O Ministério de Portos e Aeroportos assinou nesta terça-feira (9) uma portaria que amplia o acesso ao Reidi (Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura) para projetos de infraestrutura aeroportuária. A medida também inclui sistemas de proteção ao voo instalados em aeródromos públicos.

Com a nova regulamentação, o benefício fiscal passa a abranger projetos relacionados a sistemas aeroportuários e de proteção ao voo em aeródromos públicos, incluindo aeroportos administrados pela Infraero, estados e municípios, além de empreendimentos em áreas aeroportuárias voltados à operação e desenvolvimento logístico e comercial.

Segundo o Ministério, a medida integra a estratégia do programa Investe + Aeroportos e tem como objetivo ampliar a atratividade do setor para investimentos privados, além de estimular a ocupação econômica dos sítios aeroportuários.

Durante o evento, o ministro de Portos e Aeroportos, Tomé Franca, afirmou que a atualização do Reidi busca fortalecer o ambiente de negócios e aumentar a capacidade de atração de capital nacional e estrangeiro para o setor de infraestrutura aeroportuária.

“O Reidi vem para consolidar esse desejo de fazermos do setor de aeroportos algo atrativo para o capital nacional e para o capital estrangeiro, fazendo com que a infraestrutura cumpra seu papel de desenvolver o país, gerar oportunidades para o nosso povo, renda para os brasileiros e bons negócios para quem acredita e investe no Brasil”, disse.

De acordo com a diretora de Assuntos Econômicos do ministério, Helena Venceslau, a portaria corrige uma limitação da norma anterior, que restringia o benefício às concessionárias aeroportuárias. Com a mudança, projetos prioritários em aeródromos públicos passam a ter acesso ao regime, ampliando a segurança jurídica para investidores.

“A portaria anterior limitava o acesso ao Reidi às concessionárias aeroportuárias. Com a atualização, ampliamos o alcance da política pública para projetos prioritários de infraestrutura, criando mais oportunidades para investimentos no setor.”

O governo avalia que a medida pode impulsionar novos investimentos, gerar empregos e fortalecer a infraestrutura aeroportuária brasileira.

O que fazer com o combustível depois do reator?  No início deste ano, o Ministério de Minas e Energia do Brasil submeteu à consulta pública o Plano Nacional de Energia 2055. Entre suas diretrizes está a ampliação da capacidade de geração nuclear no país até 14 GW(e), o que equivale a um aumento de cerca de sete vezes. Se o Brasil de fato seguir esse caminho, uma das questões centrais surgirá já em uma etapa inicial.

Afinal, com qual combustível funcionarão as futuras usinas nucleares e o que acontecerá com esse combustível dali a alguns anos, após o fim de seu período de uso no reator? São questões de enorme importância tanto para a eficiência econômica das usinas nucleares quanto para o meio ambiente e para uma postura responsável em relação ao legado dos projetos nucleares.

A segunda questão costuma ser formulada de maneira mais simples: o que fazer com o combustível nuclear usado? A parte mais difícil do combustível nuclear usado são os conjuntos irradiados. Trata-se de combustível que já operou por vários anos no reator e foi descarregado do núcleo. Sua composição ainda inclui urânio, plutônio, produtos de fissão e outros elementos formados durante a operação do reator. Esse material continua altamente radioativo e quente, de modo que seu manejo exige tecnologias específicas, controle rigoroso e planejamento de longo prazo.

Hoje, as usinas nucleares adotam uma abordagem consagrada. Depois de descarregado do reator, o combustível usado é mantido inicialmente por alguns anos em uma piscina de resfriamento localizada junto ao reator, onde diminuem sua geração de calor e sua radioatividade. Em seguida, ele pode ser colocado em cilindros especiais chamados canisters e em contêineres de concreto para o armazenamento a seco de longa duração na própria área da usina. Essa opção permite manejar o combustível nuclear usado com segurança por décadas e é empregada na usina nuclear de Angra.

A próxima etapa é o isolamento definitivo desse combustível em um repositório geológico profundo dedicado. Essa instalação deve garantir segurança por centenas de milhares de anos e, por isso, precisa ser instalada em rochas estáveis a uma profundidade de no mínimo 400 metros. Na prática, essa solução ainda não foi concretizada em nenhum lugar, mas a Finlândia e a Suécia chegaram bem perto dela. Espera-se que o repositório finlandês entre em operação nos próximos anos, e o projeto sueco, depois de 2030.

