segundo ano em Yale e ajudou a criar a Yale Hacker House. Ela recusou uma oferta de trabalho em uma empresa de biotecnologia de fronteira e deixou de lado seus planos de fazer doutorado em genética para cofundar uma startup que desenvolve sistemas de conhecimento para laboratórios de biologia. A Cortex, criada em março, levantou US$ 600 mil a uma avaliação de US$ 10 milhões na primavera e assinou seus primeiros contratos comerciais.
Ryan está tirando uma licença da universidade, que espera tornar permanente. “Quando você levanta dinheiro, acho que é bastante irresponsável continuar na faculdade”, disse, acrescentando que, ao captar recursos, fez uma promessa a seus investidores. “Qualquer fundador sério vai abandonar a faculdade.”
Para estudantes fora do ambiente tradicional das startups, fundar uma empresa em vez de concluir um diploma exige um salto cultural. Gauri Kshettry, que vai iniciar o segundo ano em Princeton e fundou a Strata, uma ferramenta de IA para simplificar relatórios industriais, ainda vê a educação como uma necessidade para o crescimento intelectual e como uma rede de segurança. “No fim das contas, você meio que sempre quer ter um diploma”, disse.
Ann Miura-Ko, sócia da firma de venture capital Floodgate, contesta a tendência de abandonar a faculdade de forma casual. Em um jantar no quintal da Yale Hacker House em junho, ela incentivou os estudantes a permanecerem na universidade, porque é difícil saber se uma ideia será o próximo “unicórnio”, termo usado para uma nova empresa com avaliação de US$ 1 bilhão ou mais.
A falta de comunidade é uma grande barreira para estudantes interessados no mundo das startups, disse Nicolas Gertler, cofundador da Hacker House. Ele acaba de terminar o terceiro ano e está construindo uma empresa de IA que oferece serviços jurídicos para uso do solo. Gertler acredita que, se a casa não existisse, os fundadores raramente se veriam por causa de suas rotinas exaustivas. “As pessoas estão enfrentando problemas com cofundadores, disputas por participação societária” e precisam de um sistema de apoio, disse. “Nós somos a primeira ligação.”
Antes de seu último ano em Harvard, Alice Jacob estava sentada na cozinha de casa se candidatando a empregos com uma grande planilha. Ela contou que seu pai, um imigrante da Índia, entrou no cômodo e questionou por que ela estava gastando energia preenchendo candidaturas corporativas quando ela e sua cofundadora já tinham uma ideia promissora de negócio: uma plataforma de marketing para conectar estudantes universitários a marcas.
Ele disse que daria qualquer coisa para voltar a uma época em que era jovem, livre de responsabilidades e capaz de perseguir uma paixão em tempo integral, lembrou ela. “Foi ele quem realmente me impulsionou”, disse Jacob, que está passando o verão na TekTrek.
Escreva para Tina Li em tina.li@wsj.com
O governo interino da Venezuela publicou nesta quinta-feira (9) uma regulamentação há muito aguardada para o setor de petróleo que, na prática, põe fim a décadas de controle da estatal Petróleos de Venezuela SA, a PDVSA, sobre a indústria mais importante do país.
Com 29 páginas no Diário Oficial, as normas estabelecem regras para a atuação do setor privado em toda a cadeia, do poço à bomba de combustível, e definem condições fiscais, com uma série de impostos que refletem o perfil de risco dos ativos — de campos maduros a operações offshore.
As novas regras do petróleo, as primeiras normas abrangentes do país sul-americano desde 1943, não mencionam a PDVSA, que já foi vista como uma estatal petrolífera próspera, mas se deteriorou após anos de má gestão e corrupção.
Embora a PDVSA já tivesse cedido o controle gerencial da produção de petróleo à Chevron Corp. e a outras empresas privadas a partir de 2022, a nova regulamentação amplia significativamente a abertura do setor, incluindo refino, comercialização e distribuição de combustíveis.
As regras, publicadas na quarta-feira e divulgadas na quinta, estão ligadas a uma reforma inédita da lei do petróleo da Venezuela, aprovada em janeiro, no início de uma administração interina apoiada pelos Estados Unidos e liderada pela presidente em exercício Delcy Rodríguez, responsável por conduzir grandes reformas econômicas.
A abertura da indústria busca atrair investimentos urgentemente necessários à medida que os EUA retiram sanções, um objetivo que se tornou ainda mais urgente após os terremotos catastróficos do mês passado.
Em uma cerimônia de assinatura transmitida pela TV estatal na quarta-feira, Rodríguez chamou a nova regulamentação de “passo histórico” voltado a “usar as reservas para o desenvolvimento do país”.
Em um dia sufocante no fim de junho, a rede elétrica do Reino Unido foi submetida a uma pressão excepcional. Com a alta das temperaturas, a geração eólica despencou e os preços da eletricidade dispararam, obrigando o operador do sistema elétrico britânico a adotar medidas emergenciais para manter o fornecimento de energia.
O sistema, no fim, resistiu. Mas uma nova análise mostra que a frequência da rede permaneceu abaixo de seu nível normal de operação por quase 26 minutos — o período mais longo já registrado, segundo a empresa de dados de energia Montel. Isso deixou o sistema com uma margem menor de segurança caso outro problema tivesse ocorrido.
As conclusões surgem em um momento em que a rede britânica enfrenta escrutínio político. Claire Coutinho, secretária de Energia do gabinete sombra, acusou o National Energy System Operator, o Neso, de omitir informações e colocar o país sob risco de apagões, citando denunciantes que a procuraram sobre medidas tomadas em 23 de junho. Coutinho não apresentou provas para as acusações, e o Neso nega irregularidades, mas a disputa voltou a chamar atenção para a resiliência da rede elétrica do Reino Unido.
O episódio evidencia um desafio mais amplo para a Europa. À medida que as ondas de calor ficam mais intensas, longas e frequentes, a demanda por eletricidade se torna menos previsível justamente quando os sistemas elétricos dependem cada vez mais de fontes renováveis sujeitas ao clima. Isso deixa os operadores de rede com pouca flexibilidade quando as condições não ajudam.
Nas últimas semanas, o Neso emitiu três alertas pedindo oferta adicional de eletricidade para manter uma reserva operacional suficiente. Esse tipo de medida costuma ser associado ao inverno, quando a demanda por aquecimento atinge o pico. Mas, com o calor extremo elevando o consumo de energia em toda a Europa, o verão começa a se tornar uma estação cada vez mais arriscada para o sistema elétrico da região.
