A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) leiloou nesta sexta-feira (30), na sede da B3, na capital paulista, oito projetos de transmissão de energia. Foi o último leilão do ano.

O certame prevê investimentos de R$ 8,9 bilhões e previsão de mais de 20,3 mil empregos diretos e indiretos.

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Foram negociados 1.866 quilômetros de novas linhas de transmissão e seccionamentos, com a continuidade de 483 km de linhas existentes, e 12.694 megavolt-amperes (MVA) em capacidade de transformação. 

Os empreendimentos serão instalados na Bahia, Goiás, Mato Grosso do Sul, Paraíba, Paraná, Rondônia e São Paulo.

Os prazos para conclusão dos projetos variam entre 42 meses e 60 meses, contados a partir da assinatura dos contratos de concessão. As concessões têm duração de 30 anos.

Investimentos

O certame desta sexta-feira foi bastante concorrido, com deságios que chegaram a alcançar 57,08%. Um dos lotes, o de número 1, foi extremamente disputado, com 150 lances em viva-voz.

A Celeo venceu dois dos oito lotes, os de número 4 e 8. O mesmo ocorreu com Cymi, que venceu os lotes 3 e 5, e a Neonergia, com os lotes 1 e 7. A Cox venceu o lote 6 e a EDP, o lote 2.

O primeiro lote a ser leiloado foi o de número 4, o maior empreendimento do certame e que corresponde a instalações no Paraná, Mato Grosso do Sul e Goiás. Ele foi dividido em sublotes e a empresa vencedora foi a Celeo Redes Brasil, que ofertou R$ 377.094.858 de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 50,55% em relação ao teto definido pelo regulador. 

A receita anual permitida é uma remuneração que as transmissoras de energia elétrica recebem pela prestação do serviço público de transmissão aos usuários.

Segundo o Ministério de Minas e Energia, esse lote tem investimentos previstos em R$ 4,113 bilhões, com 1.167 quilômetros de linhas e estimativa de 8.225 empregos. O conjunto reforçará o atendimento ao Mato Grosso do Sul e ampliará a capacidade de escoamento da geração.

Também concorreram na disputa desse lote a Cymi Construções e Participações, o Consórcio Olympus XXI, a Axia Energia Norte, a Engie Transmissão de Energia Participaçoes, o Fundo de Investimento e Participação Warehouse e a EDP Transmissão Goiás.

O segundo lote leiloado foi o de número 3, com instalações no estado de São Paulo. A vencedora foi a Cymi Construções e Participações, que ofertou R$ 78.703.693, com deságio de 57,08%. Ela concorria com a EDP Energias do Brasil, a Axia e a Consórcio Olympus.

Esse projeto reforça o atendimento à região metropolitana da capital paulista, que prevê R$ 1,071 bilhão, 45 quilômetros de linhas e 2.676 empregos.

O lote 1 foi o terceiro a ser leiloado e inclui instalações na Bahia. Após a apresentação das propostas em papel feita por cinco empresas, esse lote acabou sendo disputado em uma etapa de viva-voz. Nessa etapa participaram apenas as empresas Neonergia e Tradetek Soluções em Iluminação Pública e Infraestrutura, que haviam feito as melhores propostas em papel. 

Após uma grande disputa, com 150 lances em viva-voz, a empresa vencedora foi a Neoernegia que apresentou a oferta de R$ 59.850.000, com deságio de 51,21%.

Os lotes 5 e 6 foram os seguintes a serem leiloados e correspondiam a instalações no estado do Paraná. O lote 5 tem 173 quilômetros de extensão e também foi levado a uma disputa por viva-voz entre a Engie e a Cymi. A vencedora foi a Cymi, com oferta de R$ 96.400.000 e deságio de 46,36%.

O lote 6, com quatro quilômetros de extensão e que corresponde ao município de Santa Terezinha do Itaipu, no Paraná, também teve lances em viva-voz entre as empresas Engie e Cox Brasil e foi vencido pela Cox Brasil que ofertou R$ 37.850.000 e deságio de 53,46%.

No Paraná, esses dois empreendimentos somam R$ 1,46 bilhão, 177 quilômetros de linhas e 3.336 empregos, com benefícios para a região metropolitana de Curitiba e as regiões oeste e sudoeste.

O lote 7, que corresponde a instalações na Paraíba, foi também para uma etapa em viva-voz e foi vencido pela Neoenergia , que bateu a Celeo, com proposta de R$ 68.000.000 e deságio de 38,55%.

Juntos, o lote 7 e lote 1, que correspondem a instalações na Paraíba e na Bahia, somam R$ 1,16 bilhão em investimentos, com previsão de 3.132 empregos e 351 quilômetros de novas linhas. Segundo o ministério, as obras desses dois lotes vão reforçar o atendimento ao sul e centro-sul baiano e ao sertão paraibano.

O lote 8, com instalações em Rondônia, foi vencido pela Celeo, com oferta de R$ 66.664.542, com deságio de 48,02%. Nesse lote estão previstos R$ 753,2 milhões em investimentos e 2.151 empregos para instalação na Subestação Coletora Porto Velho, em Rondônia. O objetivo é ampliar a estabilidade e a resiliência do sistema de transmissão que atende Acre e Rondônia.

