CADASTRE-SE

Relações com Investidores

Atualmente a TAESA detém 43 concessões de transmissão: (i) 14 concessões que compõem a empresa holding (TSN, Novatrans, ETEO, GTESA, PATESA, Munirah, NTE, STE, ATE, ATE II,  ATE III, Miracema, Saíra e Sant’Ana); (ii) 10 investidas integrais ( Brasnorte, São Gotardo, Mariana, Janaúba, São João, São Pedro, Lagoa Nova, Ananaí, Pitiguari e Tangará); e (iii) 19 participações (ETAU, Transmineiras e os Grupos AIE e TBE). Das concessões acima citadas, 5 estão em construção. São elas:  Ivaí, Sant’Ana, Ananaí, Pitiguari e Tangará.

ConcessãoCategoriaAssinatura do
Contrato
de Concessão
Redução da RAP ParticipaçãoKm*SubestaçõesRAP 23/24
(R$ MM) **
TérminoÍndice de
Inflação
Revisão
Tarifária
NOVATRANS22000jun/18 a abr/19100,00%12786 550,52 dez/30IGP-MNão
TSN22000mar/18 a jun/18100,00%11398 494,66 dez/30IGP-MNão
ECTE22000mar/1719,09%2532 15,73 nov/30IGP-MNão
ETEO22000out/16100,00%5053 152,74 mai/30IGP-MNão
EATE22001fev/18 a mar/1849,98%9275 189,44 jun/31IGP-MNão
ETEP22001ago/1749,98%3282 42,59 jun/31IGP-MNão
ETAU22002jun/2175,62%1884 41,31 dez/32IGP-MNão
PATESA22002set/19100,00%1464 26,37 dez/32IGP-MNão
GTESA22002ago/18100,00%523 8,52 jan/32IGP-MNão
NTE22002jan/19100,00%3834 133,63 jan/32IGP-MNão
STE22002jun/19 a jul/19100,00%3904 73,62 dez/32IGP-MNão
ENTE22002fev/2049,99%4593 97,54 dez/32IGP-MNão
ERTE22002set/1949,99%1553 22,21 dez/32IGP-MNão
MUNIRAH22004out/20100,00%1062 31,61 fev/34IGP-MNão
ATE I22004out/20100,00%3703 129,22 fev/34IGP-MNão
LUMITRANS22004out/2239,99%402 9,23 fev/34IGP-MNão
TRANSLESTE22004dez/2054,00%1392 19,09 fev/34IGP-MNão
ATE II22005dez/21100,00%9424 202,32 mar/35IGP-MNão
TRANSIRAPÉ22005mai/2254,00%612 23,04 mar/35IGP-MNão
TRANSUDESTE22005fev/2254,00%1402 11,83 mar/35IGP-MNão
ATE III22006abr/23 a mai/23100,00%4544 94,97 abr/36IPCANão
STC22006nov/2239,99%2304 15,07 abr/36IPCANão
BRASNORTE32008Não100,00%4024 39,24 mar/38IPCASim
EBTE32008Não74,49%7827 51,71 out/38IPCASim
ESDE32009Não49,98%-1 9,45 nov/39IPCASim
ETSE32012Não19,09%-2 6,83 mai/42IPCASim
SÃO GOTARDO32012Não100,00%-1 7,19 ago/42IPCASim
SÃO JOÃO32013Não100,00%4132 64,91 ago/43IPCASim
SÃO PEDRO32013Não100,00%4946 75,61 out/43IPCASim
MARIANA32014Não100,00%822 21,40 mai/44IPCASim
MIRACEMA32016Não100,00%903 89,83 jun/46IPCASim
EDTE32016Não49,99%1653 47,89 dez/46IPCASim
AIMORÉS32017Não50,00%2082 54,76 fev/47IPCASim
PARAGUAÇU32017Não50,00%3382 81,73 fev/47IPCASim
ESTE32017Não49,98%2372 77,39 fev/47IPCASim
JANAÚBA32017Não100,00%5453 267,73 fev/47IPCASim
IVAÍ32017Não50,00%6005 207,08 ago/47IPCASim
LAGOA NOVA32017Não100,00%282 16,74 ago/47IPCASim
SANT’ANA32019Não100,00%5585 80,85 mar/49IPCASim
ANANAÍ32022Não100,00%3634 166,23 mar/52IPCASim
PITIGUARI32022Não100,00%933 21,39 set/52IPCASim
TANGARÁ32023Não100,00%2794 104,66 mar/53IPCASim
SAÍRA32023Não100,00%7433 174,35 mar/53IPCASim
Total15.105110*** 4.052,2
* Não ponderado pela participação
** Ponderado pela participação, incluindo reforços e Rede de Fronteira
*** Algumas subestações são compartilhadas por linhas diferentes

Aimorés, empreendimento em construção, referente ao lote 4 do leilão de transmissão ANEEL nº013/2015 (parte 2) de outubro de 2016, está localizado no Estado de Minas Gerais, com extensão de 208 km de linhas de transmissão de 500 kV e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo estipulado pela ANEEL para energização de Aimorés é fevereiro de 2022. O prazo de concessão está previsto para encerrar em fevereiro de 2047.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica ao Estado de Minas Gerais, através da linha de transmissão que irá conectar a subestação Padre Paraíso 2 à subestação Governador Valadares 6.

Essa concessão possui controle compartilhado com a ISA Cteep e sua contabilização na TAESA será realizada via equivalência patrimonial. O seu regime fiscal é o Lucro Real e possui benefício fiscal SUDENE em 80% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Ananaí, empreendimento em construção, referente ao lote 1 do Leilão de Transmissão nº 02/2021 de dezembro de 2021, está localizado no Estado de São Paulo e Paraná, com extensão de 363 km de linhas de transmissão de 500 kV e 525 kV e 4 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo estipulado pela ANEEL para energização de Ananaí é de março de 2027. O prazo da concessão está previsto para encerrar em março de 2052.

O Objetivo desta concessão é realizar obras estruturantes para o sistema elétrico que supre a região metropolitana de Curitiba. As linhas de transmissão também proporcionam aumento da capacidade de interligação Sul – Sudeste, que é fundamental em cenários de baixa disponibilidade do parque gerador da região Sul.

