A transmissão de energia elétrica volta a ser o foco da agenda energética regional. A Argentina lançou um plano de mais de US$ 6,6 bilhões para adicionar 5.610 quilômetros de linhas; o México anunciou US$ 8,177 bilhões para adicionar 275 novas linhas de transmissão e 524 projetos de subestações ; o Brasil avançou com um leilão estimado em R$ 8,9 bilhões , com 1.866 quilômetros de linhas e 13.144 megavolt-ampères (MVA) de capacidade de transformação; e o Chile projetou 43 projetos no valor de US$ 647 milhões , enquanto mais de 70% dos projetos de transmissão em desenvolvimento estão atrasados.
Com esse nível de investimento e restrições, o peso das empresas de transmissão volta a ser crucial para prever quais mercados serão capazes de absorver mais energias renováveis e quais continuarão a enfrentar limitações de rede.
Nesse sentido, a Energía Estratégica compilou uma lista dos principais intervenientes na transmissão de eletricidade na região, considerando não só os quilómetros operados, mas também as concessões relevantes, as redes tronco, os investimentos recentes, os estrangulamentos das energias renováveis e a capacidade para viabilizar nova geração, exploração mineral, grande consumo, armazenamento ou interligações.
Argentina: Transener, Transba e o peso das linhas de transmissão de energia estratégicas
Na Argentina, a liderança estrutural é mantida pela Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener SA ( Transener ) , a principal empresa de transmissão de energia elétrica que opera em extra-alta tensão e a espinha dorsal do Sistema Interligado Argentino (SADI) . A empresa opera e mantém 13.245 quilômetros de linhas de 500 quilovolts (kV) e 220 kV, representando 86,2% da rede de extra-alta tensão, além de 53 subestações . Ao lado dela está a Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires SA (Transba) , fundamental devido à sua cobertura na província de Buenos Aires, onde se concentra uma parcela significativa da demanda nacional.
O mapa de concessionárias é completado por Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue e a Autoridade Provincial de Energia de Neuquén (EPEN) , empresas regionais que operam em áreas associadas aos principais desafios de expansão: energia solar no Noroeste da Argentina (NOA) e Cuyo, energia eólica na Patagônia, demanda industrial em Comahue e restrições no Nordeste da Argentina (NEA) . A estas juntam-se empresas independentes de transmissão e ativos específicos que não devem ser negligenciados, especialmente a Líneas de Transmisión del Litoral SA (LITSA) e a Yacylec SA , devido à sua conexão com Yacyretá, o NEA e os corredores de 500 kV. Uma segunda categoria inclui ainda a TIBA, LINSA, LIMSA, INTESAR, Interandes, Transportel Minera 2, EDERSA, DPEC, ENECOR, SPSE e Transacue.
O caso da LITSA reflete a importância estratégica desses ativos: ela opera infraestrutura associada a Yacyretá e à interconexão NOA-NEA, incluindo um trecho de 572 quilômetros de linhas de 500 kV. Além disso, a reorganização corporativa que deu à Edison Transmisión o controle total da empresa reforça o interesse privado em ativos críticos de transmissão de energia elétrica.
Embora não seja uma empresa de transmissão, a CAMMESA (Companhia Gestora do Mercado Atacadista de Energia Elétrica) também deve ser incluída na análise devido ao seu papel como operadora do sistema de despacho técnico-econômico SADI, administradora do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MEM) e ator-chave na alocação operacional de capacidade. Paralelamente, a mudança na composição acionária da CITELEC (Companhia de Investimento em Transmissão de Energia Elétrica) , empresa que controla a Transener e a Transba, adiciona uma informação crucial ao panorama dos participantes do setor. Em 2026, o Governo autorizou a transferência de 50% do capital social da CITELEC , detido pela Energía Argentina SA (ENARSA), para a Transmisión Eléctrica SA (TESA) , empresa de propriedade conjunta da Edison Transmisión SA e da Genneia SA , por US$ 356.174.811,78 .
O principal gargalo é a falta de expansão da rede elétrica para acompanhar o crescimento da demanda e a localização de novos projetos. O governo lançou um Plano Nacional de Expansão da Transmissão de Energia Elétrica no valor de mais de US$ 6,6 bilhões , com 5.610 quilômetros de novas linhas. Entre os primeiros projetos priorizados estão a linha AMBA I (Área Metropolitana de Buenos Aires) , para reforçar o principal centro de consumo; a linha Río Diamante–Charlone–O'Higgins , fundamental para escoar a geração renovável e convencional de Cuyo e parte de Comahue; e a linha Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca , destinada a melhorar a conexão entre a Patagônia e a rede principal.
