Nivalde de Castro, professor do Instituto de Economia da UFRJ e coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel), afirmou que a decisão de Donald Trump de enfraquecer a energia eólica, favorecendo a indústria petrolífera, piora o cenário global para o setor, especialmente em relação aos projetos de energia eólica onshore e offshore. Ele destacou que a expectativa de incentivos para a energia eólica nos EUA foi frustrada, afetando diretamente o Brasil, que tinha potencial para exportar essa tecnologia para os Estados Unidos. Além disso, essa restrição impacta outros países que também visavam o mercado americano como uma oportunidade de expansão. (GESEL-IE-UFRJ – 03.02.2025)

A Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBPar), responsável por Itaipu Binacional desde a privatização da Eletrobras, solicitou mais tempo para encontrar uma solução para o impasse envolvendo a manutenção da tarifa de repasse de potência da hidrelétrica. O pedido de extensão será discutido na próxima reunião da diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), marcada para a próxima terça-feira, 04. Em dezembro de 2024, a Aneel homologou a tarifa provisoriamente para este ano, até 31 de março, devido à necessidade de mais recursos para fazer cumprir os US$ 17,66 por quilowatt-hora (kWh) combinados para 2025 pelo governo brasileiro junto aos paraguaios. A ENBPar estimou que o saldo da Conta de Comercialização de Itaipu ficaria negativo em R$ 332,6 milhões em 2024. A Aneel concedeu um prazo de 45 dias para que o Ministério de Minas e Energia (MME) e a ENBPar avaliassem medidas para o cumprimento das diretrizes acordadas de modo a viabilizar a manutenção da tarifa 'sem ônus adicional ao consumidor brasileiro'. A tarifa de repasse é o valor a ser pago pelas distribuidoras cotistas para aquisição da energia da hidrelétrica. Caso a insuficiência de recursos se confirme, a Aneel poderá estabelecer imediatamente novas tarifas de repasse, conforme o Decreto nº 11.027/2022. Para evitar ajustes tarifários extraordinários, foram sugeridas alternativas, como o aumento no aporte financeiro aprovado por Itaipu e a alteração do Decreto nº 11.027/2022 para a criação de uma conta de reserva. A ENBPar busca soluções para viabilizar a manutenção da tarifa e evitar impactos nos consumidores brasileiros. (Broadcast Energia – 02.02.2025) 

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, comunicou, em 05 de fevereiro, que a questão do déficit da conta de comercialização da energia de Itaipu está resolvida. O saldo negativo era de aproximadamente R$ 333 milhões ao final de 2024, segundo informações da ENBPar. Mesmo com um aporte aprovado pelo Conselho de Administração da Itaipu Binacional, restou um déficit US$ 120,9 milhões, que pode aumentar a tarifa do consumidor brasileiro em 5,99% caso não seja adotada uma solução alternativa. Esse ajuste compreenderia o repasse integral ao consumidor brasileiro do custo da energia comprada do Paraguai e do saldo negativo da conta de comercialização. “A resolução está pronta, está na Secretaria Executiva [do MME], acabando de dar o parecer jurídico. Isso é uma solução técnica, naturalmente. É uma decisão de onde colocar esse custo, mas está resolvido o problema”, explicou o ministro. A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) deu prazo adicional de 15 dias para que o MME e Enbpar apresentem uma solução concreta que permita a manutenção da tarifa de repasse da usina no valor atual de US$ 17,66/kW, conforme previsto em acordo entre o Brasil e o Paraguai. (Agência CanalEnergia - 05.02.2025) 

O setor elétrico brasileiro está enfrentando os impactos dos extremos climáticos, com as concessionárias anunciando investimentos de R$ 30 bilhões por ano até 2027 para melhorar a resiliência das redes e reduzir interrupções no fornecimento de energia, como os apagões causados por tempestades. O aumento de investimentos é impulsionado pela previsão de tempestades mais severas, ondas de calor e secas mais intensas, além da renovação de contratos de 21 concessionárias entre 2025 e 2031. A mudança climática também afeta a geração de energia, com secas reduzindo a capacidade das hidrelétricas e ondas de calor pressionando o consumo elétrico. Além disso, um relatório da Agência Internacional de Energia Renováveis alerta que a infraestrutura energética precisa ser mais resiliente para enfrentar os desafios climáticos. No entanto, o desafio da resiliência pode ser ofuscado pela agenda de combustíveis fósseis, com países como os EUA e o Brasil defendendo o uso contínuo de petróleo, gás e carvão. (Agência Eixos – 03.02.2025) 