É uma concessão própria, onde 100% do seu resultado pré-operacional é consolidado pela TAESA.

ATE entrou em operação em outubro de 2005, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia que interliga as regiões Sul e Sudeste, com aproximadamente 370 km de 525kV de linhas de transmissão, ultrapassando os Estados do Paraná e São Paulo e 3 subestações (todas acessadas pela TAESA). Esta concessão possui sinergia com a ETEO. O prazo de concessão está previsto para encerrar em 18 de fevereiro de 2034.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica às regiões Sul e Sudeste, através da Interligação Londrina – Araraquara.

É a concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) que possui maior nível de tensão em operação. O seu regime fiscal é o Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

 

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ATE II entrou em operação em dezembro de 2006, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica que interliga as regiões Norte e Nordeste, com 4 subestações (1 própria e 3 acessadas pela TAESA) nos Estados do Tocantins, Piauí e Bahia. As linhas de transmissão cobrem aproximadamente 942 km, com nível de tensão igual a 500kV, atravessando os Estados do Tocantins, Maranhão, Piauí e Bahia.  Esta concessão possui sinergia com Novatrans e ATE III. O prazo de concessão está previsto para encerrar em 15 de março de 2035.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica nas regiões Norte e Nordeste, através da Interligação Colinas – Sobradinho.

Esta concessão também se destaca por ter em suas instalações 3 Bancos de Capacitores Série que operam em modo fixo e 11 bancos de reatores.

É uma concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDENE em 85% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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ATE III entrou em operação em abril de 2008, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica, com 4 subestações (1 própria e 3 acessadas) e aproximadamente 454 km de 230kV e 500kV de linhas de transmissão que atravessam os Estados do Tocantins e do Pará. Esta concessão possui sinergia com a Novatrans e ATE II. O prazo de concessão está previsto para encerrar em 27 de abril de 2036.

Esta concessão também se destaca por ter em suas instalações um Banco de Capacitores Série que operam em modo fixo e 4 bancos de reatores.

É uma concessão própria (100% consolidada pela TAESA) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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Brasnorte entrou em operação em setembro de 2009. A operação se encontra no Estado de Mato Grosso, com aproximadamente 402 km de linhas de transmissão e 4 subestações (2 próprias e 2 acessadas). O prazo de concessão está previsto para encerrar em março de 2038.

O objetivo desta concessão é atender a implantação, a operação e a manutenção do serviço público de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado relativo às linhas de transmissão LT Jubá/Jauru e LT Brasnorte/Nova Mutum, ambas de 230kV, com aproximadamente 129 e 273 km, respectivamente, e subestações SE Jubá, de 300 MVA, e SE Brasnorte, de 100 MVA, ambas de 230/138kV.

É uma concessão própria (100% consolidada pela TAESA) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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EATE entrou em operação em março de 2003. A operação se encontra nos Estados do Pará e do Maranhão com aproximadamente 927 km de 500kV de linhas de transmissão e 5 subestações (1 própria e 4 acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para encerrar em junho de 2031.

Os objetivos  desta concessão são (i) atender à crescente demanda de energia elétrica nas regiões Norte e Nordeste do país, (ii) interligar as subestações de Tucuruí, Marabá, Açailândia, Imperatriz e Presidente Dutra, tornando-se o terceiro circuito da interligação Norte-Nordeste, e (iii) reforçar a conexão entre os sistemas elétricos Sul-Sudeste, Centro-Oeste e Norte-Nordeste, assegurando maior confiabilidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).

A TAESA possui participação de 49,98% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (49,98%) e Alupar (50,02%).

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EBTE entrou em operação em junho de 2011. A operação se encontra no Estado do Mato Grosso com aproximadamente 782 km de 230kV de linhas de transmissão e 7 subestações (2 próprias e 5 acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para encerrar em outubro de 2038.

Os objetivos desta concessão são atender à crescente demanda de energia elétrica na região Centro-Oeste do país, possibilitando o escoamento de energia elétrica dos diversos projetos de geração que serão implantados no Estado.

A TAESA possui participação de 74,49% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (49,0%) e EATE (51,0%) – Participação direta da TAESA: 49,98%.

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ECTE entrou em operação em março de 2002. A operação se encontra no Estado de Santa Catarina com aproximadamente 253 km de 525kV de linhas de transmissão e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para encerrar em novembro de 2030.

Os objetivos desta concessão são assegurar o fornecimento à região Leste e litoral do Estado de Santa Catarina, atender ao crescimento da demanda de energia elétrica da região Sul-Sudeste e possibilitar maior confiabilidade operativa do Sistema Interligado Nacional (SIN).

A TAESA possui participação de 19,09% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (19,09%), Alupar (50,02%), e Celesc (30,89%).

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EDTE iniciou operação em 20 de janeiro de 2020. O ativo encontra-se no estado da Bahia, com aproximadamente 165 km de 230kV de linhas de transmissão e 3 subestações (todas próprias). O prazo de concessão está previsto para se encerrar em dezembro de 2046.

A TAESA possui participação de 49,99% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (24,95%), Apollo (24,95%) e ENTE (50,10%) – Participação direta da TAESA: 49,99%.

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ENTE entrou em operação em fevereiro de 2005. A operação se encontra nos Estados do Pará e do Maranhão com aproximadamente 459 km de 500kV de linhas de transmissão e 3 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para se encerrar em dezembro de 2032.

Os objetivos desta concessão são (i) atender à crescente demanda de energia elétrica nas regiões Norte e Nordeste do país, (ii) interligar as subestações de Tucuruí, Marabá, Açailândia, tornando-se o quarto circuito da interligação Norte-Nordeste, (iii) viabilizar a transmissão do acréscimo da energia gerada decorrente da expansão da UHE Tucuruí e (iv) reforçar a conexão entre os sistemas elétricos Sul-Sudeste, Centro-Oeste e Norte-Nordeste.

A TAESA possui participação de 49,99% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (49,99%) e Alupar (50,01%).