Mas é importante entender: o combustível nuclear usado não é um rejeito homogêneo que perdeu totalmente seu valor. Nos reatores modernos, o urânio é consumido apenas parcialmente. No momento em que é descarregado do reator, ele ainda representa cerca de 96% da massa dos elementos combustíveis usados. Outro 1%, aproximadamente, corresponde ao plutônio, que se forma no reator durante o uso do combustível. Tanto o urânio quanto o plutônio são materiais que, com as tecnologias adequadas, podem ser reincorporados ao ciclo do combustível nuclear e, assim, utilizados mais uma vez na produção de combustível para usinas nucleares.

É justamente aqui que surge uma alternativa ao simples armazenamento de longo prazo: o reprocessamento, ou reciclagem, do combustível nuclear usado. Sua finalidade é separar o combustível nuclear usado em seus componentes. A tecnologia extrai os materiais aptos à produção de novo combustível e prepara os rejeitos restantes para um isolamento seguro. Em outras palavras, aquilo que à primeira vista parece apenas um problema pode, com outra abordagem tecnológica, tornar-se parte da base de recursos da energia nuclear.

O que a reciclagem muda

A reciclagem do combustível nuclear usado é um reprocessamento radioquímico complexo, no qual o material é separado em seus componentes. Dele pode-se extrair urânio apto à produção de novo combustível, enquanto os componentes restantes são preparados para um manejo seguro e o posterior isolamento.

Em termos práticos, isso altera a própria lógica do ciclo do combustível nuclear. Em vez do esquema linear que vai da mineração de urânio à produção de combustível, à operação no reator e ao armazenamento de longa duração, abre-se a possibilidade de fechar parcialmente o ciclo. Parte dos materiais retorna à produção, e o volume do que de fato deve ser tratado como rejeito é reduzido de maneira significativa.

Em primeiro lugar, a reciclagem permite usar o urânio natural de forma mais eficiente, considerando que trata-se de um recurso cuja demanda crescerá à medida que a energia nuclear se expandir no mundo. Em segundo lugar, ela reduz a pressão sobre a futura infraestrutura de armazenamento e disposição. Em terceiro lugar, esse modelo torna o próprio programa nuclear mais compreensível para a sociedade. A questão do combustível nuclear usado não recebe uma resposta adiada, mas uma resposta tecnologicamente estruturada.

Atualmente, apenas a França, a Rússia e, em parte, a Índia dispõem, em escala industrial, da tecnologia de reprocessamento de elementos combustíveis usados. China e Japão buscam dominá-la. Estados Unidos e Coreia do Sul estudam ativamente essa tecnologia. Um dos exemplos mais conhecidos é a França, onde o reprocessamento dos elementos combustíveis usados faz com que o volume de rejeitos de alta atividade destinados à disposição final seja reduzido em cinco vezes, e a toxicidade desses rejeitos, em dez vezes. Além disso, ao reincorporar ao ciclo do combustível o urânio e o plutônio extraídos dos elementos combustíveis, os franceses economizam de 20% a 25% do urânio natural.

A experiência russa: do armazenamento ao ciclo fechado

A Rússia foi ainda mais longe no desenvolvimento da reciclagem. Nas unidades da Rosatom, dos elementos combustíveis usados, extraem-se não apenas urânio e plutônio, mas também os actinídeos menores, como netúnio, amerício e cúrio. São eles que determinam a geração de calor e a atividade dos rejeitos em um horizonte de até 1 milhão de anos. Na Rússia, esses elementos são enviados para irradiação em reatores rápidos, onde ocorrem sua transmutação e fissão, com conversão em elementos mais seguros. Essa abordagem, baseada em fracionamento e transmutação, permite, após o reprocessamento, restringir à disposição final apenas a fração de vida curta, formada por estrôncio e césio. Esse material é então vitrificado e encaminhado ao destino final.

A Rosatom ocupa posição de liderança no desenvolvimento das tecnologias de quarta geração. Na usina nuclear de Beloyarsk, já começaram os trabalhos preparatórios para a construção da unidade geradora com o reator de nêutrons rápidos BN-1200M. Na região de Tomsk, por sua vez, está sendo criado, pela primeira vez no mundo, um complexo integrado em um mesmo local, formado por uma unidade geradora com o reator rápido BREST-OD-300 e um ciclo fechado do combustível incorporado à própria usina. Esse ciclo inclui a fabricação de combustível novo de nitreto de urânio-plutônio e o reprocessamento do combustível irradiado.