O Brasil está entre os quatro países com maior capacidade para liderar a transição energética global, de acordo com um estudo do Net Zero Industrial Policy Lab da Universidade Johns Hopkins. O país se destaca em áreas-chave como minerais estratégicos, baterias, veículos elétricos híbridos com biocombustíveis e combustíveis sustentáveis para aviação, devido à sua base industrial já existente. No entanto, os pesquisadores alertam que o plano governamental Nova Indústria Brasil (NIB) precisa de mais foco e clareza para garantir impacto significativo. Eles sugerem uma abordagem de “microtargeting”, priorizando setores estratégicos para maximizar o potencial de liderança do Brasil na economia verde, enfatizando a necessidade de integrar esses setores e investir em infraestrutura e capital humano. A análise também destaca que, apesar de desafios globais, como a postura dos EUA e Rússia contra a transição energética, o Brasil tem uma oportunidade única de se posicionar como líder no futuro da economia verde. (Valor Econômico - 04.02.2025) 

Francesco La Camera, diretor-geral da Agência Internacional de Energias Renováveis (Irena), visitará o Brasil em fevereiro para apoiar a agenda do país para a COP30, que ocorrerá em Belém (PA) em novembro. Sua visita também está ligada ao pedido do Brasil para integrar o grupo da Irena, que está sendo analisado após o anúncio do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, em janeiro, sobre a retomada do processo de adesão. Durante a visita, La Camera se reunirá com autoridades brasileiras, incluindo Silveira, o ministro das Relações Exteriores, Mauro Vieira, e o presidente da COP30, André Corrêa do Lago. Ele também visitará Campinas (SP) e o Centro Nacional de Pesquisa em Energia e Materiais (CNPEM) e, em 17 de fevereiro, terá um encontro com o diretor de sustentabilidade da Petrobras, Mauricio Tolmasquim, além de visitar o Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). (Valor Econômico - 04.02.2025)

A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) anunciou que, devido ao volume de chuvas e à boa situação dos reservatórios, a bandeira verde será mantida em fevereiro, sem custo adicional para os consumidores conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa é a terceira vez consecutiva que a bandeira verde é acionada, o que indica que a geração hidrelétrica será favorável no mês. O sistema de bandeiras tarifárias, criado em 2015, reflete o custo da energia com base em fatores como os recursos hídricos e o uso de fontes renováveis. A Aneel ainda destaca a importância de um consumo consciente para garantir a sustentabilidade do setor elétrico. (Aneel - 31.01.2025)

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) divulgou que o valor total da Conta Bandeiras a ser repassado às concessionárias de distribuição de energia elétrica credoras até a próxima quinta-feira, 06, é de R$ 98,87 milhões. Os valores a serem depositados até esta quarta-feira, 05, na mesma conta, pelas companhias que estão em débito somam R$ 4,26 mil. Esses montantes correspondem à contabilização de dezembro de 2024. A Enel São Paulo receberá o maior montante, de R$ 8,8 milhões. O valor a ser recebido por cada distribuidora pode ser consultado no Diário Oficial da União (DOU). A Conta Bandeiras é uma tarifa adicional que é cobrada nas contas de luz quando o custo de geração de energia elétrica fica mais alto. O objetivo é incentivar a economia de energia elétrica e reduzir o consumo nos períodos de pico. A Aneel divide a tarifa em três bandeiras: verde, amarela e vermelha. Na bandeira verde, não há cobrança adicional. Na amarela, há uma cobrança extra de R$ 1,50 a cada 100 kWh consumidos. Na vermelha, a tarifa adicional varia de R$ 3,00 a R$ 6,00 a cada 100 kWh consumidos, dependendo do nível de custo de geração de energia. (Broadcast Energia – 04.02.2025) 