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ERTE entrou em operação em setembro de 2004. A operação se encontra no Estado do Pará com aproximadamente 155 km de 230kV de linhas de transmissão e 3 subestações (1 própria e 2 acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para se encerrar em dezembro de 2032.

Os objetivos desta concessão são atender à crescente demanda de energia elétrica na região metropolitana de Belém e Nordeste do Estado do Pará e assegurar maior confiabilidade operativa na região.

A TAESA possui participação de 49,99% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (21,95%), ENTE (38,01%) – Participação direta da TAESA: 49,99%, EATE (18,08%) – Participação direta da TAESA: 49,98% e Alupar (21,96%).

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ESDE entrou em operação em fevereiro de 2012. A operação se encontra no Estado de Minas Gerais com uma subestação própria que opera com 345kV. O prazo de concessão está previsto para se encerrar em novembro de 2039.

Os objetivos desta concessão são atender o crescimento de carga na região sudeste do estado de Minas Gerais e oferecer maior confiabilidade nas operações do SIN.

A TAESA possui participação de 49,98% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: ETEP – Participação direta da TAESA: 49,98%.

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ESTE se encontra em fase de construção. A operação está prevista para ocorrer nos Estados de Minas Gerais e Espírito Santo com aproximadamente 237 km de 500kV de linhas de transmissão e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). A previsão é que a ESTE inicie suas operações fevereiro de 2022. O prazo de concessão está previsto para encerrar em fevereiro de 2047.

Os objetivos desta concessão são atender ao fornecimento de energia à região central do Estado do Espírito Santo.

A TAESA possui participação de 49,98% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: EATE – Participação direta da TAESA: 49,98%.

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ETAU entrou em operação em julho de 2005. A operação se encontra nos Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul com aproximadamente 188 km de 230kV de linhas de transmissão e 4 subestações (2 próprias e 2 acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para se encerrar em dezembro de 2032.

Os objetivos desta concessão são a construção, a implantação, a operação e a manutenção do serviço público de transmissão de energia elétrica denominada Campos Novos/Santa Marta de 230kV, bem como das subestações de Lagoa Vermelha 2 – RS e Barra Grande – SC e das entradas de linhas e instalações associadas a estas, localizadas nas subestações de Santa Marta – RS e Campos Novos – SC.

Essa concessão possui controle compartilhado por meio de acordo de acionistas entre a TAESA, DME Energética S.A. e Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica S.A. (“CEEE-GT”). Sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial. O seu regime fiscal é o Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (75,62%), DME (14,38%) e CEEE-GT (10,0%).

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ETEO entrou em operação em outubro de 2001, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado de São Paulo, com 3 subestações (todas acessadas pela TAESA) e 505 km de linhas de transmissão de 440kV somente nesse Estado. Esta concessão possui sinergia com a ATE. O prazo de concessão está previsto para se encerrar em 12 de maio de 2030.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região do Estado de São Paulo, através da linha de transmissão que irá conectar a subestação Taquaruçu à subestação Assis e a subestação Assis à subestação Sumaré.

É a concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) com regime fiscal de Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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ETEP entrou em operação em agosto de 2002. A operação se encontra no Estado do Pará com aproximadamente 328 km de 500kV de linhas de transmissão e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo de concessão está previsto para se encerrar em junho de 2031.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região Nordeste do Estado do Pará, através da linha de transmissão Tucuruí com origem na Torre nº 9 da Travessia do Rio Tocantins do sistema de transmissão e térmico na subestação de Vila do Conde. Este empreendimento foi realizado como resultado da parceria entre o investidor privado e o setor público, sob a modalidade de leilão promovido pela ANEEL, em 2000.

A TAESA possui participação de 49,98% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: TAESA (49,98%) e Alupar (50,02%).

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ETSE entrou em operação em março de 2015. A operação se encontra no Estado de Santa Catarina, com 2 subestações próprias que operam com 525kV. O prazo de concessão está previsto para se encerrar em maio de 2042.

Os objetivos desta concessão é integrar Usinas de Geração de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional, bem como viabilizar o acesso ao sistema de distribuição da CELESC, além de atender à expansão do suprimento de energia elétrica à região do Vale do Itajaí.

A TAESA possui participação indireta de 19,09% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: ECTE – Participação direta da TAESA: 19,09%.

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GTESA entrou em operação em agosto de 2003, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica dos Estados de Pernambuco e Paraíba, com aproximadamente 52 km de 230kV de linhas de transmissão e 3 subestações (1 própria e 2 acessadas pela TAESA) que atravessam os dois Estados. O prazo desta concessão está previsto para 20 de janeiro de 2032.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região dos Estados de Pernambuco e Paraíba, através da linha de transmissão que irá conectar a subestação de Goianinha (Pernambuco) à subestação Mussuré (Paraíba).

É a concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) com regime fiscal de Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDENE em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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Ivaí se encontra em fase de construção. A operação está prevista para ocorrer no Estado do Paraná, com aproximadamente 593 km de 230kV e 525kV de linhas de transmissão e 5 subestações (1 própria e 4 acessadas pela TAESA). A previsão é que a Ivaí inicie suas operações em agosto de 2022. O prazo de concessão está previsto para encerrar em agosto de 2047.

Os objetivos desta concessão é servir de reforço para atendimento ao Estado do Mato Grosso do Sul e para região do município de Guaíra – PR, além do aumento da confiabilidade do escoamento da UHE Itaipu.

Essa concessão possui controle compartilhado com a ISA Cteep e sua contabilização na TAESA será realizada via equivalência patrimonial. O seu regime fiscal utilizado é Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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Janaúba iniciou a operação em 1 de setembro de 2021, e integra o sistema de transmissão de energia elétrica dos Estados da Bahia e Minas Gerais, com 3 subestações (todas acessadas pela TAESA) e aproximadamente 545 km de 500kV de linhas de transmissão ultrapassando esses dois Estados. O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 2047.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região do Estado de Minas Gerais e Bahia, através da linha de transmissão que irá conectar a subestação Pirapora 2 à subestação Janaúba 3, e a subestação Bom Jesus da Lapa II à subestação Janaúba 3.