Ao mesmo tempo, a Rússia continua sendo o único país a operar de forma ininterrupta um reator rápido comercial (o BN-600, desde 1980). O país também colocou em operação industrial o reator rápido BN-800 com carga plena de combustível MOX de urânio-plutônio, e nele foi obtida a primeira experiência de queima de actinídeos menores em reator. Os avanços da Rosatom nessa área atraíram grande atenção para as apresentações russas na Conferência Internacional da AIEA sobre Reatores Rápidos e Ciclos de Combustível Associados (FR 26), realizada de 18 a 21 de maio, em Pequim.

O que isso pode significar para o Brasil

Não se pode afirmar de antemão se esse cenário será aplicável ao combustível usado na usina nuclear de Angra e nas futuras usinas nucleares brasileiras. Para isso, é necessária uma avaliação profissional de engenheiros, economistas e do órgão regulador. É preciso levar em conta a composição do combustível, os volumes acumulados e futuros de combustível nuclear usado, o custo da logística e do reprocessamento, os requisitos de segurança, a infraestrutura de armazenamento de longo prazo e a percepção da sociedade sobre essas soluções.

Mas, se o Brasil planeja ampliar a geração nuclear, é importante iniciar essa conversa desde já. O país tem diferentes opções possíveis. Pode continuar desenvolvendo um sistema de armazenamento a seco seguro, avaliar futuramente a possibilidade de disposição geológica, estudar a experiência internacional de reprocessamento do combustível nuclear usado e considerar a cooperação com empresas que detêm as tecnologias correspondentes.

A Rosatom vê boas perspectivas de diálogo técnico com parceiros brasileiros sobre esse tema. Não se trata de uma receita universal pronta, mas da possibilidade de avaliar como as tecnologias de reciclagem podem funcionar nas condições específicas do Brasil, avaliando seu programa nuclear, sua base industrial, sua regulação e seus objetivos energéticos de longo prazo.

A questão central aqui é mais ampla que o destino de elementos combustíveis específicos. O Brasil terá de definir qual modelo de energia nuclear deseja construir: um modelo linear, em que o combustível, depois de usado, passa a ser uma questão de armazenamento de longo prazo ou um modelo mais complexo, porém mais racional, em que parcela significativa dos materiais retorna ao ciclo do combustível.

Para um país com ambições energéticas de longo prazo, o combustível nuclear usado não é um detalhe técnico que se possa adiar para o futuro. É parte da segurança energética, da política industrial e da confiança da sociedade na energia nuclear. Quanto antes essa questão for incorporada ao planejamento estratégico, mais robusto poderá ser todo o futuro programa nuclear do Brasil.

* Ivan Dybov, diretor da Rosatom América Latina

O secretário de Clima, Energia e Meio Ambiente do Itamaraty, embaixador Maurício Lyrio, afirmou que a política mineral brasileira está defasada diante da nova disputa global por minerais críticos e defendeu o avanço do PL (projeto de lei) que trata do tema no Congresso Nacional.

Segundo ele, o Brasil tem uma posição privilegiada no cenário internacional por reunir grandes reservas minerais, matriz energética limpa e capacidade diplomática para negociar com diferentes potências. No entanto, essa vantagem ainda esbarra em um marco regulatório considerado pouco atualizado.

“Há um problema de atualização urgente por conta de uma evolução tecnológica com um material que ainda não se refletiu na legislação brasileira”, disse Lyrio, durante seminário internacional de minerais críticos e estratégicos, organizado pela Ibram (Instituto Brasileiro de Mineração).

O embaixador afirmou que os recursos naturais voltaram a ter papel central na distribuição de poder entre os países. A corrida tecnológica e a disputa por cadeias produtivas fizeram com que minerais críticos deixassem de ser apenas um tema econômico e passassem a ocupar espaço estratégico na geopolítica.

Lyrio citou a China como exemplo de país que, desde os anos 1980, adotou uma política agressiva para transformar reservas minerais em vantagem competitiva. Pequim conseguiu antecipar a importância de elementos estratégicos, como terras raras, e desenvolver políticas públicas voltadas não apenas à extração, mas também ao processamento e à agregação de valor.

O secretário afirmou que essa tendência também passou a ser seguida por outros países e blocos econômicos. Ele mencionou a Indonésia, que adotou medidas mais restritivas para estimular o processamento local de minerais, e a UE (União Europeia), que tem buscado reduzir sua dependência externa por meio de incentivos à produção e ao refino de minerais críticos.

De acordo com Lyrio, a UE estabeleceu metas para ampliar sua capacidade de processamento, o que mostra que a disputa internacional não está limitada ao acesso às reservas, mas envolve também o domínio das etapas industriais da cadeia.

“Há uma política agressiva dos Estados de buscarem não só segurança de suprimento de minerais, mas também maior concentração da agregação de valor em seus territórios”, disse.

