A Neoenergia, controlada pela espanhola Iberdrola, anunciou nesta quarta-feira (28) um acordo para vender sua participação remanescente de 25% na hidrelétrica de Dardanelos, em Mato Grosso, a uma sociedade detida por fundos geridos pela Itaú Asset Management. A operação deve antecipar cerca de R$ 400 milhões em caixa para a companhia.

O acordo prevê também a quitação integral de um empréstimo de R$ 265,8 milhões concedido à Hidro Participações pela Elektro Renováveis do Brasil, subsidiária integral da Neoenergia. Tanto o preço das ações quanto o valor do empréstimo estão sujeitos a correção monetária e outras atualizações desde 2 de abril de 2026 até o fechamento da operação.

A participação remanescente havia sido mantida após a venda de 75% do empreendimento à francesa EDF power solutions, anunciada em 21 de novembro de 2025 e concluída em 2 de abril deste ano. A EDF permanece como sócia majoritária e assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da hidrelétrica com a conclusão daquela aquisição.

Na negociação anunciada no ano passado, o valor atribuído à totalidade do empreendimento foi de R$ 2,51 bilhões. A avaliação seguia o critério de enterprise value, que considera também o endividamento líquido do negócio.

A participação remanescente da Neoenergia era indireta, por meio da EDF Brasil Hidro Participações, sociedade que detém a Energética Águas da Pedra, empresa responsável pela usina.

A saída de Dardanelos ocorre em meio à estratégia de rotação de ativos da Neoenergia. Ao anunciar o acordo com a EDF, a companhia afirmou que a operação contribuiria para fortalecer o caixa, reduzir a alavancagem e simplificar sua estrutura.

No encerramento de setembro, a alavancagem da Neoenergia, medida pela relação entre dívida líquida e Ebitda, estava em 3,44 vezes. O indicador recuou em relação às 3,48 vezes de junho, mas ficou acima das 3,41 vezes registradas em dezembro de 2025.

A dívida líquida somava R$ 52,23 bilhões, alta de 7% sobre os R$ 48,74 bilhões do fim do ano passado. Segundo o balanço do terceiro trimestre, o aumento foi explicado principalmente pelos investimentos nos projetos de redes.

Dardanelos está localizada no rio Aripuanã, no município de mesmo nome, no norte de Mato Grosso, e entrou em operação comercial em 20 de agosto de 2011. A usina tem cinco unidades geradoras, sendo quatro de 58 megawatts e uma de 29 megawatts, que somam 261 MW de capacidade instalada.

O empreendimento opera a fio d’água, aproveitando o fluxo do rio para gerar eletricidade, e possui reservatório de 0,24 quilômetro quadrado. Segundo a EDF, a capacidade da hidrelétrica equivale ao abastecimento de aproximadamente 1,4 milhão de pessoas.

De acordo com a Neoenergia, Dardanelos mantém contratos de venda de energia com um conjunto de 24 distribuidoras brasileiras. A EDF assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da usina quando concluiu a aquisição da participação majoritária, em abril.

Governo nomeia secretário-executivo do conselho de minerais críticos | INFRA NEWS

Eólica offshore pode ser “nova energia hidrelétrica” do Brasil, diz estudo do Banco Mundial

A Echoenergia, braço de geração da Equatorial, estuda a participação em leilões de hidrelétricas caso o governo decida relicitar concessões de usinas próximas do fim. Em entrevista ao Alta Voltagem, da CNN, o CEO da empresa, Liu Aquino, afirmou que a fonte hídrica interessa à estratégia de diversificação da companhia e defendeu novas disputas como oportunidade para reduzir a concentração de mercado.

“Então, sim, a gente defende que essas concessões vão para a licitação e, certamente, se elas forem para a licitação, a gente vai estar analisando”, afirmou.

O MME (Ministério de Minas e Energia) abriu recentemente uma consulta pública sobre as regras que vão orientar a prorrogação ou a relicitação de concessões de usinas hidrelétricas vencidas ou próximas do vencimento.

A manifestação do executivo sinaliza interesse em examinar os ativos, com uma eventual participação condicionada à decisão do governo e à avaliação das oportunidades. A Echoenergia opera atualmente parques eólicos e solares.

