Com estimativa de R$ 8 bilhões em investimentos, leilão de transmissão tem edital enviado para o TCU
Derrubada de veto pode custar R$ 525 bilhões até 2040 na conta de luz, diz governo
4 de July de 2025
Afluências no mês de julho devem ficar abaixo da média em grande parte do país
4 de July de 2025
Uma versão prévia do edital do Leilão de Transmissão nº 4/2025, o único a ser realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) este ano, foi aprovada nesta terça-feira (24/6) pela diretoria da Agência e será enviada para fiscalização do Tribunal de Contas da União (TCU), seguindo o rito costumeiro desse modelo de licitação. O documento preliminar estabelece o leilão de 11 lotes, com investimento estimado de R$ 7,96 bilhões e criação de 18.839 empregos diretos e indiretos. O leilão será realizado em 31 de outubro na sede da B3, em São Paulo.
O leilão se destina à construção e manutenção de 1.178 quilômetros (km) em linhas de transmissão novas e seccionamentos e de 4.400 megawatts (MW) em capacidade de transformação, além de um controle automático rápido de reativos e sete compensações síncronas. Os empreendimentos se localizam em 13 estados: Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia e São Paulo. O prazo para conclusão das obras varia entre 42 e 60 meses, dependendo da complexidade da construção.
Dos 11 lotes propostos (detalhes no quadro abaixo), três possuem investimento previsto superior a R$ 1 bilhão. O destaque em termos financeiros é o lote 4, com construção estimada em R$ 1,25 bilhão, relacionado à construção de aproximadamente 350 km em linhas de transmissão e à subestação 500/230 kV Vilhena 3, nos estados de Mato Grosso e Rondônia, visando a ampliação da capacidade de transmissão do subsistema Acre-Rondônia.
Para entrarem na versão final do edital, os Lotes 1B, 7, 8, 9 e 10 dependem da conclusão do processo de caducidade dos contratos referentes a cinco lotes arrematados durante leilões em 2020 e 2021 pela MEZ Energia. A ANEEL já recomendou ao MME a caducidade desses contratos, em 13 de maio, devido ao descumprimento dos prazos para implantação dos empreendimentos, o que foi ratificado na análise do pedido de reconsideração das empresas, apreciado na Reunião Pública Ordinária da Diretoria de hoje. Os lotes participarão do leilão se o MME concluir pela caducidade até a data de aprovação definitiva do edital, estimada para 23 de setembro.
Também integra a minuta de edital o Lote 3, que contempla empreendimentos inicialmente previstos para o Leilão nº 02/2024, e que foram retirados para estudos após as enchentes no Rio Grande do Sul em 2024. A localização das subestações e de outros equipamentos foi alterada visando a segurança na futura operação. Uma alteração a partir de contribuição na Consulta Pública nº 18/2025 estabeleceu o prazo de um ano para que a vencedora do lote adapte as subestações terminais antes de assumir a linha de transmissão 230 kV Sarandi-Maringá C1, CS, etapa que deverá anteceder a implantação da linha de transmissão a ser construída.
A Consulta Pública nº 18/2025, realizada pela ANEEL de 4 de abril a 19 de maio, recebeu 216 contribuições de 39 participantes. Um workshop de esclarecimentos técnicos sobre os principais pontos do leilão foi promovido em 09/05. Os agentes interessados no leilão poderão enviar pedidos de esclarecimento para a comissão de licitação até 7 de agosto.
Após a apreciação do texto prévio do edital pelo TCU, a Diretoria da ANEEL publicará o edital definitivo e o aviso de licitação.