Para ele, o setor não pode ser tratado como uma política pública comum, já que envolve temas estratégicos para a economia, a indústria, a tecnologia e a segurança nacional.

“É preciso ter uma uniformização de um arcabouço geral que estabeleça uma política específica do setor, e não meramente uma faixa como qualquer outra da política mineral brasileira”, disse.

Nesse contexto, o embaixador afirmou que o Brasil tem sido procurado por diferentes países interessados em firmar parcerias na área mineral. Para ele, a questão central é como o país vai lidar com essa demanda externa sem se limitar ao papel de fornecedor de matéria-prima.

PL minerais críticos

O PL dos minerais críticos, aprovado pela Câmara dos Deputados, aguarda análise no Senado. O relator no Senado ainda não foi definido. Também não está fechado se o projeto passará por comissões ou se será analisado em regime de urgência.

O governo federal, porém, tem interesse em acelerar a tramitação.

A proposta aprovada pela Câmara, cria a PNMCE (Política Nacional de Minerais Críticos e Estratégicos) e o CIMCE (Conselho Nacional para Industrialização de Minerais Críticos e Estratégicos), vinculado à Presidência da República.

O texto será analisado pelos senadores em meio à pressão de mineradoras por ajustes em pontos considerados sensíveis, como o poder do conselho, a homologação de operações societárias, as regras vinculadas à exportação, a obrigação de investimento em P&D e o prazo máximo para pesquisa mineral.

Pela versão aprovada, o poder público, por meio do CIMCE poderá homologar, por meio de mecanismo de triagem e nos termos de regulamento, mudanças de controle societário, participação relevante de empresas estrangeiras, acesso a informações geológicas estratégicas, contratos internacionais de fornecimento e operações envolvendo títulos minerários ligados à União.

O PL também prevê instrumentos para estimular beneficiamento, transformação mineral, industrialização e agregação de valor no Brasil.

O Ministério de Minas e Energia publicou no DOU (Diário Oficial da União) as diretrizes do primeiro leilão de reserva de capacidade voltado exclusivamente para sistemas de armazenamento de energia em baterias no Brasil.

O certame, considerado há muito tempo esperado pelo setor elétrico, prevê a realização de dois leilões: um no dia 2 de dezembro e outro no dia 4 de dezembro.

De acordo com Joísa Dutra, colunista da CNN Infra, o armazenamento em baterias é uma peça-chave para a integração das fontes renováveis ao sistema elétrico nacional.

“Felizmente, a gente está avançando na nossa compreensão de que a solução dos nossos problemas não passa apenas pelo avanço das fontes como solar e eólica”, afirmou.

Ela destacou que o operador nacional do sistema já emitiu comunicados recentes alertando para os desafios de operar a rede elétrica diante da variabilidade da demanda e da geração.

Dois leilões em sequência

Entre os pontos de atenção identificados por Joísa Dutra, o primeiro diz respeito à estrutura sequencial dos certames.

O leilão do dia 2 de dezembro exigirá requisitos de conteúdo nacional, com monitoramento previsto pelo BNDES, enquanto o do dia 4 será aberto à competição geral.

Segundo a analista, uma alternativa mais transparente seria a realização de um leilão simultâneo com margens de preferência para os competidores que atendessem aos critérios de conteúdo nacional. “A nossa legislação já estabelece esse tipo de possibilidade”, ressaltou.

Joísa Dutra também alertou que a política de conteúdo nacional não se sustenta isoladamente.

“Ela precisa pensar nas cadeias de suprimento como um todo”, disse, acrescentando que o Brasil precisaria avançar no marco da mineração e dos minerais críticos para garantir acesso aos componentes essenciais à fabricação de baterias.

Sem esse alinhamento, há o risco de elevar os custos para o consumidor sem necessariamente desenvolver a indústria nacional desejada.

Modelo de negócios gera debate sobre risco e retorno ao investidor

Outro ponto destacado pela analista refere-se ao modelo financeiro desenhado para o leilão. Segundo as diretrizes publicadas, os retornos provenientes da arbitragem de energia — ou seja, carregar as baterias quando a energia é barata e injetá-la no sistema quando é cara — serão destinados a uma conta de potência para reserva de capacidade, e não ao investidor privado.

“O investidor não vai se apropriar desses ganhos”, explicou Joísa.

Para a analista, essa estrutura pode reduzir o apelo do leilão ao capital privado, uma vez que neutraliza o risco de mercado que normalmente serve de base para os retornos dos investidores.