Aquino destacou o papel de modulação das hidrelétricas, que permite ajustar a produção ao longo do tempo. Usinas com reservatórios podem armazenar água para gerar eletricidade nos períodos de maior necessidade, complementando fontes variáveis como eólica e solar. Essa flexibilidade depende, porém, da disponibilidade hídrica e das restrições operacionais e de uso da água.

O mercado vê uma concentração grande de ativos hidrelétricos na mãos e poucos players. Hoje a Áxia é a maior geradora hidrelétrica do Brasil com cerca de 44 GW de capacidade, seguida de Engie (10,7 GW), Auren (8.9 GW) e Copel (7,3 GW).

O interesse da companhia acrescenta um potencial concorrente à discussão sobre o futuro das concessões. Para Aquino, a distribuição dos ativos entre poucos grupos é um dos fatores que justificam a realização de novos leilões.

“A nossa visão sobre esse tema é que hoje existe uma grande concentração de hidrelétrica na mão de poucos players e as usinas hidrelétricas são os principais fornecedores de energia, principalmente no submercado sul e sudeste”, disse.

Na avaliação do CEO da Echoenergia, a licitação abriria espaço para desconcentrar esse mercado e arrecadar recursos que poderiam contribuir para a modicidade tarifária, ou seja, para conter os custos da eletricidade aos consumidores.

O resultado concorrencial, entretanto, dependerá do desenho dos certames e dos vencedores. A abertura de uma disputa permite a entrada de novos operadores, mas também pode viabilizar a aquisição das usinas por grupos que já possuem grandes portfólios.

A posição da Echoenergia se aproxima da defendida por Copel e Axia. A Copel argumenta que a competição permite testar o valor das concessões e confrontar as diferentes expectativas dos investidores sobre preços de energia, custos e necessidade de investimentos. A companhia também manifestou interesse em participar de eventuais leilões.

As duas empresas tiveram concessões renovadas no contexto de suas privatizações. Já a Engie defende a prorrogação associada a investimentos. No caso da usina de Salto Santiago, no Paraná, empresa argumenta que uma definição antecipada permitiria acelerar a ampliação da potência da usina.

A Echoenergia estima recuperar cerca de R$ 300 milhões em receitas com o mecanismo de compensação por cortes de geração de energia, conhecido pelo jargão “cuirtailment”. A expectativa foi apresentada pelo CEO da companhia, Liu Aquino, em entrevista ao Alta Voltagem, da CNN, mas depende da revisão dos valores e da adesão definitiva da empresa ao acordo.

Segundo o executivo, os cortes superam atualmente 20%, em média, nas usinas da companhia. As restrições alteraram as projeções de receita e caixa dos empreendimentos e acrescentaram um risco que, na avaliação dele, tinha dimensão muito menor quando os investimentos foram planejados.

“Quando você desenvolve um parque eólico, um parque solar, a previsão que você tem é que a sua incerteza está relacionada ao recurso, não tanto à expectativa de limite de geração”, afirmou.

Aquino disse que as consequências vão além da energia que deixa de ser produzida. A redução das receitas afeta a percepção dos credores sobre a capacidade financeira da companhia e exige negociações sobre os riscos do negócio.

A intensificação das restrições ocorreram a partir de agosto de 2023, após o apagão ocorrido naquele ano. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) adotou novos limites operacionais para preservar a segurança do sistema.

“Temos uma perspectiva hoje de cerca de uns 300 milhões de receita ou de recuperação de receita em função desse processo”, afirmou.

A perspectiva de recuperação de receitas está associada à Portaria Normativa nº 140, publicada em julho. Aquino afirmou que a adesão da Echoenergia é provável, mas que a decisão final deve ocorrer no início de 2027, após o avanço da revisão das informações utilizadas nos cálculos.

A portaria regulamenta a compensação por cortes ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025, classificados como decorrentes de confiabilidade elétrica ou indisponibilidade externa. O mecanismo tem alcance delimitado e exige a assinatura de um termo de compromisso, com renúncia a disputas sobre compensações por restrições ocorridas até a data estabelecida.

Pelas regras, o ONS apura e classifica os cortes, enquanto a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) calcula e operacionaliza as compensações por meio da recontabilização financeira de eventos passados.

O impacto sobre o caixa varia conforme os contratos. Nos empreendimentos com contratação regulada, o executivo explicou que bandas de geração mínima e máxima e mecanismos de apuração anual e quadrienal amortecem e postergam parte dos efeitos financeiros. Nas usinas vinculadas ao mercado livre, segundo ele, o impacto aparece já no mês seguinte.