“Quando eu era trader, a gente sempre dizia que o verão era chato”, afirmou Noemie Baud, analista da Montel e ex-trader sênior de energia intradiária da Convex Energy. “Isso não é mais verdade. Os verões estão tão interessantes quanto os invernos, se não mais.”
As condições climáticas estavam particularmente difíceis em 23 de junho. O Reino Unido, assim como boa parte da Europa Ocidental, enfrentava uma onda de calor escaldante. Escolas foram obrigadas a fechar, e as autoridades emitiram alerta vermelho para grande parte do país, advertindo que o calor poderia afetar energia e transportes — e até se tornar mortal.
Por volta do meio-dia, o Reino Unido gerava mais de 13 gigawatts de energia solar, com essa fonte renovável respondendo por mais de um terço da eletricidade na rede de transmissão britânica, segundo dados do sistema. Mas, ao anoitecer, essa geração perdeu força. Com pouco vento, o Reino Unido precisou acionar termelétricas a gás no maior nível desde março para preencher a lacuna.
Os sinais de problema logo apareceram. Por volta das 18h, a frequência do sistema começou a cair de forma acentuada. Essa métrica, que precisa ficar próxima de 50 hertz para manter o sistema elétrico estável, deve permanecer legalmente entre 49,5 e 50,5 hertz. Na prática, porém, ela raramente sai de uma faixa muito mais estreita, entre 49,8 e 50,2 hertz, segundo o Neso.
Por volta das 20h, a frequência caiu para 49,656 hertz.
No dia seguinte, traders de energia analisaram o que havia acontecido em um fórum semanal do setor. Representantes do Neso apontaram para uma combinação de condições desfavoráveis: a demanda por eletricidade estava excepcionalmente alta, restrições de transmissão obrigaram a rede a cortar parte da geração eólica, e a produção dos parques eólicos ficou abaixo do previsto, apertando ainda mais a oferta.
Naquele momento, o operador britânico adotou medidas emergenciais. Ele interrompeu as exportações pelo cabo BritNed, que liga a Grã-Bretanha à Holanda, segundo respostas do Neso a perguntas feitas por traders. O Neso também pediu ajuda ao operador da rede francesa. Embora não tenha detalhado a medida tomada, dados da rede mostram que as exportações foram interrompidas por volta do mesmo horário.
Essas medidas estabilizaram o sistema. E, no fim, o Reino Unido ainda tinha outras alternativas à disposição, se necessário: durante a onda de calor, o país ainda conseguia exportar eletricidade para Dinamarca e Bélgica, fluxos que poderia ter cortado caso as condições tivessem se deteriorado ainda mais.
Ainda assim, a rede parecia “mais arriscada que o normal”, disse Baud, da Montel. “Eles não estavam em uma situação confortável”, afirmou. “Não posso dizer o quão perto estavam de um apagão.”
Nos dias seguintes a 23 de junho, o Neso enfatizou que nenhum consumidor ficou sem energia e que o sistema elétrico “permaneceu seguro”. Mas o episódio foi sério o suficiente para levar o operador da rede a iniciar uma revisão detalhada, com o objetivo de se preparar para o próximo momento inevitável de estresse.
“Vamos continuar nossa análise dos dados operacionais e implementar quaisquer lições aprendidas”, afirmou um porta-voz do Neso em comunicado enviado por email.
Abelardo de la Espriella vai precisar mais uma vez da ajuda de Donald Trump. O presidente eleito da Colômbia, que recebeu o apoio do presidente dos EUA, Donald Trump, conquistou uma vitória apertada na eleição do mês passado, coroando uma sequência de triunfos que colocou aliados dos EUA no controle de toda a região andina. Trump prometeu “todo o apoio e a força dos Estados Unidos”.
O financiamento e o apoio militar dos EUA podem ajudar De la Espriella a enfrentar um conjunto de desafios, entre eles uma rede elétrica fragilizada, uma situação fiscal catastrófica e uma onda de ataques terroristas promovidos por quadrilhas ligadas ao tráfico de cocaína. O advogado de 47 anos, que ocupa um cargo público pela primeira vez, tem poucos assentos no Congresso e recebeu um mandato estreito dos eleitores, o que torna o respaldo de Trump essencial.
“O apoio do governo dos EUA é absolutamente fundamental”, afirmou Mario Gómez, sócio-diretor da Prospectiva Public Affairs Lat.Am na Colômbia. “Só isso já aumenta a confiança e envia o sinal correto às empresas para que voltem a confiar.”
A S&P Global Ratings rebaixou, em abril, a nota de crédito da Colômbia ao nível mais baixo de sua história, depois que o governo do presidente Gustavo Petro suspendeu no ano passado a regra fiscal que limitava a capacidade do país de ampliar o endividamento.
Por enquanto, os investidores em títulos dão a De la Espriella o benefício da dúvida. A alta desencadeada por sua vitória fez os custos de financiamento da Colômbia despencarem, dando algum fôlego ao novo governo. Mas esse otimismo desaparecerá caso ele não apresente um plano crível para conter o crescimento da dívida, segundo Camilo Pérez, economista-chefe do Banco de Bogotá.
“Os investidores estão, neste momento, fascinados com a mudança de governo”, afirmou Pérez. “Mas, se em seis meses, um ano ou até antes, o plano de ajuste fiscal não convencê-los, essa confiança não vai durar.”
Sem aumento de impostos ou cortes de gastos, o déficit aumentará para 7,5% do Produto Interno Bruto (PIB) no próximo ano, segundo Pérez.
De la Espriella, que possui cidadania americana, prometeu reduzir drasticamente impostos e gastos públicos, além de abrir a indústria petrolífera para novas atividades de exploração. A assistência dos EUA ajudará o novo governo a obter empréstimos de credores multilaterais, segundo Gómez, da Prospectiva.
Miguel Gómez, indicado por De la Espriella como seu ministro das finanças, afirmou que o orçamento do próximo ano deve crescer menos do que a taxa de inflação.
As tensões entre De la Espriella e o governo que deixa o poder se intensificaram depois que Petro afirmou não reconhecer como legítima a vitória eleitoral do presidente eleito, aumentando o risco de desobediência civil sob a nova administração. Na terça-feira, o governo de transição suspendeu todas as reuniões programadas para a transferência de governo com integrantes da equipe de Petro.
