Carga SIN81.463 MW 1,61%PLD MédioR$ 138,66/MWh 15,35%PLD SE/COR$ 138,66/MWh 15,35%PLD SulR$ 138,66/MWh 15,35%PLD NER$ 138,66/MWh 15,36%PLD NorteR$ 138,66/MWh 15,35%EAR SIN71,5% 0,56%EAR SE/CO65,5% 0,00%EAR Sul71,2% 9,37%EAR NE88,9% 0,11%EAR Norte93,8% 0,11%ENA SIN178% MLT 15,58%ENA SE/CO117% MLT 0,85%ENA Sul368% MLT 22,26%ENA NE67% MLT 4,69%ENA Norte84% MLT 1,18%Carga SIN81.463 MW 1,61%PLD MédioR$ 138,66/MWh 15,35%PLD SE/COR$ 138,66/MWh 15,35%PLD SulR$ 138,66/MWh 15,35%PLD NER$ 138,66/MWh 15,36%PLD NorteR$ 138,66/MWh 15,35%EAR SIN71,5% 0,56%EAR SE/CO65,5% 0,00%EAR Sul71,2% 9,37%EAR NE88,9% 0,11%EAR Norte93,8% 0,11%ENA SIN178% MLT 15,58%ENA SE/CO117% MLT 0,85%ENA Sul368% MLT 22,26%ENA NE67% MLT 4,69%ENA Norte84% MLT 1,18%
Hidráulica43.470 MW(51%) 3,17%Térmica11.820 MW(14%) 24,62%Eólica16.255 MW(19%) 2,13%Solar11.424 MW(13%) 1,53%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%Hidráulica43.470 MW(51%) 3,17%Térmica11.820 MW(14%) 24,62%Eólica16.255 MW(19%) 2,13%Solar11.424 MW(13%) 1,53%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%Hidráulica43.470 MW(51%) 3,17%Térmica11.820 MW(14%) 24,62%Eólica16.255 MW(19%) 2,13%Solar11.424 MW(13%) 1,53%Nuclear1.990 MW(2%) 0,00%
PETR4R$ 38,25 1,11%PETR3R$ 42,39 1,97%PRIO3R$ 52,96 1,07%RECV3R$ 9,64 2,13%VBBR3R$ 30,38 3,05%UGPA3R$ 27,53 5,72%RAIZ4R$ 0,39 2,50%CSAN3R$ 3,78 2,16%EGIE3R$ 32,14 1,68%CMIG4R$ 11,03 2,04%CPFE3R$ 45,69 3,23%EQTL3R$ 39,44 1,81%ENGI11R$ 48,57 2,45%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 12,01 4,07%ENEV3R$ 26,63 1,45%TAEE11R$ 41,07 3,06%ALUP11R$ 33,04 2,58%LIGT3R$ 3,17 6,21%PETR4R$ 38,25 1,11%PETR3R$ 42,39 1,97%PRIO3R$ 52,96 1,07%RECV3R$ 9,64 2,13%VBBR3R$ 30,38 3,05%UGPA3R$ 27,53 5,72%RAIZ4R$ 0,39 2,50%CSAN3R$ 3,78 2,16%EGIE3R$ 32,14 1,68%CMIG4R$ 11,03 2,04%CPFE3R$ 45,69 3,23%EQTL3R$ 39,44 1,81%ENGI11R$ 48,57 2,45%NEOE3R$ 33,80 0,00%AURE3R$ 12,01 4,07%ENEV3R$ 26,63 1,45%TAEE11R$ 41,07 3,06%ALUP11R$ 33,04 2,58%LIGT3R$ 3,17 6,21%
BrentUS$ 72,13 0,78%WTIUS$ 68,78 0,29%Gás NaturalUS$ 3,25 0,78%DólarR$ 5,17 1,01%BrentUS$ 72,13 0,78%WTIUS$ 68,78 0,29%Gás NaturalUS$ 3,25 0,78%DólarR$ 5,17 1,01%BrentUS$ 72,13 0,78%WTIUS$ 68,78 0,29%Gás NaturalUS$ 3,25 0,78%DólarR$ 5,17 1,01%
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Leilão de Transmissão 1/2026: últimos lotes têm deságio de 53,20% com Axia e Olympus XX

Os quatro lotes finais do Leilão de Transmissão nº 1/2026 foram arrematados com um deságio médio de 53,20% em relação à Receita Anual Permitida (RAP) teto, resultando em uma economia de R$ 4,2 bilhões para os consumidores. O Consórcio Olympus XX e a Axia Energia Sul S.A. garantiram os empreendimentos, que somam R$ 1,8 bilhão em investimentos e preveem a construção de 61 km de linhas e 2.400 MVA em capacidade de subestações.

