Praticamente metade dos projetos de transmissão de energia elétrica que estão em construção no Brasil deverão ser entregues pelos empreendedores antes dos prazos contratuais, com possibilidade de adiantamento em até um ano e meio, em média, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). As informações constam em levantamento realizado pela agência reguladora com base em reuniões de monitoramento com os responsáveis pelos projetos, ocorridas durante maio deste ano.
Dos 60 contratos de transmissão acompanhados, 45 estão com cronograma de obras em dia ou antecipado. Desse grupo, 16 consideram energizar seus empreendimentos no prazo contratual, e 29 indicaram alguma expectativa de adiantar a entrada em operação comercial. Segundo a Aneel, a média das previsões de antecipação é de 550 dias, ou cerca de um ano e meio.
O avanço dos projetos de transmissão é crucial para garantir o melhor escoamento da energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), que conecta praticamente todo o país. As obras licitadas nos últimos anos também devem ampliar o aproveitamento da crescente geração renovável de energia no Nordeste, ajudando a reduzir gargalos que levam a cortes de produção das usinas eólicas e solar.
Há ainda uma dezena de concessões em atraso, sendo que 90% delas foram licitadas antes da rodada de leilões iniciada em 2023, que resultou na contratação de mais de R$50 bilhões em investimentos de LTs. Muitos dos empreendedores responsáveis por esses projetos anteriores a 2023 alegam excludente de responsabilidade pelo atraso devido à pandemia de Covid-19, apontou a Aneel.
A lista de empreendimentos em atraso inclui, por exemplo, o linhão que irá finalmente conectar o Estado de Roraima ao SIN, promovendo uma redução dos subsídios cobrados na conta de luz de consumidores de todo o país. As obras são de responsabilidade da Transnorte Energia S.A. (TNE), um consórcio formado pelas empresas Alupar e Eletronorte, que venceu, em 2021, o leilão da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), e poderá administrar o empreendimento até 2042. Os trabalhos que ficaram vários anos parados devido a entraves na licença relacionados às comunidades indígenas afetadas, está previsto para ser concluído em setembro deste ano.
A Aneel apontou também problemas de atraso com as transmissoras São Francisco, Jaçanã, Serra Negra e Tangará, todas controladas pelo grupo indiano Sterlite. De acordo com a agência, a Sterlite teria informado sobre dificuldades financeiras para alavancar projetos após “saída do capital proveniente da Índia”, e que está buscando parceiros para viabilizar os empreendimentos.
Foram listados ainda atrasos pelas concessionárias Vale do Itajaí, Guanabara e Lagoa dos Patos, da Neoenergia. O licenciamento aparece como principal ponto de atraso dos projetos de transmissão de energia, com problemas decorrentes, por exemplo, da greve do Ibama em 2024.
A Aneel ponderou, no entanto, que a maioria dos processos de licenciamento acontecem dentro dos prazos estabelecidos na legislação ambiental. O que ocorre, de modo geral, é que a expectativa do empreendedor para a liberação das licenças pode estar aquém do prazo que é instituído legalmente. Sobre os empreendimentos, 89% estão em dia ou adiantados e 11% não necessariamente estão vinculados ao aumento do escoamento da geração.
GERAÇÕES SOLAR E EÓLICA ENFRENTAM LIMITES OPERACIONAIS
As usinas eólicas e solares têm enfrentado cortes de geração de energia desde agosto de 2023, causando prejuízos bilionários. O assunto levou a um processo judicial contra o governo e se tornou um impasse que divide o setor.
As usinas alegam que acumulam prejuízos de cerca de R$2,5 bilhões pela não geração de energia. Para chegar a uma solução, o Ministério de Minas e Energia criou um grupo de trabalho com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).
O impasse acontece porque a geração das usinas eólicas e solares têm sido “cortadas” pelo ONS desde o apagão de agosto de 2023, quando falhas de funcionamento nos equipamentos dessas usinas foram apontadas como a causa do blecaute. Na ocasião, o ONS justificou a medida como uma forma de garantir a segurança do sistema e impedir novas ocorrências de falta de energia.