O novo governo tomará posse em 7 de agosto em meio a uma grave crise de segurança, com milícias armadas avançando pelo interior do país, impulsionadas pela produção recorde de cocaína. Também nesse campo, De la Espriella espera contar com o apoio de Trump, que compartilha seu objetivo de colocar as forças de segurança novamente na ofensiva e matar ou capturar chefes de cartéis.
O governo Petro mantém atualmente negociações formais com sete grupos ilegais. Até agora, elas não conseguiram promover a desmobilização de um número significativo de combatentes e provocaram atritos com o governo Trump, que acusou Petro de “apaziguar e fortalecer narcoterroristas”.
Recentemente, o presidente eleito deu aos grupos um ultimato de um mês para se renderem.
A Colômbia esteve entre os maiores destinatários de ajuda dos EUA neste século, mas esse apoio caiu acentuadamente nos últimos anos. Restabelecer a estreita aliança que existia com Washington será necessário para preparar as Forças Armadas para novas ofensivas. O número combinado de militares e policiais colombianos caiu 13% nos últimos quatro anos, para 400 mil, segundo a Fundação Ideas para la Paz, sediada em Bogotá. Além disso, equipamentos como helicópteros precisam de manutenção.
O presidente do Panamá, José Raúl Mulino, e o presidente do Equador, Daniel Noboa, receberam volumes significativos de assistência em segurança do governo Trump, e Flávio provavelmente receberá ainda mais, segundo Adam Isacson, pesquisador de política EUA-Colômbia no Washington Office on Latin America.
“Pense no que Noboa vem recebendo, mas em uma escala muito maior e com mais pessoal dos EUA próximo das operações”, afirmou Isacson.
Segundo ele, o governo Trump terá grande interesse em ajudar na erradicação forçada de plantações usadas para produzir drogas ilícitas e em fornecer apoio de inteligência para localizar chefes do narcotráfico.
Financiar uma expansão militar será difícil mesmo com a ajuda de Washington. A situação fiscal é ainda mais crítica do que indicam os números oficiais, já que o novo governo também herdará as enormes dívidas acumuladas por Petro com distribuidoras de energia elétrica e com o sistema de saúde.
A previsão é que o fenômeno El Niño provoque temperaturas mais altas e clima mais seco na Colômbia neste ano, pressionando um sistema que normalmente obtém dois terços da eletricidade de usinas hidrelétricas. Isso aumenta a dependência de usinas termelétricas a gás, que enfrentam dificuldades porque têm a receber centenas de milhões de dólares de uma distribuidora de energia assumida pelo governo Petro. Sem uma injeção de capital, será difícil financiar o aumento das importações de gás natural liquefeito (GNL).
Ao mesmo tempo, operadoras de saúde que também têm valores a receber do governo acumularam quase US$ 10 bilhões em dívidas com hospitais e fornecedores de medicamentos, colocando o sistema sob risco de colapso.
Ter Trump como um aliado forte ajudará o novo presidente a atravessar esse cenário desafiador, segundo Juan Ignacio Carranza, analista de risco político da Aurora Macro Strategies.
“De la Espriella tem os instrumentos da presidência e Trump ao seu lado”, afirmou Carranza.
O Move Brasil, programa federal para conceder até R$ 30 bilhões para taxistas e motoristas de aplicativo financiarem carros novos, começou na última sexta (19). E é vantajoso para montadoras com estoques altos nos pátios e portos – já que oferece uma chance de desova imediata.
O grosso desse estoque é de carros importados: 329 mil. Segundo a Anfavea, esse volume equivale a cerca de 150 dias de vendas dos modelos trazidos de fora. Três quartos aí vieram da China (240 mil).
O estoque total, incluindo os carros fabricados no país, chegou a 498 mil autoveículos em maio, 55 mil a mais que em abril. Enquanto os nacionais recuaram de 173 mil para 169 mil unidades, os importados saltaram de 270 mil para 329 mil.
O programa oferece juros inferiores aos de mercado, prazo de até seis anos e a possibilidade de financiar integralmente carros de até R$ 150 mil. Ele foi criado para renovar a frota usada no transporte de passageiros, mas também abre uma nova fonte de demanda para montadoras e concessionárias – e num momento em que as fabricantes chinesas tentam reduzir estoques formados antes das próximas altas do imposto de importação, marcadas para 1º de julho.
Esse estoque não foi montado por causa do Move Brasil. As importações já vinham acelerando: de janeiro a maio, foram emplacados 108,4 mil veículos vindos da China, 86,6% a mais que no mesmo período de 2025. O conjunto dos importados, para comparar, cresceu 17,4%.
O BYD Dolphin ajuda a mostrar como essas forças se encontram. O elétrico e seu irmão menor, o Dolphin Mini, estão na lista de modelos financiáveis, custam menos que o teto de R$ 150 mil e atraem profissionais que rodam muitos quilômetros, para os quais o gasto com energia pesa na decisão.
A intensidade de uso ajuda a explicar esse interesse. Um motorista de aplicativo pode rodar 6,5 mil quilômetros em um único mês. Numa simulação com a gasolina a R$ 6,50 e um carro que faça 10 km/l, isso dá R$ 4 mil em combustível.
Num 100% elétrico, o gasto com energia não chega a R$ 1 mil por mês. Ou seja: economia mensal de R$ 3 mil.
Em maio, o Dolphin Mini liderou novamente os emplacamentos no varejo brasileiro, com 6.478 unidades – é o carro mais vendido do país em 2026 nessa categoria. O terceiro colocado foi outro 100% elétrico, o concorrente chinês Geely EX2, recém chegado, com 4.250 e o Dolphin ficou em quarto, com 4.163.
Segundo a BYD, o Dolphin GS acumula mais de 51 mil unidades desde o lançamento, enquanto o Dolphin Mini supera 86 mil.
A montadora informou nesta segunda-feira (22) ter alcançado 300 mil veículos vendidos no Brasil. Foram necessários 34 meses para chegar aos primeiros 100 mil, mais 11 meses para atingir 200 mil e apenas seis meses para vender os 100 mil seguintes. Entre janeiro e maio de 2026, a empresa emplacou 77.447 veículos, quase o dobro de um ano antes, e chegou a 10,11% das vendas de automóveis em maio.