Consumidor deve pagar a conta dos cortes?

Questionado sobre a possibilidade de o ressarcimento às geradoras pesar na conta de luz, Aquino defendeu que seus efeitos sejam mitigados por mudanças em outras regras do setor. “Nosso entendimento é que ele não necessita causar impacto tarifário”, afirmou.

Como exemplo, o executivo propôs aplicar uma sinalização de preços por horário à compensação da energia produzida pela geração distribuída, formada principalmente por sistemas solares instalados em telhados e pequenos empreendimentos.

Na lógica apresentada por ele, a energia injetada na rede em momentos de excedente deveria gerar menos créditos do que aquela entregue quando o sistema mais precisa. Esses créditos são utilizados pelos consumidores participantes para compensar o consumo de eletricidade.

A tarifa branca já existe para consumidores de baixa tensão e diferencia os valores cobrados conforme o horário. A proposta do executivo é usar essa sinalização para modificar a valorização da energia entregue pela geração distribuída.

A revisão dos créditos da geração distribuída sugerida pelo CEO seria uma medida adicional. Se adotada nos termos apresentados, poderia reduzir o abatimento obtido pelos consumidores que injetam energia nos horários de excedente, alterando o retorno financeiro desses sistemas.

A Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) aprovou, por unanimidade, nesta terça-feira (27), os editais dos dois leilões de reserva de capacidade destinados à contratação de novos sistemas de armazenamento de energia em baterias. As disputas estão previstas para 2 e 4 de dezembro, com início do suprimento em 1º de agosto de 2028 e contratos de 15 anos.

O primeiro certame, denominado Armazenamento Nacional, será destinado a projetos que atendam aos requisitos mínimos de conteúdo nacional do sistema de credenciamento de fornecedores do BNDES. O segundo será realizado na modalidade Armazenamento, sem a mesma exigência de nacionalização.

Os preços-teto, definidos pelo Ministério de Minas e Energia (MME), serão de R$ 1,76 milhão por megawatt (MW) ao ano para o produto com conteúdo nacional e de R$ 1,58 milhão por MW ao ano para o outro certame. Os processos foram relatados pelo diretor Gentil Nogueira de Sá Júnior.

A contratação remunerará a disponibilidade de potência das baterias para atender aos comandos do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico). Os empreendimentos receberão uma receita fixa anual, paga em 12 parcelas mensais, sujeita a reduções conforme o desempenho operacional. A remuneração será devida independentemente do acionamento dos sistemas, observadas as obrigações contratuais.

Os projetos deverão oferecer disponibilidade mínima de 30 MW e sustentar a potência máxima por quatro horas a cada ciclo completo. As regras preveem até dois ciclos diários, respeitado o limite de 366 ciclos anuais, e recarga completa em até seis horas. A eficiência total mínima exigida será de 85%.

Os sistemas também deverão atender aos requisitos de conexão, incluindo a funcionalidade de formação de rede, conhecida como grid forming. A verificação pelo ONS ocorrerá durante o processo de integração das instalações ao sistema elétrico, como condição para a entrada em operação em teste e comercial.

O custo da contratação será rateado exclusivamente entre os geradores de energia, conforme a legislação citada nos votos. O relator classificou o custeio como o tema mais controverso dos certames e registrou que a discussão em andamento no Congresso não afasta a obrigação da agência de cumprir a regra vigente.

Entre as mudanças após as consultas públicas, a Aneel reduziu de R$ 9,8 milhões/MW para R$ 6 milhões por MW as garantias financeiras das exigências patrimoniais. A garantia de proposta será de R$ 60 mil por MW de disponibilidade máxima ofertável. Já a garantia de fiel cumprimento e o patrimônio líquido mínimo serão, cada um, de R$ 600 mil por MW vinculado ao lance.

Os editais também permitirão consórcios entre empresas do mesmo grupo econômico, com regras para evitar a dupla contagem de patrimônio, e explicitarão a possibilidade de participação de concessionárias de transmissão, observadas as obrigações das concessões. Após apontamento da equipe técnica do Tribunal de Contas da União (TCU), a comprovação patrimonial deverá considerar os compromissos assumidos conjuntamente nos dois leilões.

A agência manteve o risco de conexão com os empreendedores e rejeitou a prorrogação automática do início do suprimento por atrasos nas instalações de acesso. Também preservou o limite anual de 2,5% de indisponibilidade programada, equivalente a aproximadamente 219 horas, incluindo intervenções para recompor a capacidade das baterias ao longo do contrato.

Gargalos na infraestrutura elétrica, principalmente na transmissão, levaram a CPFL Energia a negar pedidos de conexão de data centers que somam cerca de 8 gigawatts (GW), afirmou o CEO da companhia, Gustavo Estrella, durante a 17ª edição do Brazil Windpower, em São Paulo. Segundo o executivo, o volume equivale a oito vezes a demanda dos centros de dados atualmente em operação no Brasil.

Estrella reconheceu, porém, que uma parte das solicitações tem caráter especulativo, mas ajuda a dimensionar a procura por conexão à rede e a preocupação do setor diante da perda de oportunidades.

“Eu neguei cerca de 8 GW de capacidade de conexão de data centers por dificuldade de conexão”, afirmou o executivo.

Segundo Estrella, o Brasil levou aproximadamente 16 anos para desenvolver uma demanda de cerca de 1 GW nesse mercado. A escala dos novos pedidos pressiona uma infraestrutura cuja expansão exige prazos superiores aos que os investidores em centros de dados estão dispostos a esperar.

Ele apontou dois obstáculos ao desenvolvimento dessa indústria: a carga tributária e a conexão ao sistema elétrico. Embora existam limitações nas redes de distribuição, afirmou que o principal gargalo está na transmissão, responsável por transportar grandes blocos de energia até os centros de consumo.

A localização dos empreendimentos acrescenta uma dificuldade. Segundo ele, os data centers precisam estar onde sua instalação faça sentido econômico, o que exige compatibilizar a disponibilidade da rede com as necessidades dos projetos. A existência de oferta de energia no país, assim, precisa ser acompanhada de capacidade para entregá-la nos locais escolhidos pelos investidores.

De acordo com Estrella, as áreas de concessão da CPFL concentram cerca de 70% do consumo de eletricidade dos data centers brasileiros.

Para ilustrar a dimensão das novas cargas, o executivo citou uma demanda de aproximadamente 350 megawatts (MW) para Campinas. Dois empreendimentos de 200 MW cada — porte que, segundo ele, já não é raro nesse mercado — somariam 400 MW, superando a referência apresentada para a cidade.

O problema também envolve o calendário das obras. Estrella citou um prazo médio de sete anos para desenvolver a infraestrutura necessária e avaliou que a indústria de data centers não esperará todo esse tempo para colocar seus projetos em operação.

A perspectiva é que a demanda aumente ainda mais. Segundo Estrella, o consumo de data centers será de 40% em 2026. Para 2027 será de 100%, mas em uma velocidade menor do que poderia acontecer.

Além de cobrar maior velocidade, o executivo defendeu que os interessados em instalar os centros de dados participem do financiamento da infraestrutura construída para atendê-los. Na avaliação dele, essa demanda precisa assumir parte do esforço financeiro para viabilizar sua conexão.

A presença de solicitações especulativas, reconhecida pelo próprio executivo, torna relevante distinguir intenções de investimento de projetos com perspectiva concreta de implantação antes de dimensionar as obras. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) ressalta que a concretização dos empreendimentos depende de fatores como infraestrutura elétrica e de telecomunicações, viabilidade econômica e atendimento às exigências de garantias para conexão.

O planejamento do acesso à transmissão passa por mudanças. As chamadas Temporadas de Acesso defionidas no Pnast ((Política Nacional de Acesso ao Sistema de Transmissão)  organizam a apresentação e a análise dos pedidos à Rede Básica, com processos competitivos quando há disputa pela capacidade disponível.

O setor eólico brasileiro aposta na chegada de data centers para impulsionar investimentos e destravar a demanda, enquanto parques já instalados enfrentam restrições para produzir energia.

A aparente contradição foi tratada na 17ª edição do Brazil Windpower, em São Paulo, que expôs o desafio dessa estratégia: coordenar a expansão das usinas, das redes e do consumo para que novos empreendimentos encontrem espaço em um sistema que já precisa limitar a geração.

A presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, afirmou que o curtailment, como são conhecidos os cortes de geração, permanece sem solução operacional, apesar do avanço na regulamentação das compensações às empresas.