Ela pontuou que, embora o modelo possa ser adequado para incentivar a adoção inicial da tecnologia, é importante que o governo evite criar dependências de longo prazo.

“As tecnologias barateiam — caso do armazenamento, que teve redução de custo de 90% nos últimos 10 anos — e o consumidor não acaba vendo esse benefício lá na conta”, alertou. Joísa Dutra concluiu que o momento ainda é oportuno para aperfeiçoamentos no modelo antes que o leilão seja efetivamente realizado.

Após o início de uma nova rota, o Aeroporto da Serra Catarinense, como é conhecido, localizado em Correia Pinto, registrou um crescimento de 29,4% no número de passageiros transportados durante o primeiro semestre da nova operação.

O voo possui três frequências demais e é operado pela Gol, a partir de um Boeing 737 Max.

Dentre os seis meses, Abril registrou o maior movimento, com 2.465 passageiros, entre embarques e desembarques, num total de 13 voos.

Segundo dados da gerência de Aeroportos da Secretaria de Portos, Aeroportos e Ferrovias (SPAF), com o novo voo ligando Correia Pinto ao Aeroporto de Congonhas, na capital paulista, iniciado em novembro do ano passado, foram movimentados cerca de 13,1 mil passageiros.

Para o secretário de Portos, Aeroportos e Ferrovias (SPAF), Ivan Amaral, os números refletem que o voo se tornou atrativo para os usuários da região, tendo a a demanda regional sido atendida “de forma muito significativa”.

Antes da rota ser operada pela Gol, a Azul atuou em Correia Pinto.

Após o término da operação da companhia, o aeroporto ficou fechado para as obras de reforma do terminal de passageiros, visando a modernização da estrutura do local, além de aprimorar a segurança operacional.

O investimento foi de R$ 3,3 milhões, sendo R$ 3 milhões destinados via emenda parlamentar.

A portuguesa EDP pretende aproveitar a experiência acumulada na liberalização do mercado europeu, especialmente na Península Ibérica, para disputar espaço na futura abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão. 

Embora ainda não detalhe sua estratégia comercial, a companhia sinaliza que a disputa pelos clientes residenciais e pequenos negócios envolverá muito mais do que a venda de energia, incluindo novos modelos tarifários e serviços associados.

Durante entrevista ao programa Alta Voltagem, da CNN, o CEO da EDP na América do Sul, João Brito Martins, afirmou que a preparação para a abertura do mercado é um dos principais desafios do setor elétrico nos próximos anos.

“Temos que preparar as bases e infraestrutura para a liberalização do mercado e é um fator determinante na forma de como o setor elétrico está organizado”, disse.

A abertura do mercado permitirá que consumidores escolham livremente seu fornecedor de energia, replicando um movimento já observado em diversos países da Europa. Questionado se a EDP pretende concentrar sua atuação inicialmente nas áreas onde já possui distribuidoras — como São Paulo e Espírito Santo —, Martins evitou antecipar detalhes da estratégia comercial.

O executivo, porém, indicou que a competição não ficará restrita ao fornecimento de eletricidade. Segundo ele, a abertura criará espaço para a oferta de novos produtos e soluções energéticas.

“Será a transação de compra de um conjunto de serviços de energia que permitam ter um mercado competitivo”, afirmou.

A declaração reforça uma tendência observada em mercados maduros, onde comercializadoras passaram a oferecer pacotes que combinam energia, geração distribuída, armazenamento, eficiência energética, mobilidade elétrica, serviços digitais e diferentes modalidades tarifárias.

“Queremos ter uma posição relevante, sobretudo nos beneficiando da experiência no mercado europeu, onde já participamos e na Ibéria, em particular conseguimos ter uma posição de liderança”, disse.

Apesar da ambição, a companhia não estabeleceu metas públicas de participação de mercado. Segundo o executivo, o objetivo é atuar nacionalmente, e não apenas nas regiões onde já possui presença por meio das distribuidoras.

A estratégia remete à própria trajetória da EDP em Portugal. A companhia enfrentou um processo semelhante quando o mercado português foi gradualmente aberto à concorrência. Na ocasião, deixou de ser fornecedora exclusiva de energia e passou a disputar clientes com novos entrantes, adaptando seu modelo de negócios para oferecer produtos e serviços além da eletricidade.

No Brasil, a abertura do mercado de baixa tensão é vista como uma das transformações mais profundas do setor elétrico desde a privatização das distribuidoras. Especialistas avaliam que empresas com marcas consolidadas, conhecimento do consumidor e presença operacional relevante tendem a largar em vantagem na disputa pelos clientes.