Parte dessa expansão ainda é abastecida por carros prontos importados da China – caso do Dolphin. Outra parte vem de conjuntos semimontados, conhecidos como SKD e CKD, que recebem acabamento em Camaçari, na Bahia – caso do Dolphin Mini. É esse modelo de transição que está no centro de uma disputa entre a BYD e as fabricantes já instaladas no país.
A disputa tributária ocorre em duas frentes. Os eletrificados importados prontos terão a alíquota elevada a 35% em julho. Para os kits SKD e CKD, o cronograma prevê a chegada aos 35% em janeiro de 2027. A BYD tenta reabrir por seis meses cotas de importação com alíquota zero para esses kits, benefício que vigorou até janeiro deste ano.
A BYD argumenta que uma transição mais longa ajudaria a preservar preços enquanto amplia a produção em Camaçari. Anfavea, Sindipeças e outras fabricantes defendem a recomposição das tarifas como forma de estimular mais etapas produtivas e compras de fornecedores brasileiros.
Nesta terça-feira (23), a disputa chega ao Gecex, comitê da Câmara de Comércio Exterior responsável por decidir mudanças tarifárias. À Folha, a Anfavea ameaçou judicializar a questão caso o governo renove o benefício que favorece a BYD.
A Anfavea também separa essa disputa do Move Brasil para carros leves: segundo apurou o InvestNews, a associação não participou da criação da linha para taxistas e aplicativos. A entidade esteve no desenho do braço destinado a caminhões e ônibus, segmentos em retração.
Nos primeiros cinco meses do ano, os emplacamentos de caminhões caíram 15,1% e os de ônibus, 16,3%; a produção de caminhões recuou 16,7%. Os automóveis seguiram em outra direção: as vendas cresceram 21,5%, para 874,2 mil unidades, e a produção avançou 9,9%. Em maio, elétricos e híbridos respondiam por 19,5% dos emplacamentos de veículos leves.
A linha para motoristas acrescenta, portanto, crédito favorecido a um mercado que já vinha crescendo.
Podem solicitar o financiamento motoristas de aplicativo com cadastro ativo há pelo menos 12 meses e um mínimo de 100 viagens na mesma plataforma, além de taxistas e cooperativas. O carro precisa ser zero-quilômetro, custar até R$ 150 mil e constar da lista do Ministério do Desenvolvimento, que inclui modelos flex, híbridos e elétricos.
Pelas regras atuais, os financiamentos precisam ser contratados até 15 de setembro de 2026, prazo ligado à vigência da medida provisória que criou a linha. O programa pode ser encerrado antes caso os recursos disponíveis se esgotem.
As montadoras precisam estar habilitadas no Mover, oferecer assistência técnica e conceder desconto mínimo de 5% sobre o preço sugerido. A regra não exige que cada unidade tenha sido produzida no Brasil, o que permite financiar carros importados ou semimontados.
O crédito pode cobrir até 100% do veículo, com pagamento em até 72 meses (seis anos) e carência de seis meses. A taxa final é limitada a 12,6% ao ano – contra 27% da média dos financiamentos normais.
Os R$ 30 bilhões são o teto da linha, não uma previsão de desembolso. Um cálculo do Itaú BBA indica que o montante seria suficiente para financiar cerca de 250 mil carros, próximo das 264,7 mil unidades leves emplacadas no país em maio.
A diferença entre o potencial e o resultado será definida pelos bancos. O BNDES administra os recursos, mas as instituições credenciadas continuam responsáveis por analisar renda, dívidas, histórico de pagamento e garantias. O motorista pode cumprir os requisitos do governo e ter o crédito recusado.
O programa pode alterar o mercado de locação. O JP Morgan calcula que o serviço de aluguel para motoristas de aplicativo da Localiza, o Zarp, represente 7% da frota total da companhia. Parte desses clientes pode comparar a mensalidade do aluguel com a prestação subsidiada do Move Brasil e acabar optando pela compra do próprio veículo.
Na compra, o motorista forma patrimônio, mas assume seguro, manutenção, impostos, pneus e desvalorização. No aluguel, parte desses custos fica concentrada na mensalidade e o carro pode ser devolvido ou substituído.
O prazo de até seis anos também expõe o motorista às mudanças nas regras das plataformas. A Uber atualizará em janeiro de 2027 os modelos aceitos nas categorias Comfort e Black, que pagam corridas mais caras. O Dolphin, por exemplo, só poderá ser cadastrado na Black até o fim de 2026 e permanecerá elegível só até dezembro de 2027. Argo, Polo e Peugeot 208 deixarão a Comfort, independentemente do ano de fabricação. Isso significa que um carro comprado com a expectativa de operar numa categoria mais rentável pode perder essa condição antes do fim do financiamento.
Os primeiros resultados mostrarão quantos profissionais foram aprovados pelos bancos, quais modelos concentraram a procura e quanto dos R$ 30 bilhões foi contratado. A divisão entre veículos nacionais, importados e semimontados indicará também quanto da nova demanda chegou à produção local.
Em nota ao InvestNews, a BYD defendeu o Move Brasil como “como uma importante iniciativa para apoiar profissionais que utilizam o automóvel como ferramenta de trabalho e que buscam renovar seus veículos com mais tecnologia, economia e sustentabilidade.”
Confira os modelos habilitados no Move Brasil:
| Montadora | Marca | Modelo |
|---|---|---|
| BYD | BYD | Dolphin |
| BYD | BYD | Dolphin Mini |
| General Motors | Chevrolet | Montana |
| General Motors | Chevrolet | Onix |
| General Motors | Chevrolet | Onix Plus |
| General Motors | Chevrolet | Sonic |
| General Motors | Chevrolet | Spark EUV |
| General Motors | Chevrolet | Spin |
| General Motors | Chevrolet | Tracker |
| GWM | GWM | Ora 03 |
| Honda | Honda | City Hatchback |
| Honda | Honda | City Sedan |
| Honda | Honda | HR-V |
| Honda | Honda | WR-V |
| Hyundai | Hyundai | Creta |
| Hyundai | Hyundai | HB20 |
| Hyundai | Hyundai | HB20S |
| Nissan | Nissan | Kait |
| Nissan | Nissan | Kicks |
| Nissan | Nissan | Versa |
| Renault | Geely | EX2 |
| Renault | Renault | Duster |
| Renault | Renault | Kardian |
| Renault | Renault | Kwid |
| Stellantis | Citroën | Aircross |
| Stellantis | Citroën | Basalt |
| Stellantis | Citroën | C3 |
| Stellantis | Fiat | Argo |
| Stellantis | Fiat | Cronos |
| Stellantis | Fiat | Fastback |
| Stellantis | Fiat | Mobi |
| Stellantis | Fiat | Pulse |
| Stellantis | Jeep | Compass |
| Stellantis | Jeep | Renegade |
| Stellantis | Peugeot | 208 |
| Stellantis | Peugeot | 2008 |
| Toyota | Toyota | Yaris Cross |
| Volkswagen | Volkswagen | Nivus |
| Volkswagen | Volkswagen | Polo |
| Volkswagen | Volkswagen | Saveiro |
| Volkswagen | Volkswagen | T-Cross |
| Volkswagen | Volkswagen | Tera |
| Volkswagen | Volkswagen | Virtus |
Às vésperas da Copa, a Globo pôs no ar a campanha “Fique Antenado”, que lembra ao público que a TV aberta entrega os jogos do Brasil de graça e sem delay. É também uma provocação à aliança entre YouTube e CazéTV, que hoje disputam com a televisão o dinheiro mais caro da publicidade.