É uma concessão própria, onde 100% do seu resultado pré-operacional é consolidado pela TAESA. O seu regime fiscal utilizado é Lucro Real. Possui benefício SUDENE em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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Lagoa Nova iniciou operação em março de 2019. O ativo encontra-se no Estado do Rio Grande do Norte, com aproximadamente 28 km de 230kV e 69kV de linhas de transmissão e 2 subestações (1 própria e 1 acessada pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 11 de agosto de 2047.

O circuito duplo de linhas de transmissão em 230 kV que interliga as SE Lagoa Nova e a SE Currais Novos foram adquiridos em 13 de março de 2020, quando houve a transferência da operação das instalações em tempo real para a TAESA, após os ajustes e testes requeridos para continuidade e disponibilidade dos ativos. Há conexões com a distribuidora COSERN atendendo cargas locais e melhorando a eficiência do SIN no Estado do Rio Grande do Norte.

É uma concessão própria (100% consolidada pela TAESA) e o seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 3,65% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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Lumitrans entrou em operação em outubro de 2007. A operação se encontra nos Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul com aproximadamente 40 km de 525kV de linhas de transmissão e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para se encerrar em fevereiro de 2034.

Os objetivos desta concessão são reforçar o suprimento de energia elétrica na região Sul, interligar as subestações de Machadinho e Campos Novos e oferecer maior confiabilidade nas operações do SIN.

A TAESA possui participação indireta de 39,99% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: EATE (80,0%) – Participação direta da TAESA de 49,98%, Alupar (15,0%), e Auto Invest (5,0%).

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Mariana iniciou a operação em 25 de maio de 2020, e integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado de Minas Gerais com aproximadamente 82 km de 500kV de Linhas de transmissão e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 2 de maio de 2044.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região do Estado de Minas Gerais, através da linha de transmissão que conecta a subestação Itabirito 2 à subestação Vespasiano 2.

É uma concessão própria, onde 100% do seu resultado pré-operacional é consolidado pela TAESA. O seu regime fiscal utilizado é Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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Miracema iniciou a operação em 27 de dezembro de 2019, e integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado do Tocantins com aproximadamente 90 km de 230kV e 500kV de linhas de transmissão e 3 subestações (2 próprias e 1 uma acessada pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 27 de junho de 2046.

O primeiro trecho LT Miracema – Lajeado (circuito 2), tensão de 500kV e 30 km de extensão, do empreendimento foi energizado em 30 de setembro de 2019. Já as últimas energizações do empreendimento, que englobavam o novo trecho LT 230kV Lajeado – Palmas (circuito duplo) com aproximadamente 60 km de extensão, a nova subestação de Palmas onde foram conectadas as linhas de transmissão da distribuidora local, e a adequação do trecho LT 500kV Miracema – Lajeado (circuito 1) com a subestação Lajeado foram concluídos em 29 de novembro de 2019.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região do Estado de Tocantins, através das linhas de transmissão que conectando a subestação Miracema à subestação Lajeado e da subestação Lajeado à subestação Palmas.

É uma concessão própria, onde 100% do seu resultado pré-operacional é consolidado pela TAESA. O seu regime fiscal utilizado é Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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Munirah entrou em operação em outubro de 2005, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado da Bahia, com aproximadamente 106 km de 500kV de linhas de transmissão e 2 subestações (1 própria e 1 acessada pela TAESA). Esta concessão possui sinergia com a TSN. O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 18 de fevereiro de 2034.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica à região do Estado da Bahia, através das linhas de transmissão que irão conectar a subestação Camaçari II à subestação Sapeaçu.

É uma concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDENE em 84% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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Novatrans entrou em operação em junho de 2003, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica que interliga as regiões Norte e Sudeste, com aproximadamente 1.278 km de 500kV de Linhas de Transmissão e 6 subestações (todas acessadas) passando pelos Estados do Maranhão, Tocantins e Goiás. É a concessão com a maior quilometragem de linhas de transmissão da TAESA, possuindo sinergia com TSN, ATE II e ATE III. O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 20 de dezembro de 2030.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica nas regiões Norte e Sudeste, através das linhas de transmissão que irão conectar a subestação Imperatriz à subestação Samambaia, passando pelas subestações de Colinas, Miracema, Gurupi, e Serra da Mesa.

Esta concessão também se destaca por ter em suas instalações oito (8) bancos de Capacitores Série que operam em modo fixo e variável e dez (10) bancos de reatores. Em 21 de outubro de 2019 conclui-se o reforço da concessão referente à resolução autorizativa REA 6306/17 e respectivamente em 28 de Outubro e 18 de novembro de 2019 conclui-se o reforço da concessão referente à resolução autorizativa REA 6369/17, cumprindo o prazo exigido pela ANEEL e adicionando uma RAP de R$ 38,1 milhões para o ciclo 2019-2020, a partir da data de energização de cada instalação (pro-rata). O projeto constitui-se na recapacitação de quatro (4) Bancos de Capacitores Série 500kV nas linhas de transmissão (LT) Miracema-Gurupi C2 e Serra da Mesa-Gurupi C2, com objetivo de permitir o aumento na capacidade de transferência de energia entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste pela Interligação Norte-Sul, antes limitada pela corrente nominal dos bancos de capacitores série.

É uma concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDAM em 73% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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NTE entrou em operação em janeiro de 2004, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica dos Estados de Alagoas, Pernambuco e Paraíba, com aproximadamente 383 km de 230kV e 500kV de linhas de transmissão e 4 subestações (todas acessadas pela TAESA) atravessando esses 3 Estados. O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 21 de janeiro de 2032.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica nos Estados de Alagoas, Pernambuco e Paraíba, através das linhas de transmissão de 500kV que irão conectar a subestação Xingó (Alagoas) à subestação Angelim (Pernambuco), e das linhas de transmissão de 230kV que irão conectar a subestação Angelim à subestação Campina Grande (Paraíba).