Nesse contexto, a EDP já sinaliza que pretende usar a experiência adquirida na Europa para ocupar espaço em um mercado que poderá movimentar milhões de consumidores e redefinir o papel das distribuidoras tradicionais nos próximos anos.

Os investimentos em geração de energia renovável no Brasil devem permanecer praticamente paralisados no Brasil nos próximos dois ou três anos. O diagnostico foi feito pelo CEO da EDP na América do Sul, João Brito Martins, durante entrevista ao programa Alta Voltagem, da CNN.

Segundo o executivo, a atual conjuntura do mercado brasileiro de excesso de oferta de energia, volatilidade dos preços e cortes de geração impostos pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), conhecido pelo jargão “curtailment” reduziu a atratividade econômica de novos empreendimentos.

“Não haverá investimentos em renováveis nos próximos dois ou três anos. E, portanto, essa necessidade de reciclar capital é menos necessária, por isso não avançamos na venda dos projetos de Novo Oriente e Pereira Barreto”, afirmou.

A EDP chegou a colocar à venda os complexos solares Pereira Barreto, com capacidade instalada de 252 megawatts (MW), localizado no município de mesmo nome, e Novo Oriente, com 254,6 MW, em Ilha Solteira. O BTG Pactual foi contratado para assessorar a operação. No entanto, o processo não prosperou em razão das dificuldades enfrentadas pelo segmento de geração renovável no país.

De acordo com Martins, as fontes renováveis perderam competitividade nos últimos anos, reduzindo o espaço para novos investimentos. Diante desse cenário, a estratégia da companhia tem se concentrado principalmente no segmento de transmissão de energia, considerado mais previsível e menos exposto às oscilações do mercado.

O executivo confirmou que a empresa deve participar do leilão de transmissão de energia e estuda o certame voltado a sistemas de armazenamento por baterias, ambos previstos para o segundo semestre de 2026.

A avaliação da EDP reflete um movimento mais amplo observado entre empresas do setor elétrico. Nos últimos dois anos, diversas companhias passaram a revisar seus planos de expansão em geração renovável e a redirecionar recursos para negócios considerados mais conservadores, como transmissão e distribuição.

Subsídios

A combinação desses elementos tem dificultado a viabilidade econômica de novos projetos. Além disso, o mercado aponta que a presença de subsídios e a alocação considerada ineficiente de recursos contribuíram para ampliar as distorções do setor, elevando a cautela dos investidores. Em 2025, estes incentivos foram responsáveis por mais de 18% do custo da tarifa. 

Martins destaca os incentivos dados à geração distribuída, que segundo ele “pesam na conta” do consumidor. Dados da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) apontam que em 2025 este segmento recebeu mais R$ 14,4 bilhões em subsídios.

As três maiores companhias aéreas do Brasil, Azul, Gol e Latam, deverão aumentar a frequência nos voos para a região da Amazônia Legal e para o Nordeste, diante do acordo formalizado nesta terça-feira (9) para acesso às linhas de crédito com recursos do Fnac (Fundo Nacional de Aviação Civil).

O acordo, que também inclui a Abaeté Linhas Aéreas, prevê até em 15% da proporção de frequências operadas nessas regiões em relação ao ano anterior ou com a garantia de que 17,5% de suas decolagens anuais ocorram nesses mercados.

Com a formalização junto ao ministério de Portos e Aeroportos, a etapa administrativa necessária para a operacionalização dos financiamentos na pasta foi concluída.

Ainda como contrapartida, as companhias também precisarão aderir ao Pacto pela Sustentabilidade do ministério, além de adotar práticas de governança ambiental, social e corporativa (ESG), ampliar o uso de combustível sustentável de aviação (SAF) para promover redução adicional das emissões de CO₂, bem como as metas legais vigentes e, durante o período de carência de determinadas operações, não poderão ampliar a distribuição de lucros aos acionistas.

A meta deverá ser alcançada em até 24 meses e mantida por pelo menos um ano.

O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Social) será o operador da linha de crédito, que contará com R$ 5,5 bilhões para 2026.

Dentre as regras, as empresas com participação superior a 5% no mercado doméstico poderão contratar até R$ 1,8 bilhão cada. As demais terão limite de até R$ 166 milhões.

Segundo o ministério, as taxas de juros variam de acordo com a finalidade do financiamento: de 4% para capital de giro, 6,5% ao ano para as linhas voltadas ao SAF e à infraestrutura logística; 7% ao ano para manutenção de aeronaves e motores; e 7,5% ao ano para aquisição de aeronaves.