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deu um prazo de 15 dias para a Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBPar) e o Ministério de Minas e Energia (MME) apresentarem uma solução para evitar o aumento da tarifa de energia de Itaipu Binacional em 2025. Isso ocorre após a empresa comunicar um saldo negativo de R$ 332,6 milhões na conta de comercialização da usina para 2024. Em acordo com o Paraguai, o governo brasileiro havia garantido estabilidade no preço da energia até 2026, com aporte anual de cerca de US$ 300 milhões. A Aneel, no entanto, precisa aumentar a tarifa de repasse caso o saldo seja negativo, o que poderia resultar em um aumento de 5,99% na tarifa de US$ 17,66 para US$ 18,72 por kWh. O relator da Aneel, Fernando Mosna, alertou para os possíveis impactos econômicos e inflacionários desse aumento. (Valor Econômico - 04.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) está buscando uma solução sem ônus adicional ao consumidor no imbróglio sobre a tarifa de repasse de Itaipu. A área técnica aponta que, para 2025, seria necessário um valor de US$ 18,72/kW para cobrir o custo da cessão de energia e o saldo negativo da Conta de Comercialização de Itaipu. A tarifa vigente é US$ 17,66/kW e eventual aumento seria bancado pelo consumidor. A Aneel estipulou um prazo de 15 dias para o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBPar) apresentarem uma 'alternativa concreta' para evitar o repasse tarifário. Para o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, a melhor alternativa seria mudança da destinação do bônus de Itaipu, via decreto. Na prática, seria destinado parte desse bônus para a cobertura da conta de comercialização, atualmente deficitária. Feitosa afirmou que irá pedir um expediente junto ao MME para que possam, com ENBPar, trabalhar na solução de menor impacto para o consumidor. Caso isso não seja possível, a solução de elevar a tarifa é praticamente compulsória para a Aneel. (Broadcast Energia – 05.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a abertura de Consulta Pública para discutir a metodologia para aferir o 'máximo esforço' das transmissoras na cobrança dos encargos rescisórios dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST). As contribuições poderão ser enviadas entre 5 e 19 de fevereiro. Esses créditos, que ocorrem a partir de rescisões contratuais, são integrados à Receita Anual Permitida (RAP). Os encargos rescisórios são considerados mecanismos compensatórios para mitigar riscos financeiros associados à inadimplência e ao cancelamento dos contratos de uso. A metodologia em discussão pela Aneel pretende estimular maiores esforços possíveis para recuperar os valores devidos dos agentes devedores antes de considerá-los na Receita Anual Permitida (RAP). A discussão foi originada a partir de pleito de associações do setor que reivindicaram à Aneel a recomposição da RAP das concessionárias, mediante Parcela de Ajuste, devido aos impactos com encargos rescisórios do CUST na receita das transmissoras. Com a consulta pública, a Aneel busca garantir uma análise sistematizada e eficiente das várias etapas e ações envolvidas na recuperação desses créditos. (Broadcast Energia – 05.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou que a Amazonas Energia receberá mais de R$ 600 milhões em recursos da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), por meio de flexibilizações regulatórias, que foram possibilitadas pela Medida Provisória. A medida foi tomada para garantir a continuidade da prestação de serviços da distribuidora até a transferência de controle, que ainda está em andamento. A transferência de controle da Amazonas Energia para a Âmbar, do Grupo J&F, pode ocorrer até o fim de fevereiro, por decisão judicial. No entanto, o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, criticou a medida, dizendo que a empresa já foi avaliada como incapaz de prestar serviços no estado do Amazonas e que a transferência de recursos para uma empresa ineficiente é problemática. Feitosa também informou que o repasse de recursos será feito em uma única parcela. (Broadcast Energia – 05.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) está avaliando a possibilidade de permitir que atrasos em obras ou serviços comerciais pelas distribuidoras sejam critérios considerados para a redução na tarifa de energia. A resolução normativa que vai implementar essas ações para aumentar a satisfação do consumidor com a prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica está em sua segunda fase de consulta pública, que será aberta em 6 de fevereiro e ficará aberta até 25 de março. O objetivo é aumentar a avaliação do regulador sobre o desempenho das distribuidoras, que, se for insatisfatório, refletirá na redução do valor da tarifa para os consumidores. A metodologia de cálculo, com diferentes indicadores, atualmente interfere na remuneração das distribuidoras de energia. A Aneel sugere que, além de considerar a Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC), o "Componente Qualidade" seja composto pelos índices de atraso nas obras de novas ligações e em outros serviços comerciais. Outra proposta é a criação da "Componente Satisfação", em que a nota alcançada pela distribuidora na pesquisa do índice de Satisfação do Consumidor (IASC) teria mais influência sobre a tarifa a ser recolhida pelas distribuidoras. Empresas que ultrapassarem 70 pontos de satisfação terão um efeito positivo no cálculo da tarifa, enquanto as com baixo desempenho terão ampliação no efeito negativo desse resultado sobre a tarifa que remunera seus serviços. A ideia também é estabelecer um incentivo financeiro para distribuidoras bem avaliadas nos quesitos estipulados. (Broadcast Energia – 05.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) concedeu autorização para que a Chesf, Eletronorte e Copel Geração e Transmissão realizem obras de reforço em suas instalações de transmissão. No caso da Chesf, a autorização permite que a empresa faça reforços na linha de transmissão de 230 kV Sapeaçu - Santo Antônio de Jesus, na Bahia, por meio do recondutoramento dos 1º e 2º circuitos da linha, totalizando 33 quilômetros cada. A Chesf receberá uma Receita Anual Permitida (RAP) adicional de R$ 10,584 milhões por 37 anos, quando as novas instalações estiverem prontas. O prazo para a entrada em operação é de 30 meses. A Eletronorte, por sua vez, foi autorizada a fazer reforços nas subestações Rondonópolis Sinop, com uma RAP adicional combinada de R$ 11,014 milhões quando as obras forem finalizadas. O prazo para a execução também é de 30 meses. Já a autorização da Copel GT envolve novas instalações na Subestação Bateias, que gerarão uma RAP adicional total de R$ 5,44 milhões por um período de 26 a 31 anos, dependendo da intervenção. O prazo para a entrada em operação comercial é de 36 meses. As resoluções autorizativas foram publicadas na edição desta sexta-feira do Diário Oficial da União. (Broadcast Energia – 02.02.2025) 