É uma concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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Paraguaçú, empreendimento em construção, referente ao lote 3 do leilão de transmissão ANEEL nº013/2015 (parte 2) de outubro de 2016, está localizado nos Estados de Minas Gerais e Bahia, com extensão de 338 km de 500kV de linhas de transmissão e 2 subestações (Todas acessadas pela TAESA). O prazo estipulado pela ANEEL para energização de Paraguaçú é fevereiro de 2022. O prazo de concessão está previsto para encerrar em fevereiro de 2047.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica às regiões dos Estados de Minas Gerais e da Bahia, através da linha de transmissão que irá conectar a subestação Poções III à subestação Padre Paraíso 2.

Essa concessão possui controle compartilhado com a ISA Cteep e sua contabilização na TAESA será realizada via equivalência patrimonial. O seu regime fiscal utilizado é Lucro Real e possui benefício fiscal SUDENE em 100% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 1,65% e 7,60% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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PATESA entrou em operação em setembro de 2004, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado de Rio Grande do Norte, com aproximadamente 146 km de 230kV de linhas de transmissão e 4 subestações (todas acessadas pela TAESA) somente nesse Estado. O prazo de concessão está previsto para encerrar em 11 de dezembro de 2032.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica no Estado de Rio Grande do Norte, através das linhas de transmissão que irão conectar a subestação Paraíso à subestação Açú.

É a concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) com regime fiscal de Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDENE em 100% da sua área O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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Pitiguari, empreendimento em construção, referente ao lote 10 do Leilão de Transmissão nº 01/2022 de junho de 2022, está localizado no Estado de Santa Catarina, com extensão de 93 km de linhas de transmissão de 230 kV e 3 subestações. O prazo estipulado pela ANEEL para energização de Pitiguari é de março de 2027. O prazo da concessão está previsto para encerrar em 2052.

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Saíra, empreendimento em construção, referente ao lote 5 do Leilão de Transmissão nº 02/2022 de dezembro de 2022, está localizado no Estado de Rio Grande do Sul, com extensão de 743 km de linhas de transmissão de 500 kV e 3 subestações. O prazo estipulado pela ANEEL para energização de Saíra é de março de 2028. O prazo da concessão está previsto para encerrar em 2053.

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O empreendimento fica no Estado do Rio Grande do Sul, com aproximadamente 558 quilômetros de 230kV de linhas de transmissão e 6 subestações (3 próprias e 3 acessadas pela TAESA). O prazo de concessão se encerrará em março de 2049. As novas linhas de transmissão viabilizarão a conexão de novos parques eólicos na região.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica no Estado de Rio Grande do Sul, através das linhas de transmissão que irão conectar as subestações Livramento 3, Maçambará, Santo Ângelo, Maçambará 3, Santo Ângelo C1 e Santo Ângelo C2.

É uma concessão própria, onde 100% do seu resultado pré-operacional é consolidado pela TAESA. O seu regime fiscal utilizado é Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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São Gotardo entrou em operação em março de 2014, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado de Minas Gerais, com 1 subestação de 345kV acessada pela TAESA. A TAESA não realiza Operação e Manutenção das linhas de transmissão desta concessão. O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 27 de agosto de 2042.

O objetivo desta concessão é conectar unidades transformadoras, entradas de linha e interligação de Barras. Esta concessão também se destaca por ter em suas instalações um transformador trifásico defasador.

É uma concessão própria (100% consolidada pela TAESA) e o seu regime fiscal utilizado é Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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São João iniciou operação em agosto de 2016. O ativo encontra-se no Estado do Piauí, com aproximadamente 413 km de 500kV de linhas de transmissão e 2 subestações (1 própria e 1 acessada pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 01 de agosto de 2043.

O objetivo dessa concessão é reforçar o sistema de transmissão da região Norte – Nordeste para escoar parte da Energia gerada na UHE Belo Monte, aumentando a capacidade de transmissão da região Nordeste em regime normal ou em contingências, aumentando a confiabilidade do SIN.

É uma concessão própria (100% consolidada pela TAESA) e o seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 3,65% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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São Pedro iniciou operação em maio de 2017. O ativo encontra-se nos Estados da Bahia e Piauí, com aproximadamente 494 km de 500kV, 230kV, 69kV e 13,8kV de linhas de transmissão e 6 subestações (2 próprias e 4 acessadas pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 09 de outubro de 2043.

Esta concessão visa atender o aumento de carga das distribuidoras da Cepisa – PI e da Coelba – BA, com reforço da capacidade de controle do sistema por meio da instalação de um Compensador Estático Variável na SE Eliseu Martins. A ANEEL publicou também em 2018 e 2019 Resoluções que autorizam São Pedro implantar reforços que ampliarão a RAP da transmissora, conforme REA 7540/18 na SE Rio Grande II, com operação comercial prevista para Jun/2020 e a REA 8091/19 na SE Barreiras II para Ago/2021, ambos no Estado da Bahia.

É uma concessão própria (100% consolidada pela TAESA) e o seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 3,65% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

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STC entrou em operação em novembro de 2007. A operação se encontra no Estado de Santa Catarina com aproximadamente 230 km de 230kV de linhas de transmissão e 4 subestações (2 próprias e 2 acessadas pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em abril de 2036.

Os objetivos desta concessão são implantar as subestações de Lajes e de Rio do Sul interligando-as à subestação Barra Grande (Anita Garibaldi), reforçar o suprimento de energia elétrica na região e assegurar maior confiabilidade nas operações do SIN.

A TAESA possui participação indireta de 39,99% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP deve ser acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: EATE (61,55%) – Participação direta da TAESA: 49,98%, Alupar (20,0%) e ENTE (18,45%) – Participação direta da TAESA: 49,99%.

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STE entrou em operação em junho de 2004, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica do Estado do Rio Grande do Sul, com aproximadamente 389 km de 230kV e 4 subestações (todas acessadas pela TAESA) e Linhas de Transmissão somente nesse Estado. As Linhas de transmissão cobrem, com nível de tensão igual a 230kV, contendo 4 subestações, sendo todas acessada pela TAESA somente nesse Estado. O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em 19 de dezembro de 2032.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica no Estado de Rio Grande do Sul, através das linhas de transmissão que irão conectar as subestações Uruguaiana, Santa Rosa, Maçambará, e Santo Ângelo.