A Portaria Normativa nº 140, publicada pelo Ministério de Minas e Energia em julho, tem alcance delimitado. Ela disciplina a compensação por cortes ocorridos entre setembro de 2023 e novembro de 2025, classificados como decorrentes de confiabilidade elétrica ou indisponibilidade externa. A adesão exige a assinatura de um termo de compromisso que inclui a renúncia a disputas sobre compensações por restrições ocorridas até a data estabelecida.

O tratamento dessas perdas, entretanto, deixa em aberto as condições físicas que levam às restrições. Segundo o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), os cortes são uma medida técnica necessária para preservar a segurança do sistema quando a geração disponível não pode ser integralmente aproveitada. A produção eólica e solar varia ao longo do tempo e nem sempre coincide com os momentos de maior consumo.

Essa distinção limita o alcance de uma solução centrada apenas na construção de linhas. Em diagnóstico sobre o curtailment, o ONS aponta que, mesmo com a eliminação de restrições de transmissão, podem continuar ocorrendo cortes quando a oferta supera a demanda em determinados horários. A expansão das redes resolve parte do problema; o equilíbrio entre produção e consumo exige outras respostas.

É nesse contexto que os data centers aparecem na agenda da indústria. Elbia defendeu atenção à infraestrutura de transmissão necessária para receber essas novas cargas e aproveitar o interesse de grandes consumidores pelo Brasil. A dirigente também apontou a retomada da indústria eólica nacional como uma das prioridades do setor.

João Galamba, assessor sênior do Conselho Global de Energia Eólica (GWEC), defendeu que a instalação de data centers seja acompanhada de nova geração limpa. Na avaliação dele, o desafio brasileiro está na capacidade de entregar essa energia, o que passa pela infraestrutura das redes e pelo enfrentamento do curtailment.

A proposta abre uma frente de negócios para geradores e fabricantes, mas seu efeito sobre os cortes depende de como os projetos forem implantados. À luz do diagnóstico do ONS, o aumento do consumo pode ajudar a absorver excedentes; a construção simultânea de novas usinas exige avaliar onde e quando essa energia será produzida e consumida. O anúncio de uma nova carga, isoladamente, não permite medir o alívio que ela proporcionará às restrições existentes.

A distribuição dos impactos dos cortes também continua em discussão regulatória. Em outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou regras para organizar a ordem das restrições e compartilhar seus efeitos entre diferentes fontes. A aplicação definitiva foi prevista para 18 meses após a publicação da resolução, com uma etapa anterior de simulação dos resultados.

No horizonte internacional, Elbia citou o objetivo de elevar a eletrificação do consumo mundial de energia a 35% até 2035. A meta integra a campanha Electrify Now, liderada pela Global Renewables Alliance com apoio do GWEC, e busca ampliar o uso de eletricidade em transportes, processos industriais e outras atividades hoje atendidas por combustíveis fósseis. Trata-se de uma agenda defendida pelas organizações, cuja concretização depende de decisões de governos, empresas e consumidores.

Entre os fabricantes, Roberto Veiga, vice-presidente da Goldwind no Brasil, apresentou o investimento em capacidade industrial em Camaçari, na Bahia, como demonstração do interesse da companhia pelo mercado brasileiro e pelo fortalecimento da cadeia nacional.

A produção local também tem uma função comercial. Ao anunciar a aquisição da fábrica da GE em Camaçari, em 2024, a Goldwind destacou que o atendimento aos critérios de nacionalização do BNDES facilitaria o acesso dos clientes ao financiamento de longo prazo para a compra dos equipamentos.

“Tô certo ou tô errado?”, perguntava Sinhozinho Malta quando contrariado, chacoalhando as pulseiras à espera de obediência. Quem assistiu a Roque Santeiro sabe que o coronel não precisava ocupar a cadeira do prefeito nem ser dono de todos os negócios de Asa Branca para mandar na cidade. Seu poder dependia de uma narrativa conveniente: a de que ele garantia a ordem e a prosperidade da região. Não se preocupava em ser justo. Bastava que todos o considerassem indispensável.

O setor de gás natural brasileiro vive uma novela parecida. A Petrobras não é dona formal do mercado nem autoridade reguladora, mas sua posição dominante lhe permite chacoalhar as pulseiras sempre que algum movimento contraria seus planos. Como na novela, sobrevive há décadas, atravessando os mais diferentes governos, a narrativa de que essa força é condição para a transição energética e para a competitividade do país.