A EDF, empresa estatal francesa, comprou 70% da hidrelétrica Baixo Iguaçu, da Neoenergia, no Paraná, por R$ 1,43 bilhão, com a transação sujeita a ajustes, como a variação do CDI. A negociação envolveu outros potenciais compradores, mas a Copel mantém sua participação de 30%. A usina, com capacidade para abastecer cerca de um milhão de pessoas, entrou em operação em 2019 e tem concessão até 2049. A venda foi estratégica para a Neoenergia, controlada pelo grupo espanhol Iberdrola, visando otimizar seu portfólio e reduzir sua alavancagem. A operação está sujeita à aprovação de órgãos reguladores, como o Cade e a Aneel, além da possibilidade de a Copel exercer o direito de preferência. (Valor Econômico - 05.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) homologou o resultado dos leilões de energia existente realizados no dia 6 de dezembro de 2024. O certame comercializou 2.130,3 megawatts médios (MWmed) de energia elétrica para complementação da demanda de distribuidoras de 14 estados. As empresas contempladas incluem Auren, BTG, Casa dos Ventos, Chesf, Delta, Ecom, EDP, Elera, Enel, Engie, Santander, Matrix, entre outras. O leilão A-1, com início previsto para janeiro de 2025, comercializou 1.608 MWmed, enquanto o leilão A-2, com início previsto para janeiro de 2026, comercializou 522,3 MWmed. O objetivo dos leilões é garantir o fornecimento de energia elétrica para atender a demanda das distribuidoras. Os leilões de energia existente são realizados para comercializar energia elétrica produzida por usinas já em operação, com o objetivo de complementar a oferta de energia das distribuidoras. Nesses leilões, as empresas interessadas apresentam ofertas de preço e as distribuidoras escolhem as propostas mais vantajosas. A homologação do resultado dos leilões é um passo importante para a garantia de fornecimento de energia elétrica no país. A energia elétrica é um insumo fundamental para a economia e o desenvolvimento do país, sendo utilizada em diversos setores, como indústria, comércio e residências. (Broadcast Energia – 02.02.2025) 