Além disso, a falta de disponibilidade das linhas de transmissão que “transportam” a eletricidade das usinas para os grandes centros de consumo e o excesso de produção de energia no país também contribuem para os cortes. No entanto, a disputa em torno disso começou por causa de uma regra da Aneel que determina em quais casos as usinas têm direito a ressarcimento pelos cortes de energia.
Em caso de ressarcimento às usinas, quem paga é o consumidor. Isso é feito por meio de um encargo na conta de luz, chamado de Encargo de Serviços de Sistema (ESS). Ou seja, se os R$2,5 bilhões forem reconhecidos para reembolso às usinas, os valores devem sair do bolso do consumidor.
A ANEEL DIVIDE OS CASOS DE CORTE DE GERAÇÃO EM TRÊS:
razão energética: quando não há demanda suficiente, o ONS precisa equilibrar a quantidade de energia que circula no sistema, o que demanda cortes de geração;
razão de confiabilidade elétrica: quando as linhas de transmissão não têm mais capacidade disponível, ou outras razões técnicas, exceto a indisponibilidade dos equipamentos de transmissão;
razão de indisponibilidade externa: indisponibilidade de equipamentos externos às instalações das usinas. Essa indisponibilidade é dividida em “ordinária” e “extraordinária”.
De todos esses casos, os consumidores só arcam com a indisponibilidade extraordinária. Ou seja, todas as outras razões são consideradas pela Aneel como risco do empreendedor. É contra essa regra que as usinas reclamam na Justiça, questionando a sua legalidade. Segundo dados do Instituto Acende Brasil, em 2024, cerca de 8,4% de toda a energia gerada pelas usinas eólicas foi cortada. No caso das fotovoltaicas, os cortes chegam a 13,3% no período de abril a setembro de 2024. Contudo, os cortes não são uniformes, atingindo alguns empreendimentos mais que outros.
SEGUEM AS OBRAS EM ANDAMENTO QUE AUMENTAM O LIMITE DE TRANSMISSÃO EM 2025:
Transmissora: ASA BRANCA
Estado: Bahia
Descrição do empreendimento: LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2
Finalidade: Expansão do sistema de transmissão da Área Sul da Região Nordeste e norte dos estados de Minas Gerais e Espírito Santo para fazer frente à expectativa de empreendimentos de geração renovável na região, com destaque para as usinas eólicas e solares.
Data de Homologação: 06/11/2025
Avanço Físico: 73%
Transmissora: EKTT 9
Estado: Minas Gerais
Descrição do empreendimento: LT 500 kV Arinos 2 – Paracatu 4, C1
Finalidade: Expansão da capacidade de transmissão da Região Norte de Minas Gerais
Data de Homologação: 05/11/2025
Avanço Físico: 88%
Transmissora: EKTT 9
Estado: Minas Gerais
Descrição do empreendimento: LT 500 kV Arinos 2 – Paracatu 4, C2
Finalidade: Expansão da capacidade de transmissão da Região Norte de Minas Gerais
Data da Homologação: 05/11/2025
Avanço Físico: 88%
Transmissora: EKTT 9
Estado: Minas Gerais
Descrição do Empreendimento: LT 500 kV Paracatu 4 – Nova Ponte 3, C2, CS
Finalidade: Expansão da capacidade de transmissão da Região Norte de Minas Gerais
Data da Homologação: 05/12/2025
Avanço Físico: 81%
Transmissora: MORRO DO CHAPÉU
Estados: Bahia/Minas Gerais/Espírito Santo
Descrição do Empreendimento: LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C1
Finalidade: Expansão da Rede Básica da Área Sul da região Nordeste de forma a possibilitar o pleno escoamento das usinas já contratadas e ampliar as margens para conexão de novos empreendimentos de geração.
Data da Homologação: 08/11/2025
Avanço Físico: 90%
Transmissora: MORRO DO CHAPÉU
Estados: Bahia/Minas Gerais/Espírito Santo
Descrição do Empreendimento: LT 500 kV
Poções III – Medeiros Neto II C1
Finalidade: Expansão da Rede Básica da Área Sul da região Nordeste
Data da Homologação: 30/07/2025
Avanço Físico: 100%