O último lote leiloado nesta sexta-feira foi o 2, com instalações em Goiás e na Bahia. Esse lote foi vencido pela EDP, com proposta de R$ 26.530.000 e deságio de 53,29%.

Os investimentos nesse lote 2 são da ordem de R$ 317 milhões e serão destinados à conexão entre Bahia e Goiás, com 126 quilômetros de linhas e estimativa de 792 empregos, para ampliar o atendimento ao nordeste goiano.

Segundo o Ministério de Minas e Energia, os leilões de transmissão de energia elétrica já mobilizaram R$ 69,64 bilhões em investimentos estimados entre os anos de 2023 e 2026, montante que chega a R$ 77,54 bilhões quando atualizado pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA).

A Cox arrematou o lote 6 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo. A disputa ocorreu em lances em viva-voz com a Engie.

A proposta vencedora foi de R$ 37,8 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 53,46% em relação ao valor máximo de R$ 81,3 milhões anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

O investimento estimado pela Aneel é de R$ 480,3 milhões. O empreendimento prevê cerca de 4 quilômetros de conexões com linhas existentes e 900 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação em Santa Terezinha de Itaipu, no Paraná.

O lote contempla a subestação Iguaçu, de 525/230/138 quilovolts (kV), e conexões com as linhas Foz do Iguaçu-Cascavel Oeste e Foz do Iguaçu-Medianeira Norte 2. Segundo a agência, a finalidade é reforçar o atendimento elétrico às regiões oeste e sudoeste do estado.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 42 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Participaram da disputa Cymi, Axia Energia, Cox Brasil, Engie, Consórcio Olympus e Consórcio Confiança.

A  Cymi arrematou o lote 5 do Leilão de Transmissão nº 4/2026 da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado nesta sexta-feira (30), na sede da B3, em São Paulo. A empresa disputou lançe a lance em ofertas em viva-voz com a Engie.

A proposta vencedora foi de R$ 96,4 milhões por ano de Receita Anual Permitida (RAP), com deságio de 46,36% em relação ao valor máximo de R$ 179.715.563,90 anuais estabelecido pela agência. A RAP é a remuneração pela prestação do serviço de transmissão.

O lote tem investimento estimado pela Aneel em R$ 982,5 milhões e contempla aproximadamente 173 quilômetros de linhas e conexões, além de 2.094 megavolt-amperes (MVA) de capacidade de transformação. As instalações abrangem Lapa, Contenda, Araucária, Campo Largo e Curitiba, no Paraná.

Entre as intervenções estão a ligação Curitiba Oeste-Barigui 2, com trechos aéreos e subterrâneos, ampliações nas subestações Curitiba Oeste e Uberaba e a subestação Barigui 2. As obras são destinadas ao atendimento da região metropolitana de Curitiba.

O prazo para entrada em operação comercial das instalações é de 60 meses, contados a partir da assinatura do contrato. A concessão terá duração de 30 anos. Participaram da disputa Cymi, Engie, Consórcio Olympus E Axia Energia.

Drones com sensores estão sobrevoando São Paulo para ajudar a Enel à identificar pontos das redes de alta tensão que precisam de manutenção, além de identificar pontos que estão prejudicados e podem evoluir para falhas. Cerca de 759 voos de inspeção já foram realizados.

Segundo a Enel, a escolha de utilizar drones foi tomada pois eles ampliam a capacidade de inspeção nas áreas urbanas, regiões de vegetação densa, travessias, subestações e locais de difícil acesso.

A CNN Brasil teve acesso à informação em primeira mão.

Por ser um objeto que pode se aproximar dos equipamentos de eletricidade, o drone registra imagens de melhor qualidade, o que ajuda na identificação de problemas como aquecimento em conexões, trincas em isoladores, corrosão, perda de galvanização, parafusos frouxos, fios partidos, furtos de componentes e desgaste de acessórios.

Veja como é a visão do drone

A Enel também explica que a utilização dessa tecnologia diminuiu a necessidade de intervenções em campo, o que colabora para a segurança das equipes de manutenção, além de reduzir o tempo de mobilização para inspeções.

Em agosto deste ano, um dos planos de inspeção analisou cerca de 806 quilômetros de linhas e estruturas. Isso porque os drones possuem sensores LiDAR, que podem mapear vegetações e estruturas de rede com mais precisão, além de terem câmeras termográficas e RGB de alta resolução.

Helicópteros auxiliam as inspeções dos drones

Em casos de emergência, a Enel utiliza helicópteros durante essas inspeções, para ter uma visão mais ampla das linhas de transmissão e estruturas de rede. Segundo a companhia, os helicópteros atuam em casos de ocorrências ou eventos climáticos, para agilizar a avaliação e ter uma comunicação mais rápida com a equipe.

Veja como o helicóptero faz a inspeção com o drone:

Até o momento, os equipamentos conseguiram identificar 19 pontos de aquecimento, em cinco linhas de transmissão. Essas inspeções permitiram que equipes atuassem antes que a ocorrência ficasse grave.

 

*Sob supervisão de Thiago Félix

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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)