A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) homologou nesta terça-feira (9) os resultados dos Leilões de Reserva de Capacidade na Forma de Potência de 2026, encerrando uma das etapas mais controversas da contratação de potência para o sistema elétrico brasileiro.

A decisão foi tomada pela diretoria colegiada mesmo diante de uma liminar da Justiça Federal do Ceará que determinava a suspensão imediata da homologação dos resultados dos leilões, atendendo um pedido de uma ação civil pública movida pela Fiec (Federação das Indústrias do Ceará.

No voto que embasou a decisão, o diretor-relator Fernando Mosna sustentou que a Aneel não possui competência para revisar escolhas de política energética feitas pelo Ministério de Minas e Energia (MME), como a definição das fontes participantes, dos preços-teto e da modelagem dos leilões. Segundo ele, a atuação da agência na fase de homologação limita-se à verificação da regularidade jurídica e procedimental do certame.

Mosna também afirmou que a existência de controvérsias judiciais e de investigações em curso não constitui, por si só, impedimento para a homologação dos resultados, desde que não haja decisão cautelar eficaz suspendendo o processo.

O diretor baseou-se em parecer da Procuradoria Federal junto à Aneel, segundo o qual a liminar concedida pela Justiça Federal do Ceará não constitui impedimento jurídico porque a questão já havia sido apreciada anteriormente pela 6ª Vara Federal do Distrito Federal, considerada o juízo prevento para analisar o tema.

A homologação abrange o leilão destinado à contratação de potência proveniente de usinas termelétricas a gás natural, carvão mineral e empreendimentos hidrelétricos, além do leilão voltado a termelétricas a óleo combustível, óleo diesel e biodiesel.

O certame principal, referente ao Leilão nº 2/2026, contratou cerca de 18,98 GW de potência distribuídos entre produtos com início de suprimento entre 2027 e 2031. Entre os vencedores estão empreendimentos da Petrobras, Eneva, Karpowership, J&F, Âmbar, Copel, Chesf e diversos projetos termelétricos a gás natural e ampliações hidrelétricas.

Já o Leilão nº 3/2026 homologado pela agência contratou 174,69 MW no produto termelétrico de 2027 e 98,4 MW no produto de 2030, envolvendo usinas da Petrobras, Companhia Energética de Petrolina e Usina Xavantes. Segundo a Aneel, os contratos somam aproximadamente R$ 118,3 milhões por ano.

Polêmica continua

Apesar da homologação, a controvérsia está longe de terminar. No voto aprovado pela diretoria, Mosna ressalta que a decisão administrativa não impede o prosseguimento das investigações conduzidas pelo TCU, pelo MPF e pelo Poder Judiciário. Eventuais determinações futuras desses órgãos, segundo o diretor, deverão ser observadas pela agência.

Com a homologação dos resultados, o próximo passo será a formalização dos Contratos de Potência de Reserva de Capacidade (CRCAPs), consolidando uma contratação que pode movimentar dezenas de bilhões de reais ao longo dos próximos anos e que segue sob intenso escrutínio regulatório, judicial e político.

As companhias aéreas Azul, Gol, Latam e Abaeté Linhas Aéreas formalizaram nesta terça-feira (9) junto ao ministério de Portos e Aeroportos o pedido  de acesso às linhas de crédito com recursos do Fnac (Fundo Nacional de Aviação Civil).

Com a formalização, a etapa administrativa necessária para a operacionalização dos financiamentos na pasta foi concluída, após a aprovação das resoluções do Comitê Gestor do Fundo, com os valores e a regulamentação das contrapartidas necessárias.

Uma das contrapartidas é que as aéreas deverão ampliar sua presença na Amazônia Legal e no Nordeste, com o aumento em 15% da proporção de frequências operadas nessas regiões em relação ao ano anterior ou com a garantia de que 17,5% de suas decolagens anuais ocorram nesses mercados.

Ainda como regra, as companhias também precisarão aderir ao Pacto pela Sustentabilidade do ministério, além de adotar práticas de governança ambiental, social e corporativa (ESG), ampliar o uso de combustível sustentável de aviação (SAF) para promover redução adicional das emissões de CO₂, bem como as metas legais vigentes e, durante o período de carência de determinadas operações, não poderão ampliar a distribuição de lucros aos acionistas.

A meta deverá ser alcançada em até 24 meses e mantida por pelo menos um ano.

O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Social) será o operador da linha de crédito, que contará com R$ 5,5 bilhões para 2026.

Dentre as regras, as empresas com participação superior a 5% no mercado doméstico poderão contratar até R$ 1,8 bilhão cada. As demais terão limite de até R$ 166 milhões.