É uma concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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Tangará, empreendimento em construção, referente ao lote 3 do Leilão de Transmissão nº 02/2022 de dezembro de 2022, está localizado no Estado de Maranhão, com extensão de 279 km de linhas de transmissão de 230 kV e 4 subestações. O prazo estipulado pela ANEEL para energização de Tangará é de março de 2028. O prazo da concessão está previsto para encerrar em 2053.

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Transirapé entrou em operação maio de 2007. A operação se encontra no Estado de Minas Gerais, com aproximadamente 61 km de 230kV de linhas de transmissão e 2 subestações (1 própria e 1 acessada pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em março de 2035.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica no Estado de Minas Gerais através das linhas de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado – LT Irapé – Araçuaí.

A TAESA possui participação total de 54,0% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: Transminas (41,0%), TAESA (49,0%), e EATE (10%) – Participação direta da TAESA: 49,98%.

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A Transleste iniciou operação em dezembro de 2005. A operação se encontra no Estado de Minas Gerais, com aproximadamente 139 km de 345kV de linhas de transmissão e 2 subestações (1 própria e 1 acessada pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em fevereiro de 2034.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica no Estado de Minas Gerais através das linhas de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado LT Montes Claros – Irapé.

A TAESA possui participação total de 54,0% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: Transminas (41,0%), TAESA (49,0%), e EATE (10,0%) – Participação direta da TAESA: 49,98%.

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Transudeste iniciou operação em fevereiro de 2007. A operação se encontra no Estado de Minas Gerais, com aproximadamente 140 km de 345kV de linhas de transmissão e 2 subestações (todas acessadas pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado em março de 2035.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica no Estado de Minas Gerais através das linhas de transmissão de energia elétrica da rede básica do Sistema Elétrico Interligado LT Itutinga – Juiz de Fora.

A TAESA possui participação total de 54,0% nessa concessão e sua contabilização na TAESA é realizada via equivalência patrimonial (classificada como coligada). O seu regime fiscal é o Lucro Presumido. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

Controladores: Transminas (41,0%), TAESA (49,0%), e EATE (10,0%) – Participação direta da TAESA: 49,98%.

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TSN entrou em operação em março de 2003, e atualmente integra o sistema de transmissão de energia elétrica que interliga as regiões Sudeste e Nordeste, com aproximadamente 1.139 km de 230kV e 500kV de linhas de transmissão, atravessando os Estados da Bahia e Goiás, e 8 subestações (4 próprias e 4 acessadas pela TAESA). O prazo desta concessão está previsto para ser encerrado 20 de dezembro de 2030.

O objetivo desta concessão é atender ao fornecimento de energia elétrica dos Estados da Bahia e Goiás até o seu litoral, através das linhas de transmissão que irão conectar as subestações Correntina, Bom Jesus da Lapa II, Ibicoara, Governador Mangabeira II, Serra da Mesa, Rio das Éguas, Governador Mangabeira, e Bom Jesus da Lapa. É a concessão com a maior quantidade de subestações próprias e que apresenta sinergia com a Novatrans e Munirah.

Esta concessão também se destaca por ter em suas instalações 2 Compensadores Estáticos e 11 bancos de reatores.

É uma concessão própria (100% TAESA – incorporada à Holding) e o seu regime fiscal é o Lucro Real. Possui benefício fiscal SUDENE em 84% da sua área. O PIS e COFINS relacionados são de 0,65% e 3,0% (RAP já está acrescida de PIS/COFINS).

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André Moreira

Diretor Presidente

O Sr. O Sr. Andre Augusto Telles Moreira é graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá – EFEI MG e pós-graduado em Qualidade pela Universidade Estadual de Campinas (IMECC). Possui MBA pela Universidade AmBev (Brahma) e MBA em Gestão Empresas Públicas e Privadas, pela Fundação Armando Alvares Penteado – FAAP. Ao longo de sua trajetória profissional no setor elétrico, desenvolvida nas empresas do grupo Neoenergia, atuou como Diretor Executivo de Operações e Diretor Executivo Comercial e de Comercialização na Elektro Eletricidade e Serviços S.A., entre os anos de 2006 a 2017, como Diretor Presidente na Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, em 2017 e, em sua última experiência, como Diretor Executivo de Distribuição na Neoenergia, de 2018 a 2020. Atuou, ainda, como membro do Conselho das distribuidoras Coelba, Celpe, Elektro e Cosern; além de ter ocupado os cargos de membro do Conselho de Administração da Iberdrola Distribuición Eléctrica (Espanha), Avangrid Networks (EUA), Afluente T S.A. e I- de Redes Eléctricas Inteligentes, S.A.

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Rinaldo Pecchio

Diretor Financeiro e de TI

O Sr. Rinaldo Pecchio Jr. é graduado em Economia pela Unicamp e em Ciências Contábeis pela Puccamp e possui MBA em Finanças pela IBMEC. Apresenta mais de 30 anos de carreira, e atua como CFO desde 2004. Iniciou sua trajetória como auditor da Arthur Andersen e desenvolveu sua carreira majoritariamente no setor elétrico, com passagens pelos setores de indústria e agronegócio. Construiu um repertório em FP&A no início de sua carreira e possui sólida experiência em project finance e emissão de dívidas, sendo pioneiro na emissão de debêntures verde do setor de transmissão. Como CFO, passou por empresas como Centro de Tecnologia Canavieira S.A.- CTC, ISA Cteep S.A., Grupo AES Brasil, Tetra Pak Ltda e Elektro.

