O Ceará está entre os estados com mais projetos de eólica no mar esperando licença, e a Lei nº 15.097/2025 completou quase dois anos sem que nenhuma área tenha sido cedida. O decreto que viabiliza o primeiro leilão ainda não saiu, e o grupo de trabalho do governo teve o prazo prorrogado em agosto de 2026. Nesse intervalo, quem estrutura projeto já precisa responder perguntas tributárias que a lei não respondeu. Este texto separa o que está definido do que ainda é tese.
A Lei nº 15.097/2025 disciplina a cessão de uso de áreas no mar territorial, na zona econômica exclusiva e na plataforma continental (os "prismas") para geração de energia, por oferta planejada ou permanente, e fixa três participações governamentais obrigatórias: bônus de assinatura, taxa anual de ocupação da área e participação proporcional à energia gerada. Essas participações são contraprestação pelo uso de bem da União, não tributo. A regulamentação ainda não está completa: as diretrizes vieram pela Resolução nº 1/2026 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a metodologia de áreas saiu em julho de 2026 e o decreto que permite o primeiro leilão continua pendente, com o certame esperado para 2027. A implantação pode usar o Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) no Imposto sobre Bens e Serviços (IBS) e na Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS); o Imposto sobre Serviços (ISS) e o IBS sobre obras e serviços fora do mar territorial têm pontos em aberto.
| Tema | