Brasiliens grüner Strommarkt stellt sich neu auf

Bei erneuerbarer Energie liegt Brasilien weit vor allen anderen G20-Staaten. Im Jahr 2024 wurde mehr als 88 Prozent des Stroms über erneuerbare Energieträger erzeugt, im Vorjahr waren es sogar über 93 Prozent. 

Erneuerbare Energien als Pfeiler der Wachstumsstrategie

Die brasilianische Regierung will seine Pionierstellung bei erneuerbaren Energien im Wettbewerb um Industrieinvestitionen nutzen. Für ein sogenanntes Powershoring legte sie eine neue Industriepolitik auf. Investitionen in Wasserstoff und Rechenzentren werden den Stromverbrauch zusätzlich in die Höhe treiben. 

Brasiliens Strom war schon immer zu über 80 Prozent grün und basierte nahezu von Beginn an auf Wasserkraft. Erst im Laufe des Jahres 2015 übertraf der Anteil der volatilen erneuerbaren Energieträger die 5-Prozent-Marke. Anfangs angetrieben durch den Ausbau mit Windparks, stellt heute der Boom dezentraler Photovoltaik-Anlagen die Netzstabilität vor zunehmende Herausforderungen. Somit rücken Ausbau und Modernisierung von Brasiliens Verbundnetz sowie die Integration von Speichertechnologien in den Fokus der Investitionen.

Öffnung des Strommarktes und Abregelung fordern neue Lösungen

Brasilien gehört zu den Ländern mit den weltweit besten natürlichen Voraussetzungen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern. Dennoch rückt Versorgungssicherheit ins Zentrum der Debatten. Denn im Klimawandel beeinträchtigen Dürreperioden die Nutzung der Wasserkraft. Die Wasserkrise im Jahr 2021 führte zu einer intensiveren Nutzung teurer Gaskraftwerke und trieb die Tarife im gebundenen Strommarkt in die Höhe. 

Im Mai 2025 kündete die Regierung die vollständige Marktöffnung ab 2028 an. Ab September 2025 läuft die öffentliche Anhörung, um die Liberalisierung zu regulieren. Doch die Zustimmung durch den Nationalkongress steht noch aus. Unsicherheiten um die aktuelle Reform des Stromsektors belasten die Investitionen und beeinträchtigen die Energieauktionen.

Das Investitionsklima leidet auch darunter, dass Betreiber zunehmend Verluste durch Abregelung (Curtailment) hinnehmen. Um den Zubau variabler Energieträger, insbesondere dezentraler Solarenergie, zu begleiten, muss Brasilien das Stromnetz schneller ausbauen, Speicherkapazität schaffen und das Einspeisemanagement verbessern.

 

Von Gloria Rose | São Paulo

Für Investoren in erneuerbare Energien zählt Brasilien seit mehr als einem Jahrzehnt zu den attraktivsten Schwellenländern weltweit. Im Climatescope-Ranking von Bloomberg fiel das Land im Jahr 2024 um einen Platz auf Rang 6 zurück. Demnach waren nur Indien, die Philippinen, China, Kenia und Rumänien interessantere Investitionsstandorte. Brasilien wird auch zukünftig zu den Topmärkten zählen. 

Die Schwerpunkte verlagern sich. Netzausbau und Speichertechnologien rücken in den Vordergrund und bieten deutschen Anbietern von Netztechnik, Speicherlösungen oder Steuerungssoftware konkrete Chancen. 

Versorgungssicherheit erfordert umfassenden Netzausbau

Brasilien treibt den Ausbau und die Modernisierung der Übertragungs- und Vertriebsnetze aus folgenden Gründen intensiv voran:

1. Von 2025 bis 2029 soll die Stromlast um durchschnittlich 3,4  Prozent pro Jahr steigen. Das prognostiziert der brasilianische Verbundnetzbetreiber ONS.
2. In diesem Zeitraum wird der Anteil der dezentralen Erzeugung von derzeit 17,8 Prozent auf 24,2 Prozent zulegen. Die dezentralen Solaranlagen stellen neue Anforderungen an das Netz.
3. Während der Nordosten Brasiliens die günstigsten Voraussetzungen für Solar- und Windenergie bietet, konzentriert sich der Verbrauch auf den Südosten des Landes.
4. Verluste durch Abregelung häufen sich bereits und können die Investitionen zunehmend belasten.
5. Extremwetterereignisse wie Starkregen, Überschwemmungen, Stürme sowie Brände infolge von Dürreperioden treffen die weitgehend oberirdisch verlaufenden Stromleitungen.

Das nationale Verbundsystem (SIN) integriert die Stromversorgung in Brasilien. Im September 2025 wurde der letzte isolierte Bundesstaat Roraima mit SIN verbunden. Bis 2029 wird die Gesamtstrecke der Übertragungsleitungen um 30.000 Kilometer auf über 200.000 Kilometer erweitert. Verträge für 24.450 Kilometer wurden bereits vergeben. Die insgesamt 32 Konzessionen aus 2023 und 2024 sehen Investitionen von über 10 Milliarden US-Dollar (US$) vor.

Die vorzeitige Verlängerung von 19 Verteilnetz-Konzessionen, die zwischen 2025 und 2031 auslaufen, stimuliert die Investitionen. Dazu kommt die Vergabe neuer Übertragungsnetz-Konzessionen. 2026 und 2027 plant die Stromregulierungsbehörde Aneel vier Vergabetermine mit einem Investitionsvolumen von über 12 Milliarden US$. Über die Auktionen soll zukünftig auch Speicherkapazität unter Vertrag genommen werden. 

... und die Marktetablierung von Speichersystemen

Die Marktchancen für kosteneffiziente Energiespeicher- und Managementsysteme sind immens. 2025 verdreifacht sich der Umsatz an Brasiliens Markt für BESS (Battery Energy Storage System) auf voraussichtlich 400 Millionen US$. Bis 2030 können sich die Investitionen auf 10 Milliarden US$ summieren, berechnete der erst 2023 gegründete Branchenverband Absae. Investoren in Solar- und Windenergie sowie in Projekte für Wasserstoff und Derivate sowie Rechenzentren, die auf eine stabile Stromversorgung angewiesen sind, fordern die Regulierung von SAEs (Sistemas de Armazenamento de Energia Elétrica). Ende August 2025 vertagte Aneel die Festlegung eines Tarifmodells für SAEs. Am 10. Oktober veröffentlichte die Behörde Orientierungshinweise. Die Zeit drängt. Schließlich sollen Anfang April 2026 Verträge für Speicherkapazität versteigert werden (LRCap Armazenamento). 

Zwischengeschaltete Stromspeicher können dringende Abhilfe schaffen. Denn bislang erfolgt der Netzausbau deutlich langsamer als der Zubau mit Kapazitäten. Das gilt insbesondere für den Nordosten. Immer häufiger erleiden Stromerzeuger hohe Verluste durch Abregelung. Der Kongress debattiert Entschädigungszahlungen. Derweil nehmen immer mehr Investoren von geplanten Solar- und Windkraftparks im Nordosten Abstand.

Fossile Heizkraft und Wasserkraft zum Ausgleich der Variablen

Ende Juli 2025 ging das zweite Erdgaskraftwerk am Porto Açu (Rio de Janeiro) ans Netz. Damit stieg Brasiliens Gesamtleistung fossiler Heizkraftwerke in einem Jahr um 1,7 Gigawatt auf 31,9 Gigawatt. Bis Ende 2026 sollen 11 weitere fossile Heizkraftwerke mit einer Kapazität von 2,8 Gigawatt hinzukommen.

Für Versorgungssicherheit setzt Brasilien auch auf Wasserkraft. Brasiliens größter Stromerzeuger Axia Eneria (vormals: Eletrobras) modernisiert zurzeit die Hälfte der insgesamt 48 Wasserkraftwerke. Die Überholung von über 40 Jahre alten Anlagen bietet viel Potenzial: 5,5 Gigawatt Wasserkraft können über den Ausbau von 12 Werken hinzukommen. Voraussetzung für die Finanzierung sind neue Stromabnahmeverträge. Doch die Versteigerung von Reserveleistung (LRCap Potência) wurde auf 2026 verschoben. Geplant sind nun zwei Energieauktionen im März 2026:

1. für neue oder bereits vorhandene große Wasserkraftwerke sowie mit Erdgas oder Kohle betriebene Heizkraftwerke
2. für bereits vorhandene mit Heizöl oder Diesel betriebene Heizkraftwerke.

Dezentrale PV wächst und Windkraft kriselt weiter

Die Zollerhöhungen auf Photovoltaik-Module und steigende Verluste durch Abregelung (Curtailment) dämpfen die Aussichten für große Solarparks. Doch bei dezentralen Anlagen lohnen sich die Investitionen trotz der gestiegenen Kosten und Zinsen. Somit verzeichnet der Sektor nach wie vor Wachstum. Im 1. Halbjahr 2025 legte die Solarstromkapazität um 5,25 Gigawatt zu, davon 4,5 Gigawatt über dezentrale Anlagen. Im August 2025 überschritt Solarenergie die 60 Gigawatt-Marke und baut damit die Stellung als zweitwichtigster Energieträger kontinuierlich aus.

Am härtesten trifft das Curtailment die Windenergiebranche. Seit 2022 spitzt sich die Krise von Jahr zu Jahr zu. Laut Branchenverband Abeeólica beliefen sich die Verluste im Jahr 2024 auf insgesamt 315 Millionen US$. Die Investitionen brachen 2024 um über 70 Prozent ein. Der Verband erwartet vor 2027 keine Entspannung der Lage. Einen Lichtblick erhoffen sich die Unternehmen durch die Entwicklung der ersten Offshore-Windanlagen. Im Juni 2025 erteilte die Umweltbehörde Ibama die Genehmigung für das allererste Projekt. 

In der Bioenergie fließen die Investitionen hauptsächlich in Biomethan-Projekte. Neue Stromkapazitäten zeichnen sich nicht ab.

 

Von Gloria Rose | São Paulo

Durch die Privatisierungen der vergangenen Jahre, die fortschreitende Marktöffnung und den Boom dezentraler Solaranlagen entwickelt sich der Stromsektor sehr dynamisch. Mit 72 Übernahmen und Zusammenschlüssen war 2024 ein Rekordjahr. 2025 wird es wieder ruhiger. Das Beratungsunternehmen KPMG registrierte im 1. Halbjahr 2025 nur noch 19 M&A-Transaktionen, 45 Prozent weniger als im Vorjahreszeitraum. Schließlich sorgen nicht nur die hohen Zinsen für eine Abkühlung des Investitionsklimas. Dazu kommen die Risiken durch zunehmende Verluste infolge Abregelung (Curtailment) und durch die anstehende Marktreform.

Große Stromversorger dominieren

Laut dem aktuellen Plano de Desenvolvimento da Distribuição (PDD) planen die Konzessionäre von Verteilnetzen für den Zeitraum von 2025 bis 2029 Investitionen von über 40 Milliarden US-Dollar (US$). Davon fließen 61 Prozent in den Ausbau des Netzes, 25 Prozent in Verbesserungen und 14 Prozent in Renovierungen. Zusätzlich zu den 53 Konzessionären verfügen 52 kleine Energieversorger und Energiegenossenschaften über eine Betriebsgenehmigung von Verteilnetzen. 

Über 90 Prozent der Investitionen konzentrieren sich auf die zehn größten Stromversorger. Allein in diesem Jahr investieren die Top 10 rund 8,2 Milliarden US$. Das sind 40 Prozent mehr als im Jahr 2024. Der mit Abstand größte Investor ist Enel. Zu den 10 größten Unternehmen gehören außerdem Equatorial, CEMIG, Neoenergia, Energisa, CPFL, Light, Copel, EDP und Oliveira Energia Atem. 

Im Jahr 2018 versteigerte die Regierung 6 Stromlieferunternehmen von Eletrobras. 2022 wurde der Konzern selbst privatisiert. Im Oktober 2025 erfolgte die Umbenennung in Axia Energia. Die brasilianische Regierung hält bis heute ein als "Golden Share" bezeichnetes Mitspracherecht an dem größten Stromkonzern Lateinamerikas. Fast alle bundesstaatlichen Stromversorger sind heute in privater Hand. Nur bei CEMIG (Minas Gerais) und Celesc (Santa Catarina) hält der jeweilige Bundesstaat noch einen Anteil von mehr als 50 Prozent. 

Hoher Preiswettbewerb im freien Strommarkt

Mitte 2024 deckten die 20 größten der insgesamt 250 Stromhändler etwa die Hälfte der Marktnachfrage ab. Zu den bedeutendsten zählten Raízen, Auren und BTG Pactual. Doch der freie Strommarkt wächst und lockt immer mehr Akteure an. Allein in den ersten 7 Monaten 2025 kamen 120 Stromhändler hinzu. Mittlerweile führt die Stromhandelskammer CCEE über 450 Händler. 

Der Zubau mit Solar- und Windkraftanlagen erfolgt zu über 90 Prozent für den freien Strommarkt. Dahingegen wird der Zubau bei Wasser- und Heizkraftwerken noch zum Großteil über die staatlichen Energieauktionen gelenkt. Je nach Energieträger besteht somit eine andere Dynamik in der Marktstruktur.

Die Stromgestehungskosten steigen - insbesondere wegen der höheren Kapitalkosten. Dies beeinträchtigt die Margen der Anlagenbetreiber, die wiederum versuchen, die Investitionsausgaben möglichst niedrig zu halten. Dadurch hat der Preiswettbewerb am brasilianischen Markt stark zugenommen. Anbieter hochwertiger deutscher Technologien berichten von zunehmenden Herausforderungen, der Konkurrenz standzuhalten und sich am Markt zu behaupten.

Solarenergie mit hoher Importabhängigkeit

Der Großteil der Energietechnik wird importiert - hauptsächlich aus China. Besonders gefragt sind Solarmodule von Jinko Solar, JA Solar, Astronergy (Chint Group), TrinaSolar und Canadian Solar. Canadian Solar produziert auch in Sorocaba (São Paulo). Bei Wechselrichtern sind Solis, SAJ, Deye, Growatt, Sungrow und der brasilianische Hersteller WEG verbreitet. Beliebte Tracker sind Array (USA), Valmon Solar (USA) und Trina Tracker (China). Weitere Zulieferer mit Produktion vor Ort sind Intelbras, Sengi Solar, BYD und Balfar Solar.

Turbulenzen in der Windenergie

Brasiliens Windenergie-Branche befindet sich inmitten einer schweren Krise und konsolidiert. Zu den Top 10 Betreibern und Projektentwicklern gehören Enel Green Power, Omega Energia, CPFL Renováveis, Engie Brasil Energia, AES Brasil, Echoenergia, Copel, Casa dos ventos, Neoenergia und Voltalia. Unter den großen Turbinenherstellern sind drei mit deutscher Beteiligung: Siemens Gamesa, Nordex Acciona und Wobben (Enercon). Weitere Fabrikanten sind der dänische Hersteller Vestas und der brasilianische Konzern WEG. 

Der chinesische Hersteller Goldwind übernahm die Fabrik von GE am Standort Camaçari (Bahia), wo sich 2024 auch der chinesische Hersteller Sinoma Blade niederließ. Derweil befindet sich der brasilianische Fabrikant von Rotorblättern Aeris weiter in Finanzschwierigkeiten. 

Türme stellen Wobben, WEG und Goldwind jeweils selbst her. Außerdem bieten sie auch die brasilianischen Unternehmen Nordeste Torres do Brasil (NTB), Tecsis und Aço Cearense (ACE) an sowie der spanische Fabrikant Windar.

Battery Energy Storage System (BESS) auf steilem Wachstumskurs

Brasiliens Markt für Speichersysteme entwickelt sich rasant. Erst 2023 gründeten Micropower, Baterias Moura, Newcharge und UCB den Branchenverband ABSAE. Immer mehr Unternehmen treten in den Markt ein und bieten BESS als Dienstleistung an. 

Große nationale Fabrikanten sind Moura, WEG und UCB Power. Der chinesische Konzern BYD stellt in Manaus (Amazonas) LFP-Batterien für E-Busse her und erwägt eine Erweiterung der Produktion vor Ort. Die chinesischen Hersteller Deye, Growatt, Huawei, Livoltek, SolaX Power, Sungrow und Chint Power beobachten die Entwicklung am brasilianischen Markt und erwägen Investitionen. 

Zur Vorbereitung der ersten staatlichen Auktion von Speicherkapazität traf Brasiliens Energieministerium beim Asienbesuch im Oktober 2025 Vertreter von Huawei Digital Power, BYD, CATL, Envision, Sungrow, HyperStrong und Hithium Energy Storage.

Traditionelle Anbieter dominieren Wasser- und Wärmekraft

Nationale Technologieanbieter sind WEG, BRG Geradores und Hacker. Alterima konzentriert sich auf kleine und mittlere Wasserkraft. Bercan, Enebras, E4, ICOM Hidromecânica und Pegasus bieten Ingenieurdienste an. Die brasilianischen Fabrikanten Hidreo und SEMI Industrial stellen kleine bis mittlere Turbinen her. Zu großen multinationalen Anbietern im Markt zählen Voith Hydro, Andritz Hydro und Siemens Energy. Lateinamerikas erstes Wasserkraftwerk war von 1889 bis 2020 in Betrieb. Ende 2024 wurde Usina de Marmelos im Bundesstaat Minas Gerais zusammen mit drei weiteren Wasserkraftwerken aufgekauft und wird überholt. Âmbar Energia der Gruppe J&F verfügt damit nun über 43 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 4,1 Gigawatt.

Bei Gaskraftwerken nimmt Siemens Energy eine führende Marktposition ein. Der deutsche Konzern ist Partner im Joint Venture Gás Natural Açu (GNA), dem Betreiber des größten Erdgaskraftwerks Lateinamerikas im Bundesstaat Rio de Janeiro. Weitere bedeutende Anbieter von Wärmekrafttechnologie sind GE Vernova, Mitsubishi, Wärtsilä und Dongturbo sowie die brasilianischen Fabrikanten WEG, Wórtice, Turbimaq, MWM der Tupy Gruppe und Geraforte.

Von Gloria Rose | São Paulo

Vor etwa zwanzig Jahren startete Brasilien die Öffnung des Strommarktes und erlaubte Großverbrauchern erstmals, private Stromabnahmeverträge zu schließen. Nach einer schrittweisen Erweiterung leitet das Land nun die vollständige Liberalisierung ein.

• Voraussichtlich ab dem 01. August 2026 können alle Unternehmen ihren Stromversorger frei wählen.
• Ab dem 01. Dezember 2027 sollen auch alle privaten Haushalte frei wählen können.

Zurzeit liefern sich die großen Stromvertriebskonzerne, Branchenverbände, Entwickler und Projektbetreiber ein Tauziehen um die Ausgestaltung des zukünftigen Regelwerks. Denn je nach Vertragsumgebung unterscheiden sich Marktbedingungen und Auftragsvergabe grundlegend:

Immer weniger Strom wird über Auktionen unter Vertrag genommen

Bei der Vergabe über staatlich organisierte Stromauktionen konkurrieren viele Projekte um 15- bis 30-jährige Stromabnahmeverträge. Durch die langen Laufzeiten und die Abnahmegarantie erhalten die Projektbetreiber Zugang zu relativ günstiger Finanzierung. Daher fallen die verhandelten Strompreise für die Vertriebskonzerne entsprechend günstig aus. Dahingegen zahlen die Endverbraucher relativ hohe Tarife an die Vertriebskonzerne, auch weil darüber weitere Steuern, Abgaben und Sonderausgaben entrichtet werden. 

Das Energieforschungsunternehmen (EPE) und die Stromhandelskammer (CCEE) veröffentlichen Informationen zu den Stromauktionen, einschließlich Leitlinien für die Registrierung und Zulassung von Projekten. Im März 2026 soll Kapazität für die Reserve in zwei Auktionen ausgeschrieben werden. Die Registrierung von Projekten läuft bereits. Entscheidungen über neue Auktionen trifft das Ministerium für Bergbau und Energie (MME) zusammen mit der Stromregulierungsbehörde (Aneel). 

Freier Strommarkt wächst und bietet neue Chancen

Der Wechsel in den freien Markt lohnt sich nach wie vor. Mit der kompletten Marktöffnung kann der freie Strommarkt bis 2040 rund 65 Prozent des Stromverbrauchs ausmachen, zurzeit sind es 44 Prozent. Im Zuge der Liberalisierung steigt die Nachfrage nach modernen Energietechnologien, die Effizienzgewinne ermöglichen. Denn nur so können sich die Marktteilnehmer im intensiven Wettbewerb behaupten. Hier ergeben sich neue Chancen für deutsche Anbieter.

Hohe Dynamik und Vielfalt unter den Abnehmern von Energietechnologie

Durch die aktuelle Reform des Strommarkts kommen neue Geschäftsmodelle auf. Zurzeit lassen sich viele Entwickler und Projektbetreiber als Stromhändler registrieren und vertikalisieren somit ihre Aktivitäten. Für deutsche Anbieter von PV-Komponenten, Speicherlösungen oder Netztechnik ergeben sich neue Vertriebskanäle und Partnerschaften.