A estatal responde por mais de 65% da produção nacional e mais de 90% do processamento, além de ter peso relevante em importação, transporte e comercialização. Segundo o Ministério de Minas e Energia, o gás que custa US$ 2,86 por milhão de BTU na boca do poço chega a US$ 12,08 na entrada dos gasodutos. Além disso, o controle sobre as atividades de escoamento e processamento permite reinjetar volumes que poderiam abastecer o mercado. O resultado é um quadro concorrencial grave, que pesa nos preços e sobre toda a economia. A Petrobras arrecada aproximadamente R$ 11 bilhões por ano acima dos valores considerados adequados em estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), devido aos preços cobrados pelo acesso às infraestruturas.

Para as fábricas de vidro, o problema é ainda maior: os fornos operam sem parar  em temperaturas muito elevadas, que devem ser mantidas com absoluta estabilidade para viabilizar a fusão e a transformação das matérias-primas. Por isso, o gás natural é essencial ao processo produtivo e tem impacto direto sobre a estrutura de custos da indústria vidreira.

Para os segmentos químico, de fertilizantes, siderurgia, cerâmica, papel e celulose, e alumínio, a energia pode representar até 40% do custo de produção. O setor produtivo perde arrecadação e competitividade enquanto transferimos toda a riqueza do país para a Petrobras.

Por esta razão, é tão relevante a proposta de desconcentração do mercado de gás natural, ou Gas Release, em discussão na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ela prevê que parte do gás hoje concentrado na estatal seja liberada para que outros agentes possam comercializá-lo. Ao colocar essa pauta em debate, com rigor técnico e coragem, a ANP mostrou que outro desenho de mercado é possível. Daí a resistência da Petrobras e as tentativas de questionar a legitimidade da agência.

A Petrobras tem todo o direito de contestar e apresentar argumentos. A recente consulta pública foi feita para isso. Infelizmente, a audiência pública agendada para 21 de outubro foi adiada sob a alegação de coincidir com o período eleitoral. Vale lembrar que o cronograma das Eleições já era conhecido quando a audiência foi marcada, e que a própria ANP já havia rejeitado, neste mês, um outro pedido de adiamento da Petrobras.

A oportunidade para o debate foi postergada, mas o essencial é que a indústria e os agentes do mercado precisam de mais concorrência, mais oferta e preços competitivos para que o país se desenvolva. Na consulta pública, 43 dos 49 participantes  inscritos (88%) apoiaram o Gas Release.

Também é importante deixar clara a enorme diferença entre disputar o conteúdo de uma regra e desqualificar o regulador. A autoridade da ANP não depende de acertar sempre; depende de a agência poder exercer suas competências com independência e critério técnico, sem interferências.

Quem reivindica segurança jurídica precisa reconhecer o processo regulatório como parte dela. A própria Petrobras depende de regras estáveis e instituições respeitadas para executar seus projetos e manter a confiança dos investidores. Nenhuma empresa se fortalece de forma duradoura quando o ambiente em que opera perde credibilidade.

O caso já chegou ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), com pedido de investigação por abuso de posição dominante. Mas a resposta principal cabe à ANP. A agência conduziu um processo técnico, ouviu as partes e tem competência para decidir. Adiar indefinidamente também é uma escolha: mantém incertas as condições de entrada e investimento e prolonga o problema que a política pública se propôs a enfrentar. A quem pode interessar essa opção? Aos consumidores e à toda a sociedade brasileira certamente não.

O “tô certo ou tô errado?” não cabe em um mercado regulado maduro e sustentável. Os consumidores industriais esperam da ANP uma decisão técnica, tomada com a independência que a lei lhe assegura. Nesse debate, o chacoalhar das pulseiras não pode se sobrepor aos argumentos técnicos, às necessidades dos consumidores e ao interesse público de um projeto sólido de país.

Em meio às inúmeras incertezas que permeiam a Reforma Tributária, o setor de transmissão de energia elétrica será, sem dúvida, um dos segmentos mais impactados pelas mudanças introduzidas pelo regime tributário.

Como é de notório conhecimento, a Emenda Constitucional nº 132, de 20.12.2023, promoveu significativa alteração no sistema tributário nacional, principalmente a tributação sobre o consumo do país.

Resumidamente, a reforma tributária substitui 5 (cinco) tributos por um Imposto sobre Valor Adicional – (IVA), formado pela Contribuição sobre Bens e Serviços – (CBS) e o Imposto sobre Bens e Serviços – (IBS).

Nessa linha, a Lei Complementar nº 214, de 2025, regulamentou a instituição do Imposto sobre Bens e Serviços – (IBS), da Contribuição Social sobre Bens e Serviços – (CBS) e do Imposto Seletivo – (IS), além de estabelecer normas relativas ao Comitê Gestor do IBS e promover alterações na legislação tributária nacional.

Trata-se, portanto, de um marco legislativo de significativa relevância para o setor elétrico brasileiro, especialmente para o segmento de transmissão de energia elétrica, em razão dos impactos jurídico-regulatórios, tributários e econômico-financeiros decorrentes da implementação do novo regime tributário.

Pois bem. Segundo o art. 28 da Lei Complementar nº 214, de 2025, nas operações com energia elétrica ou com direitos a ela relacionados, a responsabilidade pelo recolhimento do IBS e da CBS será atribuída exclusivamente à transmissora de energia elétrica, nas hipóteses de prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica e de conexão ao sistema de transmissão a consumidores diretamente conectados à Rede Básica.

Ou seja, as transmissoras de energia elétrica passam a ser responsáveis pelo recolhimento do IBS e da CBS incidentes sobre os serviços de transmissão de energia e de conexão ao sistema de transmissão prestados aos consumidores diretamente conectados à Rede Básica, observadas as hipóteses e condições estabelecidas na legislação tributária.

Tal cenário representa uma relevante alteração para o segmento, pois passam a destacar os tributos nas faturas emitidas para os consumidores de energia.

É essencial destacar que as transmissoras devem se atentar ao fato de que sistemática instituída pela reforma tributária para o setor elétrico tem como uma de suas premissas a concentração do recolhimento do IBS e da CBS na etapa de efetivo fornecimento de energia para consumo, de modo a evitar a tributação em cascata ao longo das diferentes etapas da cadeia de geração, comercialização, transmissão e distribuição de energia elétrica.

A referida Lei Complementar estabelece, ainda, disciplina específica quanto ao momento de ocorrência do fato gerador do IBS e da CBS nas operações relativas à prestação dos serviços de transmissão e de conexão aos sistemas de transmissão, considerando-se ocorrido o fato gerador no momento em que se verificar, primeiramente, uma das seguintes hipóteses: (i) a exigibilidade da parcela da contraprestação correspondente ao pagamento; ou (ii) o efetivo pagamento da obrigação decorrente do fornecimento.

No que se refere à definição do local da operação, o art. 11 da Lei Complementar nº 214, de 2025, estabelece que, nas prestações de serviços de transmissão de energia elétrica, será considerado como local da operação aquele em que estiver situado o estabelecimento principal do adquirente, observados os critérios estabelecidos no § 4º do referido dispositivo legal.

Destaca-se, ainda, que tanto o Decreto nº 12.955, de 2026, quanto a Resolução CGIBS nº 6, de 2026, reproduzem, em essência, a sistemática estabelecida pela Lei Complementar nº 214, de 2025, no que se refere às obrigações tributárias atribuídas às concessionárias de transmissão de energia elétrica, especialmente quanto à responsabilidade pelo recolhimento dos tributos incidentes sobre a prestação dos serviços de transmissão e de conexão ao sistema de transmissão.

Portanto, o cenário de adequação das concessionárias de transmissão de energia elétrica à nova sistemática tributária assume especial relevância, sobretudo porque, embora as alíquotas definitivas do IBS e da CBS ainda não tenham sido estabelecidas, as empresas já deverão observar, ao longo de 2026, as obrigações acessórias decorrentes da implementação da reforma tributária.

Essa necessidade de adequação torna-se ainda mais premente diante das alterações previstas para o exercício de 2027, quando ocorrerá a extinção das contribuições ao PIS e à Cofins e terá início a cobrança da CBS sob sua alíquota de referência, consolidando uma nova sistemática de tributação com repercussões operacionais, financeiras e regulatórias para as concessionárias de transmissão de energia elétrica.

Não obstante o cenário anteriormente exposto, destaca-se que, a partir de 2027, com a extinção das contribuições ao PIS e à Cofins, os montantes destinados à cobertura desses tributos deverão ser excluídos da composição da Receita Anual Permitida – (RAP) das concessionárias de transmissão de energia elétrica, observados os critérios e procedimentos regulatórios aplicáveis.