Brasil: Axia, ISA, Taesa e os maiores leilões regionais
O Brasil é o maior e mais competitivo mercado de transmissão de energia elétrica da América Latina. O setor reúne grandes operadoras consolidadas, grupos privados especializados, empresas internacionais e empresas de propósito específico que vencem leilões.
Entre os principais operadores está a Axia Energia , antiga Eletrobras, que opera 74.000 quilômetros de linhas de transmissão, o equivalente a 37% do Sistema Interligado Nacional (SIN) . A empresa projeta atingir uma participação de 40% no SIN até 2028, com a entrega de 2.261 quilômetros de novas linhas, grande parte delas no Nordeste, região chave para a transmissão de energia eólica e solar.
Outro ator importante é a ISA Energia Brasil / Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) , uma das principais concessionárias privadas do setor. A empresa reporta 18.500 quilômetros de linhas, 121 subestações e 55.700 MVA de capacidade de transformação, além de investimentos de cerca de R$ 11 bilhões em expansão na última década.
A Transmissora Aliança de Energia Elétrica SA (Taesa) também está entre as líderes devido ao seu perfil puramente transmissor. A empresa detém 44 concessões , opera em 18 estados e no Distrito Federal, possui 113 subestações e administra aproximadamente 15.300 quilômetros de linhas, incluindo ativos em operação e em construção. Sua Receita Anual Permitida (RAP) total para o ciclo 2025-2026 atinge aproximadamente R$ 4,4 bilhões .
O mapa é completado pela Alupar , que se define como uma das maiores empresas de transmissão do Brasil em termos de RAP (Real Power and Access - Ativos de Transmissão); pela State Grid Brazil Holding , com mais de 16.000 quilômetros de linhas em operação e cerca de 10% da rede de alta tensão brasileira; e por grupos como Neoenergia Transmissão, Engie Brasil, Copel Geração e Transmissão, Cemig Geração e Transmissão, Equatorial e Energisa Transmissão , relevantes para concessões, aquisições, leilões ou ativos regionais.
No Brasil, a análise também deve considerar a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) , o Operador do Sistema Elétrico Nacional (ONS) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) . A ANEEL estrutura concessões e leilões; o ONS opera o Sistema Interligado Nacional (SIN); e a EPE define estudos de planejamento que orientam a expansão. A EPE identificou projetos de grande escala no Norte/Nordeste e na interconexão Norte/Nordeste–Sudeste/Centro-Oeste para integrar o potencial de energia renovável dessas regiões, com aproximadamente 15.000 quilômetros de novas linhas planejadas em estudos anteriores.
A situação atual confirma essa pressão sobre a rede. A ANEEL aprovou o projeto de Lei de Transmissão nº 4/2026 , com investimentos estimados em R$ 8,9 bilhões , 1.866 quilômetros de novas linhas e 13.144 MVA de capacidade de transformação. A licitação abrange nove lotes em sete estados e visa fortalecer áreas como Bahia, Goiás, Mato Grosso do Sul, Paraíba, Paraná, Rondônia e São Paulo.
O desafio está relacionado à distância entre as instalações de geração renovável e os centros de consumo. O ONS reconhece que o corte de geração é uma realidade estrutural em sistemas com alta participação de energias renováveis e que, no Brasil, as restrições podem ser decorrentes tanto de excedentes energéticos quanto de limitações de confiabilidade, especialmente nos corredores de exportação do Nordeste e Norte/Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste.
Chile: Transelec, CGE e Interchile enfrentam congestionamento, atrasos e derramamentos.
No Chile, os principais players de transmissão são Transelec, CGE Transmisión e ISA Interchile , aos quais se juntam Celeo Redes, Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), Engie Energía Chile, Sistema de Transmisión del Sur/Saesa, Transemel e Colbún Transmisión , entre outras operadoras com ativos relevantes no Sistema Elétrico Nacional (SEN) .
A Transelec continua sendo a principal empresa de transmissão do país, com aproximadamente 10.000 quilômetros de linhas e mais de 60 subestações , estendendo-se de Arica a Los Lagos. A CGE Transmisión também figura entre as empresas com maior cobertura, ostentando mais de 3.300 quilômetros de linhas e 225 subestações distribuídas por diversas regiões do país. A ISA Interchile , por sua vez, é estrategicamente importante devido a ativos como Cardones-Polpaico e Encuentro-Lagunas, bem como por sua participação em projetos de expansão do sistema.
