Carga SIN87.793 MW 2,57%PLD MédioR$ 133,55/MWh 1,93%PLD SE/COR$ 136,71/MWh 1,57%PLD SulR$ 136,7/MWh 1,58%PLD NER$ 128,5/MWh 2,75%PLD NorteR$ 132,28/MWh 1,88%EAR SIN65% 0,91%EAR SE/CO58,9% 0,84%EAR Sul82% 3,30%EAR NE76,9% 0,52%EAR Norte83,3% 0,95%ENA SIN107% MLT 3,60%ENA SE/CO92% MLT 1,08%ENA Sul192% MLT 2,54%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte62% MLT 1,59%Carga SIN87.793 MW 2,57%PLD MédioR$ 133,55/MWh 1,93%PLD SE/COR$ 136,71/MWh 1,57%PLD SulR$ 136,7/MWh 1,58%PLD NER$ 128,5/MWh 2,75%PLD NorteR$ 132,28/MWh 1,88%EAR SIN65% 0,91%EAR SE/CO58,9% 0,84%EAR Sul82% 3,30%EAR NE76,9% 0,52%EAR Norte83,3% 0,95%ENA SIN107% MLT 3,60%ENA SE/CO92% MLT 1,08%ENA Sul192% MLT 2,54%ENA NE64% MLT 0,00%ENA Norte62% MLT 1,59%
Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%Hidráulica45.541 MW(51%) 5,14%Térmica10.557 MW(12%) 11,62%Eólica15.979 MW(18%) 10,98%Solar14.455 MW(16%) 6,93%Nuclear1.990 MW(2%) 0,90%
PETR4R$ 42,67 2,94%PETR3R$ 47,27 2,92%PRIO3R$ 61,03 0,44%RECV3R$ 10,66 2,80%VBBR3R$ 33,37 0,71%UGPA3R$ 33,22 0,72%RAIZ4R$ 0,22 4,35%CSAN3R$ 3,71 0,00%EGIE3R$ 28,98 0,49%CMIG4R$ 10,40 0,95%CPFE3R$ 44,38 0,38%EQTL3R$ 36,89 0,16%ENGI11R$ 47,75 0,38%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,90 0,46%ENEV3R$ 26,23 0,57%TAEE11R$ 38,84 0,26%ALUP11R$ 32,67 0,40%LIGT3R$ 3,47 3,89%PETR4R$ 42,67 2,94%PETR3R$ 47,27 2,92%PRIO3R$ 61,03 0,44%RECV3R$ 10,66 2,80%VBBR3R$ 33,37 0,71%UGPA3R$ 33,22 0,72%RAIZ4R$ 0,22 4,35%CSAN3R$ 3,71 0,00%EGIE3R$ 28,98 0,49%CMIG4R$ 10,40 0,95%CPFE3R$ 44,38 0,38%EQTL3R$ 36,89 0,16%ENGI11R$ 47,75 0,38%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 10,90 0,46%ENEV3R$ 26,23 0,57%TAEE11R$ 38,84 0,26%ALUP11R$ 32,67 0,40%LIGT3R$ 3,47 3,89%
BrentUS$ 87,51 2,44%WTIUS$ 82,54 1,19%Gás NaturalUS$ 2,88 1,03%DólarR$ 5,18 0,71%BrentUS$ 87,51 2,44%WTIUS$ 82,54 1,19%Gás NaturalUS$ 2,88 1,03%DólarR$ 5,18 0,71%BrentUS$ 87,51 2,44%WTIUS$ 82,54 1,19%Gás NaturalUS$ 2,88 1,03%DólarR$ 5,18 0,71%
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Radar Energia
AnáliseRegulação & Política

Aneel determina assinatura de aditivos para concessões da Interligação do Madeira

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) considerou atendida a exigência documental da Interligação Elétrica do Madeira S.A. para uma operação previamente anuída. A concessionária tem agora 60 dias para assinar os Terceiros Termos Aditivos aos Contratos de Concessão de Transmissão nº 13/2009 e nº 15/2009.

28 de agosto de 2026 às 07:48Fonte oficial: DOURedação Radar Energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) atestou o cumprimento, pela Interligação Elétrica do Madeira S.A., da exigência de envio de documentos para formalizar uma operação previamente anuída, conforme Despacho nº 3.362, publicado no Diário Oficial da União (DOU) em 28 de agosto de 2026. A decisão estabelece que a concessionária terá até 60 dias, a partir da publicação, para assinar os Terceiros Termos Aditivos aos Contratos de Concessão de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 13/2009 e nº 15/2009.

A medida da agência reguladora dá sequência a um processo iniciado com o Despacho nº 2.215, de 17 de junho de 2026, que havia concedido anuência prévia à operação da Interligação Elétrica do Madeira. O rito regulatório, que agora exige a formalização contratual, está fundamentado na Lei nº 9.427/1996, que criou a Aneel, e na Resolução Normativa Aneel nº 948/2021, que disciplina a Regulação Econômico-Financeira e operações de delegatárias de serviços de energia elétrica.

A Interligação Elétrica do Madeira S.A. opera um dos sistemas de transmissão mais estratégicos do país, conectando as usinas hidrelétricas do Rio Madeira ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A regularidade e a conformidade de seus contratos de concessão são cruciais para a segurança e estabilidade do suprimento de energia, especialmente para as regiões Sudeste e Centro-Oeste. Embora o despacho não detalhe as alterações específicas dos aditivos, modificações em contratos de transmissão podem, em contexto regulatório, envolver revisões na Receita Anual Permitida (RAP) da concessionária, com potenciais reflexos indiretos na Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST).

A decisão reforça a supervisão contínua da Aneel sobre a conformidade de ativos estratégicos do setor. O mercado agora aguarda a assinatura dos termos aditivos dentro do prazo estabelecido e a eventual divulgação de seus conteúdos, que poderão esclarecer os impactos econômico-financeiros ou operacionais para a concessionária e para o SIN.

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