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Marco Faria

Diretor Técnico

Graduado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC/MG em 1987. Possui MBA em Gestão de Projetos e Pessoas pela FGV. Ao longo de sua trajetória profissional, iniciada na CEMIG em 1978 (geração, transmissão e distribuição de energia elétrica), desempenhou diversas funções. Desde 1988, ocupou cargos gerenciais sendo os últimos como (i) Gerente de Operação e Manutenção da Transmissão, de 1997 a 2008; e (ii) Gestor do Projeto de Integração da Companhia, em 2009. Neste mesmo ano, assumiu a diretoria técnica da TAESA. Em 2017 foi eleito para acumular interinamente os cargos de Diretor Presidente e de Diretor de Desenvolvimento de Negócios da empresa. Atualmente, é diretor em outras empresas participadas do grupo e conselheiro do Operador Nacional do Sistema Elétrico e da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica

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Fábio Fernandes

Diretor de Negócios e Gestçao de Participações

Graduado em Ciências Econômicas pela Faculdade Cândido Mendes, possui Mestrado em Economia Empresarial pela mesma instituição e MBA em Finanças Corporativas pela IBMEC, e 30 anos de experiência profissional em diversos setores da área financeira, como planejamento financeiro, tesouraria, avaliação econômico-financeira, project finance, M&A e operações de mercado de capitais. Atualmente é responsável pela prospecção e avaliação de novos negócios da Companhia, já tendo atuado em diversas áreas da Companhia desde 2007.

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Luis Alves

Diretor de Implantação

Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, com Pós-Graduação em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Unicamp e MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV). Possui mais de 25 anos de experiência na área de energia, com foco em operação, manutenção e expansão e com atuação em grandes empresas no setor de energia elétrica.

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Mansueto Almeida

Economista Chefe do BTG Portal

Nosso convidado especial

Mansueto Almeida é bacharel em ciências econômicas pela Universidade Federal do Ceará e mestre em economia pela Universidade de São Paulo. Assumiu diversos cargos em Brasília, entre os quais, coordenador geral de política monetária do Ministério da Fazenda, em 1996, pesquisador no IPEA e assessor econômico da comissão de desenvolvimento regional e de turismo no Senado Federal. Em 2016, foi nomeado secretário de Acompanhamento Econômico e de Concorrência do Ministério da Fazenda e, em abril de 2018, passou a ser Secretário do Tesouro Nacional onde permaneceu até julho de 2020. Em 2014 e 2015, o economista atuou como consultor no setor privado. Hoje o seu cargo é Economista-chefe do BTG Pactual.

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Mansueto Almeida

Chief Economist at BTG Pactual

Especial Guest

Mansueto Almeida has a bachelor's degree in economics from the Federal University of Ceará and a master's degree in economics from the University of São Paulo. He took on several positions in Brasília, including general coordinator of monetary policy at the national Ministry of Finance, in 1996, researcher at IPEA and economic advisor to the regional development and tourism committee in the Federal Senate. In 2016, he was appointed Secretary of Economic Monitoring and Competition at the Ministry of Finance and, in April 2018, he became Secretary of the National Treasury, where he remained until July 2020. In 2014 and 2015, Mansueto worked as a consultant in the private sector. Today he holds the position of Chief Economist at BTG Pactual.

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Mansueto Almeida

Economista Jefe de BTG Portal

Invitado Especial

Mansueto Almeida tiene una licenciatura en ciencias económicas de la Universidad Federal de Ceará y una maestría en economía de la Universidad de São Paulo. Asumió varios cargos en Brasilia, incluido el de coordinador general de política monetaria del Ministerio de Hacienda, en 1996, investigador del IPEA y asesor económico de la comisión de desarrollo regional y turismo del Senado Federal. En 2016, fue designado Secretario de Seguimiento Económico y Competencia del Ministerio de Hacienda y, en abril de 2018, asumió como Secretario del Tesoro Nacional, donde permaneció hasta julio de 2020. En 2014 y 2015, el economista se desempeñó como consultor en el sector privado. Hoy ocupa el cargo de Economista Jefe de BTG Pactual.

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André Moreira

Diretor Presidente

Mr. Andre Augusto Telles Moreira has a degree in Electrical Engineering from Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI MG) and a postgraduate degree in Quality from Universidade Estadual de Campinas (IMECC). He holds an MBA from AmBev University (Brahma) and an MBA in Public and Private Business Management from Fundação Armando Alvares Penteado (FAAP). Graduated in Business Management Leadership – ESADE (Spain), Global Leadership – IMD (Switzerland), Sustainable Business Strategies Course – MIT (USA), Management Board Memberr Course – IBGC and Change Management in Complex Environments – MIT (USA). Throughout his professional career in the electric sector, developed in the Neoenergia Group’s companies, he served as Chief Operating Officer and Chief Commercial and Trading Officer of Elektro Eletricidade e Serviços S.A from 2006 to 2017; as Chief Executive Officer at Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, in 2017 and, in his last experience, as Executive Director of Distribution at Neoenergia, from 2018 to 2020. He also served as a Board member of distributors Coelba, Celpe, Elektro and Cosern; in addition to being a member of the Board of Directors of Iberdrola Distribuición Eléctrica (Spain), Avangrid Networks (USA), Afluente T S.A. and I- de Redes Eléctricas Inteligentes, S.A. He currently holds the positions of Chief Executive Officer and Chief Investor Relations Officer and Chief Legal and Regulatory Officer at the Company. The administrator above declares that in the last 5 years he has not had any criminal conviction; any conviction in any CVM administrative proceedings and penalties applied; and/or any final and unappealable conviction, in the judicial or administrative sphere, that had the effect of suspension or disqualification for the practice of any professional or commercial activity.

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Rinaldo Pecchio

Diretor Financeiro e de TI

Mr. Rinaldo Pecchio Jr. holds a degree in Economics from Unicamp, in Accounting from Puccamp and an MBA in Finance from IBMEC. He has a career spanning more than 30 years, acting in a CFO capacity since 2004. He began his career as an auditor at Arthur Andersen and developed his career mainly in the electric power sector, also working in the industrial and agribusiness sectors. He built a repertoire in FP&A early in his career and has solid experience in project finance and debt issuance, pioneering the issuance of green bonds in the transmission segment. As CFO, he worked for companies such as Centro de Tecnologia Canavieira S.A.- CTC, ISA Cteep S.A., Grupo AES Brasil, Tetra Pak Ltda and Elektro.

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Marco Faria

Diretor Técnico

He has a degree in Electrical Engineering from the Pontifical Catholic University of Minas Gerais – PUC / MG in 1987. He holds an MBA in Project Management and People FGV. Throughout his professional career, initiated in CEMIG in 1978 (generation, transmission and distribution of electric energy), he performed several functions. Since 1988, he has held managerial positions, the last being (i) Transmission Operation and Maintenance Manager, from 1997 to 2008; and (ii) Manager of the Company’s Integration Project, in 2009. In the same year, he assumed the technical management of TAESA. In 2017 he was elected to temporarily accumulate the positions of Chief Executive Officer and Business Development Director of the company. He is currently director of other companies in the group and adviser to the Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) and the Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica.