3 de julho de 2026 às 16:23Fonte oficial: ANEELRedação Radar Energia

Os últimos quatro lotes do Leilão de Transmissão nº 1/2026, realizados nesta sexta-feira (03/07), foram arrematados com um deságio médio de 53,20% sobre a Receita Anual Permitida (RAP) teto fixada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). O resultado final da segunda sessão do certame projeta uma economia de R$ 4,2 bilhões para o consumidor ao longo dos 30 anos de concessão dos projetos, reforçando a atratividade do setor de infraestrutura elétrica.

Os valores de RAP propostos pelos vencedores para os Lotes 7 a 10 somaram R$ 147,518 milhões, cifra 53,20% menor que o teto de R$ 315,185 milhões estabelecido pela ANEEL. Os investimentos estimados para a construção e implantação desses empreendimentos alcançam R$ 1,8 bilhão, com a previsão de adicionar 61 quilômetros de linhas de transmissão e 2.400 MVA em capacidade de transformação de subestações ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Entre os vencedores, o Consórcio Olympus XX, formado por Alupar Investimento S.A e Infra 2 Investment, garantiu o Lote 7 com um deságio de 52% e RAP ofertada de R$ 96,7 milhões, com foco em obras no estado de São Paulo. Já a Axia Energia Sul S.A., antiga Eletrobras, arrematou os Lotes 8, 9 e 10, com deságios de 59,04%, 57,24% e 51,8%, respectivamente, demonstrando apetite por múltiplos projetos.

A redução da Receita Anual Permitida (RAP) é um fator direto na composição da tarifa de energia elétrica, o que significa que o deságio de 53,20% se traduz em um benefício tangível para o usuário final. Considerando as duas sessões do Leilão de Transmissão nº 1/2026, o deságio médio total atingiu 50,69%, projetando uma economia total estimada de R$ 7,6 bilhões para os consumidores ao longo dos 30 anos de concessão.

Os projetos leiloados nesta segunda sessão são particularmente relevantes por se referirem a empreendimentos que estavam sob concessão da MEZ Energia. Eles voltaram ao certame após um distrato contratual mediado pelo Tribunal de Contas da União (TCU) e pelo Ministério de Minas e Energia (MME), garantindo a continuidade da expansão da infraestrutura de transmissão e evitando atrasos críticos para a segurança do suprimento.

O Leilão de Transmissão nº 1/2026 foi dividido em duas sessões públicas, com a primeira ocorrendo em 27 de março deste ano e a segunda, que concluiu a oferta dos lotes, nesta sexta-feira, 3 de julho. A antecipação da primeira sessão foi estabelecida pela Portaria Normativa 114 do MME, publicada no Diário Oficial da União, evidenciando a urgência e a prioridade governamental em expandir a rede de transmissão.

O deságio de 53,20% alcançado nos quatro últimos lotes sublinha a forte competitividade do mercado e o contínuo interesse de investidores em projetos de infraestrutura de energia, superando a média histórica de deságios em certames anteriores e contribuindo para uma maior eficiência na alocação de custos de expansão da rede.

Os contratos de concessão para a prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica terão um prazo de 30 anos, com a remuneração da RAP iniciando a partir da entrada em operação comercial das instalações. Os prazos para conclusão das obras variam de 42 a 60 meses, sendo 60 meses para o Lote 7 e 42 meses para os Lotes 8 e 9, refletindo a complexidade e o escopo de cada empreendimento.

A homologação dos resultados pela ANEEL, e posteriormente pelo Tribunal de Contas da União (TCU), é a próxima etapa formal do processo licitatório. As empresas vencedoras serão responsáveis pela construção, montagem, operação e manutenção das instalações de transmissão, garantindo a execução dos projetos dentro dos prazos e padrões técnicos exigidos pelo regulador.

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