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o projeto de ampliação da Usina Hidrelétrica (UHE) São Simão para participação no Leilão de Reserva de Capacidade, previsto para junho de 2025. A Aneel emitiu o Despacho de Registro da Adequabilidade do Sumário Executivo (DRS-EVTE) referente à ampliação da usina, com acréscimo de 310,511 megawatts de potência instalada, o que permite à UHE São Simão Energia S.A., controlada da SPIC Brasil, entrar com o pedido de licenciamento ambiental junto aos órgãos competentes. A usina está localizada no rio Paranaíba, entre os estados de Minas Gerais e Goiás, e possui atualmente 1.710 MW de capacidade instalada. O leilão de reserva de capacidade irá contratar potência proveniente de empreendimentos de geração, novos e existentes, e as empresas interessadas devem realizar o cadastramento dos empreendimentos até às 12h do dia 14 de fevereiro de 2025. (Broadcast Energia – 04.02.2025) 

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) divulgou que o consumo de eletricidade no Brasil caiu pela primeira vez em dezembro de 2024, após 22 meses de expansão. Apesar disso, o bom desempenho da indústria evitou uma queda maior. Em 2024, o consumo de energia elétrica no país foi de 560.219 GWh, uma alta de 5,3% em comparação com 2023, registrando o maior consumo anual da história. O consumo nacional de energia elétrica em dezembro de 2024 fechou com uma queda de 0,2%, ou 47.138 gigawatt-hora (GWh). A classe industrial teve alta de 3,8%, com consumo de 16.262 GW, enquanto o consumo da classe comercial recuou 2,9%, para 8.757 GWh. O consumo de energia nas residências também cedeu, em 0,6%, para 15.223 GWh. A EPE atribuiu esse desempenho às temperaturas mais moderadas e ao aumento no volume de chuvas, que resultaram na redução do consumo residencial no mês. O clima mais ameno favoreceu a queda do consumo comercial no mês. A indústria manteve um patamar elevado de consumo há dez meses, com nove dos dez setores mais eletrointensivos consumindo mais, sendo a metalurgia a que mais contribuiu para a alta, segundo a EPE na Resenha Mensal. (Broadcast Energia – 02.02.2025) 

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou projeções de que o volume de água que deve chegar aos reservatórios das principais hidrelétricas do Brasil em fevereiro ficará entre 80% e 120% da média histórica para o período. As exceções são algumas bacias ao Sul, como a do Uruguai, que deve ter afluência mais baixa, e algumas bacias ao Norte, como Xingu e Araguari, com previsão de volumes entre 120% e 160% da média. Com isso, espera-se uma elevação dos níveis de água armazenados nos reservatórios das usinas hidrelétricas ao longo do mês que vem. O Sudeste/Centro-Oeste, que responde por cerca de 70% da capacidade de armazenamento do País, deve registrar Energia Natural Afluente (ENA) de 67.867 megawatts médios (MWmed), o correspondente a 95% da média de longo termo (MLT) para o período. No subsistema Sul, a previsão é de afluência em 6.623 MWmed, o equivalente a 80% da MLT. Para o subsistema Nordeste, a ENA projetada chega a 12.241 MWmed, ou 86% da média, enquanto para o Norte a estimativa é de 25.178 Mwmed, ou 10% acima da média histórica. O ONS espera recuperação do armazenamento. No Sudeste/Centro-Oeste, os volumes armazenados devem aumentar 12,4 pontos porcentuais (p.p.)para 74,2%. No Nordeste, a alta estimada é de 9,3 p.p., para 79,2%; enquanto no Norte a Energia Armazenada (EAr) deve subir 9,7 p.p., para 93,1%. Já no Sul, a alta estimada é um pouco menor, de 6,9 p.p, para 70,6%. Os cenários projetados para as afluências em março indicam tendência de continuidade do panorama previsto para o próximo mês. Para o Sudeste, há concentração de 46,7% dos cenários indicando ENA entre 70% e 110% da média histórica. No Nordeste, a maior parte das previsões indicam afluência abaixo de 90% da MLT, enquanto no Norte mais da metade dos cenários indicam vazões entre 90% e 110%, com 34,5% de chances de ficar acima disso, entre 110% e 130% da média histórica. Já no Sul, que costuma apresentar uma dispersão uniforme, a maioria dos cenários aponta vazões abaixo de 90% da MLT. O ONS também apresentou cenários de afluência para seis meses à frente, com mediana apontando perspectiva de ENA abaixo da MLT ao longo de todo o período de fevereiro a julho no SIN. (Broadcast Energia – 02.02.2025) 