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Fábio Fernandes

Diretor de Negócios e Gestçao de Participações

He holds a degree in Economic Sciences from Faculdade Cândido Mendes, a Master’s in Business Economics from the same institution and an MBA in Corporate Finance from IBMEC, accumulating 30 years of professional experience in several industries in the financial area, such as financial planning, treasury, economic and financial valuation, project finance, M&A and capital market operations. Currently he is responsible for prospecting and assessing the Company’s new businesses, having already worked in several areas of the Company since 2007.

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Luis Alves

Diretor de Implantação

He holds a degree in Electrical Engineering from Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, with a Postgraduate Degree in Energy Systems Planning from Unicamp, and an MBA in Business Management from Fundação Getúlio Vargas (FGV). He has more than 25 years of professional experience in the energy sector, focused on operation, maintenance and expansion, and has held positionsin large companiesin the electrical energy sector.

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André Moreira

Diretor Presidente

El Sr. Andre Augusto Telles Moreira es licenciado en Ingeniería Eléctrica por la Escuela Federal de Ingeniería de Itajubá (EFEI-MG) y posgrado en Calidad por la Universidad Estadual de Campinas (IMECC). Tiene un MBA de la Universidad AmBev (Brahma) y un MBA en Gestión de Empresas Públicas y Privadas por la Fundación Armando Alvares Penteado (FAAP). Tiene formación en Liderazgo en Gestión de Negocios – ESADE (España), Liderazgo Global – IMD (Suiza), Curso de Estrategias de Negocios Sostenibles – MIT (EUA), Curso de Consejero de Administración – IBGC y Gestión del Cambio en Entornos Complejos – MIT (EUA). A lo largo de su trayectoria profesional en el sector eléctrico, desarrollada en las empresas del grupo Neoenergia, se desempeñó como Director Ejecutivo de Operaciones y Director Ejecutivo Comercial y de Comercialización en Elektro Eletricidade e Serviços S.A., de 2006 a 2017; como Director Presidente en Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, en 2017 y, en su última experiencia, como Director Ejecutivo de Distribución en Neoenergia, de 2018 a 2020. También se desempeñó como miembro del Consejo de las distribuidoras Coelba, Celpe, Elektro y Cosern; además de haber ocupado los cargos de miembro del Consejo de Administración de Iberdrola Distribución Eléctrica (España), Avangrid Networks (EUA), Afluente T S.A. e I- de Redes Eléctricas Inteligentes, S.A. Actualmente ocupa los cargos de Director Presidente y de Relación con Inversionistas y de Director Jurídico y Regulatorio en la Compañía. El administrador mencionado declara que en los últimos 5 años no ha sufrido ninguna condena penal; ninguna condena en proceso administrativo de la CVM ni las penas aplicadas; ni ninguna condena de sentencia definitiva, en la esfera judicial o administrativa, que haya tenido como efecto la suspensión o la inhabilitación para la práctica de cualquier actividad profesional o comercial.

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Rinaldo Pecchio

Diretor Financeiro e de TI

El Sr. Rinaldo Pecchio Jr. es licenciado en Economía por la Unicamp y en Ciencias Contables por la Puccamp, y cuenta con MBA en Finanzas por la IBEMEC. Tiene una carrera de más de 30 años y es CFO desde 2004. Inició su carrera como auditor en Arthur Andersen y desarrolló su carrera principalmente en el sector eléctrico, con pasajes en los sectores de industria y agronegocios. Desarrolló un repertorio en FP&A al principio de su carrera y tiene una sólida experiencia en financiamiento de proyectos y emisión de deuda, siendo pionero en la emisión de bonos verdes en el sector de transmisión. Como CFO, trabajó para empresas como Centro de Tecnología Canavieira S.A.- CTC, ISA Cteep S.A., Grupo AES Brasil, Tetra Pak Ltda y Elektro.

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Marco Faria

Diretor Técnico

Graduado en Ingeniería Eléctrica por la Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC/MG en 1987. Posee un MBA en Gestión de Proyectos y Personas por la FGV. A lo largo de su carrera profesional, iniciado en CEMIG en 1978 (generación, transmisión y distribución de energía eléctrica), realizó varias funciones. Desde 1988, ha ocupado cargos gerenciales, el último de los cuales fue (i) Gerente de Operación y Mantenimiento de Transmisión, desde 1997 hasta 2008; y (ii) Gerente del Proyecto de Integración de la Compañía, en 2009. En el mismo año, asumió la gestión técnica de TAESA. En 2017, fue elegido para acumular temporalmente los cargos de Director Ejecutivo y Director de Desarrollo de Negocios de la compañía. Actualmente es director de otras compañías del grupo y asesor del Operador Nacional del Sistema Eléctrico y de la Asociación Brasileña de Empresas de Transmisión de Energía Eléctrica.

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Fábio Fernandes

Diretor de Negócios e Gestçao de Participações

Es licenciado en Ciencias Económicas por la Facultad Cândido Mendes, Máster en Economía Empresarial por la misma institución y con MBA en Finanzas Corporativas por IBMEC, y 30 años de experiencia profesional en diversos sectores del área financiero, como planificación financiera, tesorería, evaluación económico-financiera, project finance, M&A y operaciones de mercado de capitales. Actualmente es responsable de la prospección y evaluación de los nuevos negocios de la Compañía, y ya ha trabajado en diversas áreas de la Compañía desde 2007.

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Luis Alves

Diretor de Implantação

Es ingeniero eléctrico por la Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, con un Postgrado en Planificación de Sistemas Energéticos por la Unicamp y un MBA en Gestión empresarial por la Fundação Getúlio Vargas (FGV). Cuenta con más de 25 años de experiencia en el area de energía, con enfoque en operación, mantenimiento y expansión y con desempeño en grandes empresas del sector eléctrico.

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