Nesse sentido, no âmbito da Agência Nacional de Energia Elétrica – (ANEEL), foi distribuído ao Diretor Gentil Nogueira de Sá Júnior processo administrativo destinado à análise dos impactos da Reforma Tributária, instituída pela Emenda Constitucional nº 132/2023 e regulamentada pela Lei Complementar nº 214/2025, sobre as Bases de Remuneração Regulatória das concessionárias de serviço público de energia elétrica.

Assim, a implementação da Reforma Tributária demanda das concessionárias de transmissão de energia elétrica uma atuação que não se restrinja à adequação de seus procedimentos operacionais, contábeis e de faturamento à nova sistemática de incidência e recolhimento do IBS e da CBS. Torna-se igualmente essencial o acompanhamento dos desdobramentos regulatórios relacionados às possíveis alterações na composição da RAP e às eventuais repercussões sobre as receitas reguladas e o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão.

Diante do exposto, a Reforma Tributária impõe às transmissoras a necessidade de avaliar, de maneira integrada, seus impactos tributários, operacionais e jurídico-regulatórios, especialmente para assegurar o adequado cumprimento das novas obrigações legais e mitigar eventuais efeitos econômico-financeiros decorrentes da transição para o novo regime tributário.

* Urias Martiniano Garcia Neto é sócio do escritório Urias Martiniano Advogados (UMN Advogados)

A Gerdau registrou um lucro líquido consolidado de R$ 1,56 bilhão no terceiro trimestre de 2026, crescimento de 43,4% em relação aos R$ 1,09 bilhão apurados no mesmo período de 2025. O resultado, divulgado nesta segunda-feira (26), foi impulsionado principalmente pela melhora dos preços do aço na América do Norte.

Desconsiderados os efeitos não recorrentes, o lucro líquido ajustado somou R$ 1,52 bilhão, ante R$ 1,09 bilhão no terceiro trimestre do ano passado. A receita líquida alcançou R$ 18,69 bilhões, alta de 3,9% na comparação anual.

O Ebitda (Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização) ajustado avançou 37,8%, para R$ 3,77 bilhões. A margem do indicador passou de 15,2% para 20,2%, uma expansão de 5 pontos percentuais.

A melhora ocorreu mesmo com a redução de 5,6% nas vendas consolidadas de aço, para 2,91 milhões de toneladas. Segundo a companhia, os preços mais elevados na América do Norte compensaram a queda dos volumes vendidos no Brasil e o impacto da desvalorização do dólar frente ao real.

As operações norte-americanas responderam por mais de três quartos do Ebitda ajustado consolidado. Na região, o indicador atingiu R$ 2,91 bilhões, crescimento de 60% sobre o terceiro trimestre de 2025. A margem avançou de 19,8% para 27,7%.

A receita na América do Norte subiu 14,4%, para R$ 10,51 bilhões, enquanto as vendas de aço cresceram 1,5%, para 1,31 milhão de toneladas. A Gerdau destacou a demanda dos segmentos de construção não residencial, centros de dados e energia renovável.

No Brasil, a receita líquida recuou 9,7%, para R$ 6,95 bilhões, e o Ebitda ajustado caiu 2,8%, para R$ 741 milhões, sempre na comparação com o terceiro trimestre de 2025. A margem, porém, aumentou de 9,9% para 10,7%.

Nos nove primeiros meses de 2026, o lucro líquido consolidado somou R$ 4,04 bilhões, alta de 49% sobre igual intervalo de 2025. A receita líquida acumulada cresceu 0,7%, para R$ 53,28 bilhões, e o Ebitda ajustado avançou 31,9%, para R$ 10,16 bilhões.

Dividendos

O conselho de administração também aprovou a distribuição de R$ 667 milhões em dividendos, equivalentes a R$ 0,34 por ação. O pagamento será realizado em 15 de dezembro, com base na posição acionária de 10 de novembro de 2026.

Terão direito aos proventos, caso a proposta seja aprovada, os titulares de ações inscritos nos registros da instituição depositária da companhia na data do crédito, em 10 de novembro.

A proposta foi aprovada por unanimidade pela diretoria, em reunião presidida pelo diretor-presidente, Gustavo Werneck.