A análise também deve incluir o Coordenador Nacional de Energia Elétrica , a Comissão Nacional de Energia (CNE) e a Superintendência de Eletricidade e Combustíveis (SEC) . O Coordenador opera o sistema e propõe projetos de expansão; a CNE lidera o processo anual de planejamento da transmissão; e a SEC supervisiona a segurança e a qualidade do serviço. Em 2026, a CNE abriu a chamada para propostas de expansão da transmissão, enquanto o Coordenador apresentou sua proposta anual de projetos para o Sistema Elétrico Nacional (SEN).
A situação atual é marcada por atrasos e novas infraestruturas. A Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (ACERA) alertou que, em novembro de 2025, mais de 70% dos projetos de transmissão em desenvolvimento estavam atrasados, com atrasos médios de aproximadamente 1,7 anos , afetando a operação do sistema, o racionamento de energia e a eficiência dos investimentos em energias renováveis. Ao mesmo tempo, a Coordenadora propôs um pacote de 43 projetos no valor de US$ 647 milhões para 2026, incluindo projetos nacionais e regionais.
O projeto mais emblemático é o Kimal-Lo Aguirre , desenvolvido pela Conexión Energía , um consórcio formado pela ISA, Transelec e China Southern Power Grid. A linha de transmissão de corrente contínua de alta tensão (HVDC) terá capacidade de 3.000 megawatts (MW) , estender-se-á por mais de 1.300 quilômetros e conectará o norte, produtor de energia renovável, com a região central, de maior demanda. Sua importância vai além do projeto em si: trata-se da principal iniciativa do país para reduzir a sobrecarga estrutural e transportar energia solar e eólica dos polos de geração aos centros de consumo.
Colômbia: ISA, GEB e o teste La Guajira
Na Colômbia, a transmissão de energia elétrica está concentrada nas mãos de poucos operadores. A Interconexión Eléctrica SA (ISA) , por meio da ISA Intercolombia , lidera o Sistema Nacional de Transmissão (SNT) . De acordo com informações corporativas disponíveis, a ISA Energía representa, administra, opera e mantém 10.309 quilômetros de circuitos e ativos em 87 subestações do Sistema Interligado Nacional.
O segundo grande operador é a Enlaza , subsidiária do Grupo Energía Bogotá (GEB) , que administra ativos de transmissão e lidera um dos projetos mais estratégicos do país: o Coletor de 500 kV . Este projeto visa transportar energia renovável de La Guajira para o Sistema Interligado Nacional, e o Ministério de Minas e Energia anunciou que sua conclusão está prevista para agosto de 2026.
A análise também deve incluir a XM Compañía de Expertos en Mercados SAESP (XM) e a Unidade de Planejamento de Mineração e Energia (UPME) . A XM opera o Sistema Interligado Nacional e administra o Mercado Atacadista de Energia, enquanto a UPME define o Plano de Expansão da Transmissão com base em projeções de demanda e necessidades do sistema.
O desafio colombiano combina infraestrutura, licenciamento e gestão territorial. Além do projeto Colectora, a ISA Intercolombia lidera projetos como o Cuestecitas-Copey-Fundación , um projeto de aproximadamente 270 quilômetros que utiliza linhas de 500 kV e 220 kV para transmitir energia renovável de La Guajira e do Caribe para o restante da rede. A ISA anunciou em 2025 a conclusão dessa interconexão, que inclui a instalação de 270 quilômetros de linhas e expansões nas subestações de Fundación, Copey e Cuestecitas.
A infraestrutura é crucial porque La Guajira possui um dos maiores potenciais de energia eólica da região, mas o progresso dos projetos tem sido dificultado por consultas prévias, licenças, conflitos territoriais e atrasos nas obras de conexão.
Guatemala e SIEPAC: Transmissão nacional com impacto regional
A Guatemala não tem a mesma escala que o Brasil, o México ou o Chile, mas possui peso estratégico na América Central devido à presença de diversas transportadoras e à sua conexão com o Mercado Regional de Eletricidade (MER) .