Zu den bedeutenden Abnehmern von Energietechnik gehören Unternehmen, die Kits für dezentrale Solaranlagen zusammenstellen beziehungsweise installieren. Dazu kommen große Industriebetriebe, die Strom für den Eigenbedarf erzeugen. Die sogenannte Autoprodução ist besonders üblich als Kraft-Wärme-Kopplung in der Ethanol-Industrie. 

Ermäßigte Netzentgelte nur für dezentrale Kleinstanlagen 

Brasilien fördert die dezentrale Stromerzeugung über Net Metering. Kraftwerke, die erneuerbare Energieträger nutzen und bis zu maximal 300 Megawatt ins Netz einspeisen, zahlen nur die Hälfte der Netzentgelttarife TUST und TUSD. Um den Vorteil für sich zu nutzen, stückelten immer mehr Betreiber große Parks in viele 300 Megawatt-Projekte. Dieser Praxis hat die Regulierungsbehörde im Oktober 2025 endgültig einen Riegel vorgeschoben. Großprojekte müssen zukünftig die vollen Netzentgelte tragen.

Import von Technologie wird teurer

Seit Ende 2023 erhöht Brasilien schrittweise den Einfuhrzoll auf Energietechnologie. Sowohl bei Komponenten der Solarenergie als auch bei Windkraft will die Regierung die nationale Produktion entwickeln und vor Billigimporten schützen. Ende 2024 beschloss das Komitee der Außenhandelskammer (GECEX) den Zollsatz auf Solarpanels ab Juli 2025 von 9,6 Prozent auf 25 Prozent anzuheben. Im Mai 2025 erhöhte GECEX den Zoll auf Windturbinen von 11,2 Prozent auf 20 Prozent und ab dem 01.01.2026 auf 25 Prozent. 

Zusätzlich zu den höheren Zöllen streicht das Land die Ausnahmen, die bislang über das Sonderregime Ex-tarifário gewährt wurden. Ende August strich GECEX die Zollbefreiung für HJT-Solarmodul (Heterojunction), auf deren Einfuhr nach dem 28. Oktober 2025 wieder der übliche Mercosur-Tarif anfällt. Je strenger die Auflagen für die Einfuhr nach Brasilien werden, desto wichtiger wird das EU-Mercosur-Abkommen für den Import aus Deutschland.

Für die Übergangszeit hin zu höheren Zöllen vereinbart Brasilien Quoten. BYD, Canadian Solar und Sengi Solar verfügen über lokale Fabriken und begrüßten daher die Zollerhöhungen auf Solarpanels. Im Gegenzug protestierten die Entwickler großer Solarparks - darunter Atlas Brasil, Casa dos Ventos, EDP Renováveis, Qair Brasil, Canadian Solar und WEG. Um die Wirtschaftlichkeit bereits beschlossener Großprojekte im Umfang von nahezu 10 Milliarden US-Dollar nicht zu gefährden, gewährte GECEX neue Einfuhrquoten, die bis 2027 laufen. 

Mittel zur zinsgünstigen Finanzierung als grundlegende Voraussetzung

Lokale Wertschöpfung wird auch über die begünstigen Kreditlinien FINAME der Entwicklungsbank BNDES gefördert. In dem FINAME-Katalog (BNDES - Catálogo do CFI) sind derzeit 23 Photovoltaik-Produkte akkreditiert. BNDES finanziert Projekte auch über den Klima-Fonds FNMC und den neu geschaffenen Grünen Fonds des Förderprogramms PATEN. Darüber hinaus stehen internationale Finanzierungshilfen zur Verfügung. 

Bei dem aktuellen Leitzins von 15 Prozent und entsprechend hohen Kreditkosten in Brasilien ist der Zugang zur zinsgünstigen Finanzierung eine grundlegende Voraussetzung für den Ausbau der Strominfrastruktur. Deutsche Hersteller können Exportkreditgarantien von Euler Hermes nutzen und bei brasilianischen Abnehmern mit den entsprechenden Vorteilen zur Finanzierung für ihre Produkte zu werben.

Germany Trade & Invest stellt ausführliche Informationen zum Wirtschafts- und Steuerrecht sowie zu Einfuhrregelungen, Zöllen und nicht tarifären Handelshemmnissen zur Verfügung.

Von Gloria Rose | São Paulo

 

Von Gloria Rose | São Paulo