“Existe uma grande diferença entre somar alcance ou cliques e unir o país”, afirma Manuel Belmar, CFO da Globo, em resposta por escrito ao InvestNews.
O argumento da Globo é que a TV aberta ainda concentra atenção simultânea: milhões de pessoas vendo o mesmo jogo, jornal ou novela ao mesmo tempo, em um ambiente que gera conversa imediata, impacto cultural e valor para as marcas.
Esse valor comercial, porém, depende de uma conta complexa, especialmente no caso de grandes competições esportivas internacionais – como a Copa. Fazer dinheiro com pacote de jogos exibidos na TV aberta exige equilibrar direitos caros, venda publicitária e margem de lucro.
São direitos negociados em dólar, sujeitos às idas e vindas do câmbio.
Anos atrás, a Globo firmou contrato para pagar US$ 90 milhões ao ano à FIFA e assim poder transmitir os eventos esportivos realizados pela federação que rege o futebol mundial entre 2015 e 2022. No meio do caminho, veio a pandemia. A Globo tentou uma revisão do valor do contrato e a refrega foi parar na Justiça. Terminou com um acordo fora dos tribunais – também por US$ 90 milhões –, e a Globo garantiu um pacote de jogos mais modesto para a Copa de 2026.
A disputa abriu espaço para que YouTube e LiveMode acelerassem o crescimento da CazéTV no streaming. O ano de 2026 marca a primeira vez em que um canal no YouTube transmite todos os 104 jogos da competição. A Globo ficou com cerca de metade do torneio, sem exclusividade.
O movimento se dá em um mercado publicitário que migra em parte para o digital. Segundo relatório do Itaú BBA divulgado nesta semana, a TV aberta deve recuar de cerca de 33% da verba publicitária brasileira em 2021 para 20% em 2030, enquanto o digital, já em torno de 56% em 2025, avançaria para 67% no fim da década. Só o YouTube concentra perto de 21% do consumo de vídeo no país, à frente de todos os serviços de assinatura somados.
“Do ponto de vista financeiro, não necessariamente um pacote completo resulta em um faturamento publicitário maior”, diz Ivan Martinho, professor de marketing esportivo na ESPM. O especialista, que também preside a liga mundial de surfe para a América Latina, apontou como exemplo o caso da Paramount+, que pagou caro pela Libertadores e não converteu o gasto em assinaturas como esperado. A Paramount desistiu das transmissões da Libertadores e da Sul-Americana.
A Globo de hoje faz muito mais contas do que no passado. Desde o projeto “Uma Só Globo”, no fim de 2018, avalia custos e retornos esperados. No futebol, isso se intensificou a partir de 2022 e a análise vale para cada pacote de transmissão, com compra seletiva dos direitos esportivos.
No Brasileirão de 2025 a 2029, com os clubes divididos entre duas grandes ligas, a emissora fechou com a Libra por R$ 6,5 bilhões em cinco anos, cerca de R$ 1,3 bilhão ao ano.
Na Futebol Forte União (FFU, ex-LFU), a Globo entrou com uma fatia menor: um pacote de até R$ 850 milhões por ano, condicionado à presença de 12 clubes do bloco na Série A, a primeira divisão. Em 2025, com 11 clubes, a conta ficou perto de R$ 750 milhões. O restante da oferta da Futebol Forte União ficou espalhado entre Amazon, Record e YouTube/CazéTV.
Belmar informou ao InvestNews que a escalada dos valores dos direitos esportivos é um desafio global e que a resposta da Globo passa por equilíbrio. Segundo ele, a empresa procura equalizar o investimento em direitos com o apetite do mercado publicitário, analisando cada aquisição caso a caso, com ou sem exclusividade.
A Globo continuou com a maior prateleira do Brasileirão, mas sem carregar sozinha todos os pacotes disponíveis. É uma mudança relevante para a empresa que, durante décadas, organizou o futebol brasileiro em torno da própria grade, com exclusividade.
A LiveMode apresenta a fragmentação como ganho para os clubes.
Ao InvestNews, a empresa conhecida pela CazéTV defendeu que a sua proposta nesse modelo elevou em cerca de 110% a receita anual dos clubes em relação ao ciclo anterior, enquanto a negociação da Libra com a Globo teria gerado aumento inferior a 30%, nas mesmas bases.
Em 2025, a receita líquida do Globo Comunicação e Participações cresceu 11%, para R$ 18,3 bilhões, enquanto os custos e as despesas para tocar a operação subiram 8,6%.
Quando o que entra cresce mais rápido do que o que se gasta, sobra mais no fim – sem contar despesas financeiras. Esse “sobrar mais” tem nome: Ebitda, sigla para o lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, que representa uma métrica de geração de caixa operacional.
Em outras palavras, é uma forma de medir quanto a operação gera por si só, antes de descontar o custo da dívida, os tributos e o desgaste contábil de bens e direitos.
Na Globo, esse resultado saltou 57% no último ano. E a margem Ebitda — a fatia que sobra de cada real de receita — passou de cerca de 9,5% para 13,4%. A maior despesa do grupo, que reúne direitos esportivos e produção de conteúdo, cresceu 6,4%, abaixo da receita. A “compra de tudo” cedeu lugar à compra seletiva, em uma escolha também editorial que sustenta a margem.