Os principais intervenientes são a Empresa de Transmissão e Controle de Energia Elétrica (ETCEE) , do Instituto Nacional de Eletrificação (INDE) , enquanto braço estatal de transmissão; a Conecta/Empresa Centro-Americana de Transporte de Energia (TRECSA) , subsidiária da GEB; a Empresa Centro-Americana de Transporte Elétrico (TRELEC) , ligada ao Grupo EPM; e a Empresa Proprietária da Rede (EPR) , responsável pela linha do Sistema de Interconexão Elétrica Centro-Americano (SIEPAC) . A Comissão Nacional de Energia Elétrica (CNEE) identifica a ETCEE-INDE em seu cadastro de empresas de transmissão, enquanto o Ministério de Energia e Minas (MEM) mantém uma lista completa de autorizações para prestação de serviços de transmissão de energia elétrica.
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No setor privado, a Conecta/TRECSA se destaca como uma das empresas mais importantes: opera 23 subestações , 692 quilômetros de linhas de transmissão e é uma das maiores operadoras de redes de 230 kV do país, com 1.500 MVA de reserva. A TRELEC, por sua vez, é uma empresa guatemalteca dedicada à transmissão de energia elétrica, subsidiária do Grupo EPM.
A análise também deve incluir o Administrador do Mercado Atacadista (AMM) , que opera o Sistema Nacional Interligado e o Mercado Atacadista, e a CNEE, que publica os planos de expansão do sistema de transmissão.
A dimensão regional é marcada pela SIEPAC, uma linha de 230 kV que interliga os sistemas da Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicarágua, Costa Rica e Panamá. A EPR reporta 21 linhas de transmissão de 230 kV interligadas da Guatemala ao Panamá, com uma extensão de 1.800 quilômetros e infraestrutura nas torres para um segundo circuito. Por sua vez, a Entidade Operadora Regional (EOR) planeja a Rede Regional de Transmissão, coordena a operação técnica do Sistema Elétrico Regional e administra comercialmente a MER.
O principal obstáculo para a Guatemala reside no fortalecimento da rede nacional para suportar o crescimento da demanda, melhorar a confiabilidade, conectar novos projetos e sustentar as trocas regionais.
México: CFE Transmission diante da relocalização da produção e de novos projetos mistos
O México possui um sistema concentrado na CFE Transmisión , uma subsidiária produtiva da Comissão Federal de Eletricidade (CFE) . Sua função é fornecer o serviço público de transmissão, bem como financiar, instalar, manter, gerenciar, operar e expandir a infraestrutura necessária para a Rede Nacional de Transmissão (RNT) .
A análise também deve incluir o Centro Nacional de Controle de Energia (CENACE) , o Ministério de Energia (SENER) e a Comissão Reguladora de Energia (CRE) . O CENACE opera o Sistema Elétrico Nacional (SEN) e propõe os Programas de Expansão e Modernização da Rede Nacional de Transmissão (RNT); o SENER define a política energética e o planejamento vinculativo; e a CRE mantém as funções regulatórias no setor elétrico. Nesse mercado, a liderança não é medida pela competição entre concessionárias, mas pela capacidade do Estado e da CFE Transmisión de executar projetos alinhados à demanda industrial, à relocalização da produção e à expansão da geração.
O anúncio mais relevante é o plano 2025-2030, que prevê um investimento de 8,177 bilhões de dólares para a construção de 275 novas linhas de transmissão estratégicas e 524 obras em subestações elétricas , totalizando mais de 6.000 quilômetros de circuito e um benefício estimado para 50 milhões de usuários .
A pressão sobre a infraestrutura também virá da nova geração de energia. A CFE concedeu 37 projetos de energia renovável, totalizando 7.411 MW, em sua primeira chamada de investimentos mistos, superando a meta inicial de 6.500 MW. A maioria desses projetos são fotovoltaicos, o que reforça a necessidade de avaliar as interconexões, a capacidade da rede e a localização geográfica das novas usinas.
O gargalo mexicano combina a crescente demanda, a concentração estadual da transmissão e a necessidade de conectar novas capacidades de energia limpa sem afetar a confiabilidade. De fato, os novos projetos de geração de energia de uso misto estão localizados principalmente no nordeste e na Península de Yucatán, áreas onde a CENACE terá que avaliar se as interconexões disponíveis são suficientes para absorver a geração projetada.
Paraguai: ANDE e a rede elétrica buscam melhor aproveitar a energia disponível.