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) prevê que a bandeira tarifária permaneça verde, sem cobrança adicional na conta de luz, até abril de 2025 durante o período úmido. No entanto, com a chegada do período seco em maio, a instituição projeta a possibilidade de bandeira vermelha patamar 2 em agosto. As projeções foram apresentadas durante o Encontro PLD e levam em conta a Energia Natural Afluente (ENA) por meio de redes neurais artificiais e diferentes sensibilidades em relação às chuvas e afluências. A primeira projeção indica a perspectiva de bandeira verde pelos próximos 14 meses, até março de 2026. A sensibilidade 1 prevê o acionamento da bandeira amarela em junho e escalada até a vermelha patamar 2 em agosto. O cenário é pior do que o apontado em dezembro, quando a sensibilidade previa o pico da bandeira vermelha 1 em agosto. A sensibilidade 2 indica maior dificuldade de geração e o acionamento da bandeira amarela em maio, mantendo-se em junho. A bandeira vermelha patamar 1 passaria a vigorar em julho, enquanto a vermelha 2 seria anunciada em agosto e setembro. Na sensibilidade 3, a previsão é de bandeira verde até julho, último mês disponível. Na projeção que leva em consideração a pior afluência, a perspectiva é de bandeira amarela em junho e julho. (Broadcast Energia – 04.02.2025) 

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Clarice Ferraz (diretora do Instituto Ilumina) trata das decisões iniciais do governo de Donald Trump, que refletem uma visão anacrônica e negacionista das questões climáticas, como a saída do Acordo de Paris e a expansão da indústria de óleo e gás. O artigo critica a postura dos EUA frente à crise climática e destaca a importância da transição energética para o futuro do planeta. Para o Brasil, há uma oportunidade única de liderar a transição energética global, aproveitando seus recursos renováveis e biodiversidade, com foco em bioeconomia e sustentabilidade. A preservação de ecossistemas e o fortalecimento de parcerias internacionais, como a Organização do Tratado de Cooperação Amazônica, são essenciais para um futuro sustentável, sendo o Brasil um potencial líder nesse processo. O artigo propõe que o país se posicione como referência global em soluções climáticas e econômicas, com foco em inovação, energia limpa e sustentabilidade. (GESEL-IE-UFRJ – 06.02.2025)

Em artigo publicado pelo Valor Econômico, Caroline Prolo (advogada e sócia na fama re.capital) e Ludovino Lopes (advogado sócio na Ludovino Lopes Advogados) tratam da nova Contribuição Nacionalmente Determinada (NDC) apresentada pelo Brasil durante a COP 29, que inclui a participação no mercado de carbono do Artigo 6 do Acordo de Paris, por meio da transferência internacional de resultados de mitigação (Itmos). A NDC brasileira apresenta uma meta incondicional de redução de emissões, com um patamar mais ambicioso que pode ser alcançado por esforços internos ou com financiamento climático internacional, incluindo o uso de Itmos. Estes instrumentos permitem que o Brasil comercialize emissões excedentes, gerando recursos para financiar iniciativas climáticas domésticas e acelerando a transição para emissões líquidas zero. Embora a venda de Itmos não seja contabilizada diretamente nas NDCs do país, ela pode estimular inovação, transferir tecnologia e contribuir para o aumento da ambição nas futuras metas climáticas brasileiras, desde que o processo seja estruturado de maneira transparente e rigorosa. (GESEL-IE-UFRJ – 06.02.2025)