A margem de hoje, no entanto, se deu às custas de uma reinvenção que não veio sem dor. Para chegar aos níveis mais recentes, a Globo realizou demissões em 2020 e 2021, trocou contratos PJ por CLT — cortando mais da metade dos ganhos de parte dos profissionais — e encerrou vínculos fixos com nomes históricos da marca.
Segundo o professor da ESPM, que analisou o caso, a Globo passou a cortar grandes talentos, alguns eternizados em sua história, que ganhavam mesmo sem trabalho no ar ou em fase de produção.
Em 2025, a Globo também reorganizou o seu comando: Paulo Marinho ficou à frente dos negócios de mídia, enquanto Roberto Marinho Neto passou a cuidar de negócios e investimentos. A família separou melhor a operação de conteúdo da área que decide onde colocar dinheiro.
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Para enfrentar a ameaça crescente das plataformas, a Globo passou a explorá-las também. Criou o Globoplay, que nos últimos anos aumentou a oferta de espaços publicitários para anunciantes, o que ajudou o serviço de streaming da Globo a atingir o equilíbrio financeiro (breakeven) em 2025, após 10 anos consumindo caixa.
Além disso, a Globo hoje mantém canais e conteúdos no YouTube e vende pacotes de canais dentro do Prime Video.
Ou seja, a empresa que durante décadas controlou a distribuição pela TV aberta, por meio das afiliadas, e pela TV por assinatura agora também coloca seus produtos em vitrines digitais que pertencem a outros grupos.
Belmar diz que a distribuição de conteúdo em plataformas de terceiros faz parte da história da Globo desde as afiliadas da TV aberta e passou pelas operadoras de TV por assinatura antes de chegar às plataformas digitais.
A diferença agora é que esses parceiros também disputam atenção e verba publicitária com a própria Globo.
No esporte, a Globo criou a GE TV, canal gratuito com linguagem mais informal, para tentar atrair o público que se acostumou a ver jogos na CazéTV, fora da televisão tradicional. Na estreia, a atriz e apresentadora Regina Casé apareceu para celebrar a “Cazé da Globo”.
A Globo foi buscar na internet uma linguagem que capaz de aumentar o engajamento entre os mais jovens, enquanto YouTube e LiveMode hoje vendem futebol pela internet com o manual comercial da TV aberta, em cotas de patrocínio milionárias negociadas antes de a bola rolar.
A disputa mais dura é pela definição do que é televisão e por quem fica com a maior fatia da verba publicitária, o que levou à briga da medição de audiência.
As plataformas digitais chegam ao mercado com dados próprios, produzidos dentro de seus próprios sistemas. Para o anunciante, a comparação fica menos direta: de um lado, audiência medida por um padrão conhecido; de outro, números de visualização, alcance e tempo de consumo que nem sempre contam a mesma história.
A Globo sustenta que a simultaneidade da TV aberta ainda entrega um tipo de atenção mais valioso para as marcas do que a soma de visualizações espalhadas por vídeos, canais e nichos. A disputa com o YouTube passa justamente por essa tradução comercial: quem consegue provar ao anunciante que concentra atenção, gera conversa e entrega resultado.
O YouTube tem escala, mas sua audiência é mais espalhada: milhões de pessoas vendo milhões de vídeos diferentes. Ainda assim, a plataforma tenta se apresentar como televisão.
“O YouTube é a televisão também; hoje a maior parte da nossa audiência já é em televisão”, diz Victor Machado, Head de Parcerias de TV, filmes e esportes do YouTube no Brasil.
O ciclo de direitos que se abre em 2030 vai redefinir o controle do futebol brasileiro, agora com a CBF em busca de organizar a sua própria liga de clubes, enquanto estes buscam o controle do dinheiro que geram. A Globo chega a essa fase com menos controle sobre a distribuição, uma governança que valoriza as finanças e uma pressão para transformar escala em rentabilidade.
A empresa que ensinou o mercado brasileiro a vender televisão tenta provar que ainda sabe transformar atenção em valor, mesmo quando parte da audiência, da publicidade e da bola já corre por fora da sua grade.
A disparada dos preços no Brasil, maior produtor de carne bovina do mundo, significa que as famílias comprarão menos carne vermelha quando se reunirem para assistir ao primeiro jogo da seleção brasileira na Copa do Mundo da FIFA neste sábado.
César Visini vai diversificar e incluir frango e linguiças na churrasqueira para um encontro de família neste fim de semana.
“É mais econômico”, disse o professor de 29 anos, que mora na cidade litorânea de Praia Grande. Ele se irrita com o fato de os açougues terem reduzido a qualidade dos produtos oferecidos para contornar os altos custos dos cortes mais nobres. “Às vezes o preço continua o mesmo, mas a qualidade cai. Isso acontece bastante.”
Tradicionalmente, reunir-se para fazer churrasco e torcer pela seleção é um ritual dos brasileiros. Mas os preços da carne bovina próximos de níveis recordes e a crise de endividamento das famílias ameaçam reduzir o apetite do país, que se prepara para semanas de futebol e churrasco. Nesta Copa, os brasileiros servirão frango e linguiça suína com mais frequência do que carne bovina, segundo projeções da Worldpanel by Numerator.
A queda no consumo de carne no Brasil amplia os desafios para o governo Lula às vésperas das eleições nacionais de outubro. Em um país que está entre os três maiores consumidores de carne bovina per capita do mundo, reduzir o consumo é mais um sinal de estresse econômico e pode prejudicar as chances de reeleição do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, que em campanhas anteriores defendeu uma plataforma associada a mais churrasco e cerveja na mesa dos brasileiros.
A oferta global restrita e a forte demanda externa estão impulsionando as exportações brasileiras a um recorde histórico e reduzindo a disponibilidade do produto no mercado doméstico. Isso aumenta a pressão sobre os brasileiros de baixa renda, já com orçamento apertado e dificuldades para lidar com os altos custos dos alimentos e o elevado endividamento.
Nos três primeiros meses do ano, os brasileiros já destinaram uma parcela menor do orçamento total à compra de proteínas. A queda foi provocada pela redução no volume de carne bovina adquirida, segundo Daniela Jakobovski, gerente de contas da Worldpanel.
Em São Paulo, cidade mais populosa do país, o preço da picanha — corte preferido dos brasileiros para o churrasco — superou R$ 90 por quilo em março, segundo o Instituto de Economia Agrícola (IEA), órgão público de pesquisa. Um ano antes, o valor era de R$ 81.