No Paraguai, o principal ator é a Administração Nacional de Eletricidade (ANDE) , responsável pelo sistema elétrico nacional. Sua importância regional reside não em um mercado de concessões, mas no papel da rede em otimizar o uso da energia hidrelétrica disponível, atender à nova demanda e fortalecer a confiabilidade do Sistema Interligado Nacional (SIN) .
A análise também deve considerar Itaipu e Yacyretá, não como instalações de transmissão, mas como ativos hidrelétricos que representam uma parcela significativa do planejamento energético do Paraguai. O desafio fundamental é dispor de infraestrutura suficiente para captar, transportar e distribuir energia em condições operacionais seguras, especialmente considerando a crescente demanda e a pressão sobre a Região Metropolitana de Assunção (RMA) .
O investimento mais significativo recente é o projeto de expansão do sistema de transmissão de alta tensão, apoiado pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) , pelo Banco Europeu de Investimento (BEI) e pela União Europeia. Este projeto visa aumentar a confiabilidade e a capacidade máxima de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN), bem como melhorar a eficiência e a flexibilidade operacional da rede na região amazônica. A iniciativa inclui obras como a nova subestação de 500 kV de Emboscada , a reconfiguração de duas linhas de 500 kV existentes e a interconexão com a rede de 220 kV por meio de duas novas linhas.
Este pacote faz parte do Plano Diretor de Obras de Transmissão da ANDE para o período de 2024 a 2033, enquanto o planejamento de geração se concentra em 2043. Nesse roteiro, a transmissão surge como condição para sustentar o crescimento da demanda, reduzir as vulnerabilidades do sistema e preparar uma matriz energética mais diversificada, que começa a incorporar projetos fotovoltaicos de grande escala, sistemas híbridos e baterias.
O gargalo no Paraguai não está relacionado à competição entre as empresas, mas sim à velocidade de expansão da infraestrutura estatal. A rede elétrica precisa fortalecer o fornecimento metropolitano, melhorar a flexibilidade do sistema e permitir que o país utilize sua energia disponível de forma mais eficiente, além de preparar espaço para novas fontes de geração de energia renovável não convencional.
Peru: ISA, CTM e novos pacotes de concessão
O Peru combina a demanda da mineração, o crescimento urbano e o desenvolvimento de novas energias renováveis, tornando a transmissão um componente central do Sistema Elétrico Interligado Nacional (SEIN) . Nesse mercado, sua liderança se explica pelas concessões privadas, pela expansão por meio de parcerias público-privadas (PPPs) e pela capacidade de conectar novas cargas em regiões com alta demanda produtiva.
O principal grupo do segmento é a ISA Energía Perú , que opera através da Red de Energía del Perú (REP) , Consorcio Transmantaro (CTM) , ISA Perú e Consorcio Eléctrico Yapay (CEYA) . A empresa reporta presença em 21 departamentos , com mais de 12.000 quilômetros de linhas de transmissão e 86 subestações elétricas , e uma participação de mercado de aproximadamente 73% .
Este mapa também inclui a Engie Energía Perú, a Acciona, a Celeo Redes, a Alupar Perú, a Cobra/Concesiones Perú e outras operadoras que competem ou participam de processos de concessão. O caso da Engie ganhou destaque em 2026, após o Ministério de Energia e Minas (MINEM) e a Agência de Promoção de Investimentos Privados (ProInversión) lhe concederem quatro projetos no âmbito do Plano de Transmissão 2025-2034, no valor de USD 339 milhões , destinados ao fortalecimento do sistema em Piura, Lambayeque, Junín e Ayacucho.
A análise também deve incluir o Comitê de Operação Econômica do Sistema (COES) , que opera o Sistema Elétrico Interligado Nacional (SEIN), administra o mercado de energia elétrica peruano e planeja a transmissão com base em critérios de economia, qualidade e segurança. Esse planejamento resulta em um plano decenal vinculativo, elaborado a cada dois anos, que serve de base para o Ministério de Energia e Minas (MINEM) incumbir a ProInversión de lançar editais de licitação para novas instalações.
Entre os investimentos recentes, um dos mais significativos foi o financiamento de US$ 76,1 milhões do BID Invest para a CTM, destinado à construção de mais de 250 quilômetros de novas linhas de transmissão em Arequipa, Piura e San Martín. Essa operação busca fortalecer a confiabilidade do sistema, integrar fontes de energia renováveis e suportar mais de 2,4 gigawatts (GW) de nova capacidade solar projetada para o sul do Peru.