Informações sobre os lotes previstos para o Leilão nº 4/2025
| LOTE | DESCRIÇÃO | UF(S) | PRAZO (MESES) | FUNÇÃO DO EMPREENDIMENTO |
| 1(1) | Sublote 1A:– LT 345 kV Miguel Reale – Centro CTR, C1 e C2, com 5,72 km (subterrânea)Sublote 1B:– LT 345 kV Norte – Miguel Reale, C3 e C4, com 14,5 km cada (subterrânea). | SP | 60 | Atendimento à Região Metropolitana de São Paulo – Sub-regiões Norte, Leste e Sul. |
| 2 | – LT 500 kV Santa Luzia II – Bom Nome II, C1, CS, com 228 km.- LT 230 kV Caxias II – Teresina II C1, CS, com 92 km;- LT 230 kV Teresina – Teresina III C1, com 14 km (reaproveita faixa da LT 230 kV Teresina – Piripiri C1 a ser desativada);- SE 230 kV Caxias II – Controle Automático Rápido de Reativos – CARR (-50/50) Mvar. | PB/PE/MA/PI | 54 | Escoamento de geração na área Leste da região Nordeste e atendimento às regiões leste do estado do Maranhão e centro-norte do estado do Piauí. |
| 3 | – SE 525/138 kV Erechim – (6+1 Res) x 50 MVA;- SE 230/69 kV Boa Vista do Buricá 2 – (6+1Res) x 33,33 MVA;- Trechos de LT 525 kV entre a SE Erechim e a LT 525 kV Itá – Caxias Norte C1, com 2 x 1,5 km;- Trechos de LT 230 kV entre a SE Boa Vista do Buricá 2 e a LT 230 kV Guarita – Santa Rosa C1, com 2 x 5,5 km.- LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Caí 2, com 20,4 km;- LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 C1, com 42,6 km;- SE 230/138 kV São Sebastião do Caí 2 – 2 x 150 MVA;- SE 230/138 kV Ivoti 2 – 2 x 150 MVA;- Trechos de LT 230 kV entre a SE Ivoti 2 e a LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, com 1 km;- Trechos de LT 230 kV entre a SE Ivoti 2 e a LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, com 1 km.- LT 230 kV Sarandi – Maringá, C1 e C3, CD, com 18,2 km (nova linha de transmissão na mesma faixa do C1 existentes, com maior capacidade) | PR/RS | 48 | FUNÇÃO DO EMPREENDIMENTO: Atendimento (I) às cargas da região noroeste do Rio Grande do Sul e aumento de confiabilidade; (ii) à região Metropolitana de Porto Alegre; e (iii) à região noroeste do Paraná. |
| 4 | – LT 500 kV Jauru – Vilhena 3 C1, com 344,5 km;- LT 230 kV Vilhena – Vilhena 3, C1 e C2, com 2,0 e 1,9 km, respectivamente;- SE 500/230 kV Vilhena 3 – (3+1R) x 200 MVA e Compensação Síncrona -90/+150 Mvar. | MT/RO | 60 | Ampliação da capacidade de transmissão do subsistema Acre – Rondônia |
| 5 | – LT 230 kV Itapaci – Matrinchã 2, C1, com 146,6 km;- LT 230 kV Matrinchã 2 – Firminópolis, C1, com 138,3 km;- SE 230/138 kV Matrinchã 2 – (6+1Res) x 50 MVA | GO | 48 | Atendimento às regiões de Itapaci, Firminópolis e Matrinchã, no estado de Goiás. |
| 6 | Sublote 6A:– SE 500 kV Nova Ponte 3 – Compensações Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar;Sublote 6B:– SE 500 kV Paracatu 4 – Compensação Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar. | MG | 42 | Aumento da capacidade do sistema de transmissão com a implantação de compensadores síncronos na área Minas Gerais |
| 7(1) | – LT 345 kV Norte – São Miguel, C1 e C2, com 8,2 km cada (subterrânea);- LT 345 kV São Miguel – Ramon Reberte Filho, C1 e C2, com 9,2 km cada (subterrânea);- SE 345/88 kV São Miguel – (9+1R) x 133,33 MVA. | SP | 60 | Atendimento à Região Metropolitana de São Paulo – Sub-regiões Norte, Leste e Sul, além da Região do ABC, em grande parte atendidas pela distribuidora ENEL SP. |
| 8(1) | – SE 230/138 kV Iguatemi 2, 2 x 150 MVA;- Trechos de LT em 230 kV entre a SE Iguatemi 2 e a LT Guaíra – Dourados C1, 2 x 3,1 km. | MS | 42 | Atendimento elétrico ao estado do Mato Grosso do Sul: Região de Naviraí. |
| 9(1) | – SE 230/88 kV Dom Pedro I – (6+1 res.) x 50 MVA;- Trechos de LT 230 kV entre a SE Dom Pedro I e a LT 230 kV São José dos Campos – Mogi das Cruzes, com 2 x 9,5 km. | SP | 42 | Atendimento adequado ao sistema de DIT 88 kV da região industrial de Mairiporã, Jaguari e São José dos Campos. |
| 10(1) | – SE 500/138 kV Cuiabá Norte – (3+1 res.) x 200 MVA;- Trechos de LT 500 kV entre a SE Cuiabá Norte e a LT Jauru – Cuiabá C2, com 2 x 0,5 km. | MT | 42 | Atendimento à região metropolitana de Cuiabá, Estado do Mato Grosso |
| 11 | Sublote 11A:– SE 500 kV Açu III – Compensações Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar;Sublote 11B:– SE 500 kV João Câmara III – Compensação Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar. | RN | 42 | Aumento da capacidade do sistema de transmissão com a implantação de compensadores síncronos na área Rio Grande do Norte. |
(1) Processos de Caducidade em andamento, pendente de decisão do Poder Concedente (MME) | Fonte: ANEEL.
Fonte: gov.br