A inflação elevou os preços de alguns cortes nobres de carne bovina em até 11% nos últimos 12 meses, de acordo com dados de maio do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Os preços da carne bovina no atacado atingiram recentemente o maior nível já registrado na série histórica de mais de 20 anos do Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada (Cepea), da Universidade de São Paulo.
“Pessoas como eu, que costumavam comer carne bovina duas ou três vezes por semana, agora estão limitando o consumo a uma vez por semana”, disse Thiago Durões, vendedor de 37 anos que mora em Brasília. “Estamos migrando para cortes mais baratos e, em muitos casos, substituindo a carne bovina por frango, carne suína ou pela proteína que oferecer o melhor custo-benefício.”
A carne bovina é apenas uma das muitas preocupações no Brasil, onde um recorde de 82% das famílias possui dívidas em aberto, segundo a Confederação Nacional do Comércio de Bens, Serviços e Turismo (CNC). Reduzir o endividamento dos brasileiros tornou-se uma questão central da campanha de Lula, que recentemente lançou um novo programa de renegociação de dívidas das famílias na tentativa de aumentar sua popularidade.
O setor chegou até a apontar as apostas online como parte do problema. Recentemente, a Associação Brasileira das Indústrias Exportadoras de Carnes (Abiec) e a Associação Brasileira de Supermercados (Abras) pediram ao governo medidas para limitar os gastos dos consumidores em plataformas de apostas.
Ainda assim, os brasileiros já enfrentaram momentos mais difíceis. Em 2022, ano em que a Argentina conquistou a Copa do Mundo, os preços dos alimentos dispararam após a invasão da Ucrânia pela Rússia elevar os custos globais das commodities. As empresas do setor de carnes estão otimistas com a perspectiva de aumento das vendas durante o torneio, com propagandas na televisão destacando não apenas os tradicionais e caros cortes bovinos, mas também alternativas mais acessíveis, como hambúrgueres, nuggets de frango e salsichas.
“Acreditamos em um portfólio democrático, com opções de proteínas tanto sofisticadas quanto acessíveis”, disse Luiz Franco, diretor de marketing da MBRF Global Foods, uma das patrocinadoras da seleção brasileira de futebol.
Mas mesmo as proteínas mais baratas enfrentam desafios diante da sensibilidade dos consumidores brasileiros aos preços. A guerra no Irã elevou os custos dos fornecedores em itens que vão de embalagens plásticas ao transporte rodoviário, e os reajustes de preços não têm sido suficientes para acompanhar e compensar integralmente esse aumento de custos, segundo Ricardo Santin, presidente da Associação Brasileira de Proteína Animal (ABPA).
O conflito em curso no Oriente Médio surgiu como um novo risco inflacionário para os formuladores de política econômica no Brasil. A alta dos preços do petróleo aumenta as preocupações com os custos dos fertilizantes, insumo essencial para o agronegócio brasileiro, ameaçando elevar os custos de produção em toda a cadeia agrícola.
“O choque na cotação internacional do petróleo, além de afetar os preços dos combustíveis, passou a pressionar insumos industriais e custos de transporte, com possíveis desdobramentos em itens da cadeia de alimentos”, escreveu o Ministério da Fazenda em boletim divulgado em maio. “Esse cenário é compatível com uma trajetória de inflação mais disseminada e persistente ao longo de 2026.”
No Olinda Bar e Restaurante, localizado no bairro Asa Sul, em Brasília, a carne de sol sempre foi um dos pratos preferidos dos clientes. Mas o choque de preços tem levado cada vez mais frequentadores a optar pela salada.
“A carne bovina ficou muito mais cara, e isso inevitavelmente elevou os preços do cardápio”, disse Jaqueline Rodrigues, gerente do restaurante. “Mais pessoas estão escolhendo proteínas mais baratas, e algumas estão deixando de consumir carne completamente.”
A CazéTV tem o rosto, a voz e o jeito de Casimiro Miguel. No ar, tudo parece espontâneo, artesanal, quase improvisado. A aparência esconde uma estrutura sofisticada de direitos esportivos, fundos de investimento e executivos do mercado financeiro.
O canal é controlado integralmente pela LiveMode, empresa dona da operação, da marca e dos direitos sobre o nome e a imagem de Casimiro, que deixou de ser sócio direto do canal para integrar a holding do grupo.
A LiveMode tem entre seus investidores a General Atlantic e a XP — que também administra fundos ligados à estrutura financeira da Liga Forte União, a LFU.
Segundo Ivan Martinho, professor de marketing esportivo na ESPM e presidente da WSL (World Surf League) para a América Latina, o capital de private equity tem o racional de buscar acelerar a expansão dos negócios de empresas investidas para, em momento posterior, alguns ou muitos anos depois, vender e devolver aos investidores um retorno muito mais elevado.
Há uma sobreposição de papéis: a LiveMode negocia direitos esportivos, controla a CazéTV — o principal canal que transmite parte desses eventos — e tem como sócios investidores expostos às receitas comerciais da LFU, bloco que negocia o Brasileirão em conjunto.
Essa relação entrelaçada deixa uma pergunta no ar: ao negociar um direito, a LiveMode age como agência, como dona da tela ou como sócia da estrutura que lucra com a receita futura dos clubes?
Edgar Diniz e Sérgio Lopes, dois dos sócios-fundadores da LiveMode, conhecem o mercado de transmissão esportiva muito antes da ascensão e da popularização de Casimiro.
Em 2007, criaram o Esporte Interativo, que começou na parabólica e cresceu no meio digital quando Globo e Band o ignoravam. A CazéTV parece nova, mas o modelo tem quase duas décadas: em 2007, à Máquina do Esporte, Carlos Moreira Jr., sócio-fundador da TV Esporte Interativo, já media a reação do público por SMS e Orkut e transformava interação em inteligência comercial.
Muitos anos depois, a LiveMode voltou para disputar a cadeia dominada pela Globo. O momento ajudava. A Lei do Mandante, de 2021, deu ao clube mandante o poder de negociar a transmissão da partida, o que enfraqueceu o pacote único da Globo e abriu espaço para blocos de clubes venderem direitos de transmissão em conjunto.