O gargalo do Peru reside na conexão de projetos localizados longe dos principais centros de consumo e na sustentação da demanda da mineração e da indústria sem comprometer a confiabilidade. Portanto, a expansão da infraestrutura de transmissão em áreas como Piura, Arequipa, San Martín e a região mineradora do sul será crucial para viabilizar novas capacidades de energia solar, eólica e híbrida, bem como para fortalecer o fornecimento de energia urbana e industrial.
República Dominicana: ETED e transmissão alimentada por bateria
Na República Dominicana, o principal interveniente é a Companhia Dominicana de Transmissão de Energia Elétrica (ETED) , uma empresa estatal responsável pela operação, manutenção e gestão das redes de alta tensão, subestações, equipamentos e sistemas de transmissão de energia elétrica do país. Sua função é transportar energia por todo o território nacional e desenvolver o Sistema Nacional de Transmissão de acordo com a demanda do mercado.
A análise também deve incluir o Órgão Coordenador do Sistema Elétrico Interligado Nacional (OC-SENI) , a Comissão Nacional de Energia (CNE) , a Superintendência de Eletricidade (SIE) e o Ministério de Energia e Minas (MEM) . O OC-SENI coordena a operação do sistema e a administração do mercado atacadista de eletricidade; a CNE está envolvida no planejamento e nas concessões; a SIE regula e supervisiona; e o MEM define a política do setor.
O desafio da República Dominicana reside no fortalecimento da infraestrutura de transmissão e subestações para suportar a crescente demanda e a adição de nova capacidade de energia renovável. A SIE (Superintendência de Eletricidade) já havia vinculado explicitamente os planos de expansão da ETED à geração de energia renovável nas regiões Noroeste e Sul, destacando a necessidade de linhas de 345 kV e 138 kV para permitir que novos parques eólicos se conectem à rede.
O desenvolvimento mais significativo é que a ETED está a desenvolver diretrizes técnicas, financeiras e legais para viabilizar o investimento privado em sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) . A iniciativa prevê uma capacidade de referência de até 600 MW / 1.200 megawatt-hora (MWh) , com o objetivo de fortalecer a operação do Sistema Elétrico Interligado Nacional (SENI) , melhorar a flexibilidade e apoiar a transição energética nacional.
Uruguai: UTE e o fechamento do anel de 500 kV
No Uruguai, a Administração Nacional de Usinas Elétricas e Transmissão de Energia Elétrica (UTE) mantém o papel central como empresa pública integrada responsável pela geração, transmissão e distribuição de energia. Diferentemente de outros mercados regionais, este setor não é regido pela competição entre concessionárias privadas: a transmissão e a distribuição são consideradas serviços públicos e são gerenciadas pela UTE, embora o marco regulatório permita a possibilidade de concessão de serviços por terceiros.
A análise também deve incluir a Administração do Mercado de Eletricidade (ADME) , a Unidade Reguladora de Serviços de Energia e Água (URSEA) e o Ministério da Indústria, Energia e Mineração (MIEM) . A ADME administra o Mercado Atacadista de Eletricidade e realiza o despacho econômico do sistema; a URSEA regula e supervisiona a qualidade, a segurança e a proteção do consumidor nas atividades relacionadas à eletricidade; e o MIEM define as diretrizes da política energética.
O investimento mais significativo recente é o Anel Elétrico Norte de 500 kV . Em 2026, a UTE energizou o primeiro trecho deste projeto, que liga Salto Grande a Tacuarembó e compreende 350 quilômetros de linha de extra-alta tensão em dois trechos, uma nova subestação em Chamberlain, ampliações em Melo e a interligação com Salto Grande.
O desafio uruguaio está ligado à necessidade de fortalecer uma rede que já apresentava limitações diante da conexão de novos geradores, do crescimento gradual do consumo e da saturação da margem disponível em 150 kV. A própria UTE destacou que a linha principal de 500 kV Salto-Palmar-Montevidéu não passou por nenhuma modernização estrutural nos últimos 45 anos, o que pode afetar a viabilidade de novos projetos produtivos, como data centers na região metropolitana.
O planejamento está progredindo nessa direção. A UTE iniciou estudos para a construção de um terceiro corredor de 500 kV entre as regiões central e sul do país, onde se concentra o maior consumo, com previsão de conclusão até 2035. Além disso, a expansão da transmissão está ligada ao plano de incorporar cerca de 600 MW de capacidade fotovoltaica solar , acompanhando o crescimento da demanda e da mobilidade elétrica.