Segundo o ministério, as taxas de juros variam de acordo com a finalidade do financiamento: de 4% para capital de giro, 6,5% ao ano para as linhas voltadas ao SAF e à infraestrutura logística; 7% ao ano para manutenção de aeronaves e motores; e 7,5% ao ano para aquisição de aeronaves.

A pouco mais de um mês do fim do prazo de validade da Medida Provisória 1343, que altera regras do transporte rodoviário de cargas e estabelece um preço mínimo para o frete, o texto voltou a avançar no Congresso Nacional.

Nesta terça-feira (9), foi instalada a comissão mista responsável por analisar a proposta, que estava sem movimentação há cerca de três meses.

Durante a reunião, foi definido que o deputado Zé Trovão (PL-SC) será o relator da matéria. Segundo ele, a expectativa é apresentar o relatório ao setor de transporte já na próxima segunda-feira e, em seguida, na terça-feira o texto será oficialmente apresentado na comissão.

Entre os pontos que devem sofrer alterações está a multa prevista na proposta. Zé Trovão criticou a penalidade de R$ 10 milhões prevista no texto original e afirmou que pretende propor um valor menor e proporcional às infrações.

A medida provisória tem validade até 16 de julho. Caso não seja aprovada pelo Congresso até essa data, perderá a eficácia.

O tema é acompanhado de perto pelo setor de transporte rodoviário, especialmente pelos caminhoneiros autônomos.

Entidades que representam a categoria vêm pressionando parlamentares para acelerar a tramitação da proposta e afirmam que há risco de paralisações caso a medida provisória caduque sem uma solução legislativa.

O secretário de Clima, Energia e Meio Ambiente do MRE (Ministério das Relações Exteriores), embaixador Maurício Lyrio, afirmou que o Brasil tem recebido uma “enxurrada de propostas” de outros países interessados em firmar acordos na área de minerais críticos.

“Nós temos justamente essa enxurrada de propostas de outros países em relação a acordos nessa área”, disse Lyrio, durante seminário internacional de minerais críticos e estratégicos, organizado pela Ibram (Instituto Brasileiro de Mineração).

O embaixador afirmou que, diante desse cenário, o Brasil precisa definir previamente quais elementos devem fazer parte de qualquer engajamento internacional no setor. Segundo ele, o processamento mineral deve estar no centro dessa estratégia, mas há requisitos anteriores que precisam ser tratados dentro do próprio governo.

“Nós sabemos que o elemento processamento é a questão fundamental desse aspecto. Mas há requisitos anteriores”, afirmou.

Entre esses requisitos, Lyrio citou a necessidade de uma “uniformização de discurso externo” por parte do governo brasileiro. Segundo ele, o interesse internacional pelo setor mineral brasileiro não se limita ao Itamaraty e tem se espalhado por diferentes áreas da Esplanada dos Ministérios.

“O assédio não vem só para o Itamaraty. O assédio se multiplica na Esplanada”, disse.

Na avaliação do embaixador, a coordenação interna é importante para evitar que países interessados em parcerias busquem interlocutores diferentes dentro do governo para tentar avançar em propostas específicas.

“É sempre interessante buscar eventualmente um interlocutor que seja mais flexível em relação a determinadas posições”, afirmou.

O secretário também afirmou que não há como adotar uma estratégia única para todos os minerais críticos. Segundo ele, cada mineral tem uma posição estratégica diferente para o Brasil e está inserido em cadeias globais com configurações próprias.

De acordo com Lyrio, o Brasil deve avaliar caso a caso quais parcerias fazem sentido, levando em conta o mineral envolvido, a cadeia produtiva, os países que dominam o processamento, os mercados consumidores e a viabilidade de agregação de valor no território brasileiro.

O Brasil já tem firmado acordos ou memorandos em formatos semelhantes com países como Índia, Arábia Saudita e Coreia do Sul.

Em comum, essas iniciativas têm seguido um padrão: cooperação internacional no setor mineral, mas com menções explícitas à necessidade de agregar valor em território nacional, ampliar o processamento local e evitar que o país atue apenas como fornecedor de matéria-prima.

O Brasil também negocia com os EUA um eventual acordo voltado a cadeias de suprimento de minerais críticos.

As conversas ocorrem em meio ao esforço de Washington para reduzir a dependência da China nesse setor. Do lado brasileiro, a avaliação é que qualquer parceria deve preservar a margem de manobra do país e incluir compromissos voltados à industrialização, transferência tecnológica e agregação de valor no Brasil.