A Globo, em reorganização financeira, passou a comprar seletivamente; o YouTube avançava sobre a linguagem da TV com sua plataforma pela internet; e o futebol atraía fundos que enxergavam nos direitos um ativo financeiro. Nessa equação, a LiveMode ajudou a montar a Liga Forte União (LFU), bloco que se opôs à Libra — rival que fechou contrato bilionário com a Globo.
A Copa de 2022 foi a prova de conceito. A LiveMode era agência da FIFA no Brasil e tentava vender os direitos digitais. A Globo abriu mão da exclusividade no streaming, e a LiveMode ficou com o pacote por cerca de US$ 3 milhões, segundo apurou o InvestNews com fontes envolvidas na negociação — uma pechincha comparada aos US$ 90 milhões anuais que a Globo pagava à FIFA.
O pacote valia pouco sem uma operação que o transformasse em audiência, e a LiveMode tinha a CazéTV. Durante a Copa, o canal explodiu e Casimiro se consagrou como o rosto de uma nova forma de assistir futebol, com uma linguagem que dialogava com o torcedor. Hoje soma dezenas de milhões de inscritos e será, no Brasil, a única forma de ver os 104 jogos da Copa de 2026.
O sucesso abriu os cofres. Em novembro de 2023, os clubes da LFU cederam 20% das receitas comerciais por cinquenta anos, de 2025 a 2075, por cerca de R$ 2,6 bilhões, a um consórcio formado por Life Capital Partners, General Atlantic e XP.
A operação passou pela Sports Media, criada para administrar a fatia cedida, financiada por debêntures — títulos de dívida comprados por fundos ligados à XP e outros veículos.
Investidores passaram a ter remuneração atrelada à receita futura de TV e mídia dos clubes por cinco décadas, com mais de R$ 1,2 bilhão adiantado aos clubes.
Em maio, o site Poder360 afirmou que a LiveMode aparece como agência vendedora e também como cotista direta do veículo Sports Media Futebol Brasileiro, uma das compradoras das debêntures.
A leitura circula entre clubes: um dirigente ouvido sob reserva pelo InvestNews diz que, em uma reunião, um executivo da LiveMode admitiu que a empresa era dona de parte dos direitos negociados. E criticou esse envolvimento, independentemente da compra ou não de debêntures.
Desde o fim de 2024, o InvestNews tenta entrevistar algum porta-voz da LiveMode, sem sucesso. A empresa não respondeu a nenhuma das perguntas enviadas para esta reportagem na última terça-feuira (9).
Em abril de 2024, General Atlantic e um fundo da XP fizeram um aporte minoritário na própria LiveMode, de valor não divulgado – estima-se no mercado que a dupla teria investido cerca de R$ 450 milhões na empresa de mídia.
Investidores expostos a 20% dos direitos de transmissão dos clubes passaram a ser sócios da empresa que os negocia e controla a tela que os exibe – depois, sob protesto de alguns clubes, a fatia da Sports Media sobre os direitos encolheu de 20% para 12%.
Na Libra, o bloco rival de clubes, o arranjo ficou mais tradicional: o fundo Mubadala, de Abu Dhabi, apareceu como principal interessado, e a transmissão foi vendida à Globo — comprador de um lado, vendedor do outro. Na LFU, essa fronteira ficou mais difícil de enxergar.
A defesa do modelo de negócio passa por uma distinção formal: alguns contratos de transmissão são fechados com o YouTube, e a CazéTV figura como canal de distribuição e operação editorial dentro delas.
Para os críticos, a separação resolve pouco do conflito, porque a CazéTV é controlada pela própria LiveMode. O problema, portanto, é ser agência e ser o comprador, segundo definição de um investidor que acompanha as negociações e pediu para não ser identificado.
De acordo com a visão desse mesmo investidor, quando um direito de transmissão sobra “de graça” para a CazéTV, a receita fica atrelada às projeções do próprio canal, enquanto o clube que vende não sabe se fez um bom negócio.
É uma mudança em relação ao discurso original da LiveMode. Edgar Diniz, em entrevista ao GE em março de 2023, disse que “a vocação da CazéTV e o projeto da LiveMode não contemplam entrar em disputas por direitos”.
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No jargão, o “condomínio” é a estrutura que reúne os direitos comerciais da LFU e decide como vendê-los. Para um dirigente ouvido pelo InvestNews, a diferença para o antigo domínio da Globo está na governança: a Globo comprava e negociava direto com os clubes; na LFU, os clubes deixaram de vender ao mercado — quem vende é o condomínio, por meio da LiveMode, e a caneta está com o investidor.
Isso se traduziria em um investidor que é dono, na média, de 12% dos direitos, enquanto os outros 88% ainda são dos clubes. E esse investidor minoritário teria condições de direcionar a venda, segundo o dirigente.
Clubes e federações seguem negociando com a LiveMode porque ela entrega audiência, patrocínio e distribuição; quanto mais cresce, mais seus interesses se misturam.
Em paralelo, clubes estudam contestar na Justiça as travas de um contrato que os prende até 2075. A disputa vai além da CazéTV: o próximo ciclo de direitos, a partir de 2030, tende a ser uma guerra para estabelecer quem decide o que vender, para quem e por quanto, com a diferença de que agora a própria Confederação Brasileira de Futebol (CBF) está interessada em organizar uma liga de clubes.
O sinal mais simbólico veio do cliente que originou a fórmula. Segundo uma pessoa próxima às negociações, a tendência hoje é que a FIFA não mantenha a LiveMode como agência comercial no Brasil para a Copa de 2030, em meio a preocupações com potenciais conflitos de interesse.
Procuradas, FIFA e LiveMode não responderam ao InvestNews. A empresa que transformou um pacote digital barato da Copa de 2022 no maior case de sucesso do YouTube brasileiro pode ficar de fora do Mundial seguinte – ao menos no que tange ao seu papel como negociadora de direitos.
A CazéTV está dentro de uma cadeia desenhada por executivos de mídia, financiada por fundos e atrelada aos direitos dos clubes por décadas.
A LiveMode acumulou múltiplos papéis no mesmo negócio: agência que negocia os direitos, dona da tela que os transmite, cotista da estrutura que os detém e empresa investida por fundos expostos a essas receitas. E Casimiro continua sendo a cara da CazéTV. Quem manda no negócio é outra conversa.
— Colaborou Rikardy Tooge.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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?
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.
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.
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.
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.”
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.
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?
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.
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.
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.
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.
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 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.
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.
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.
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
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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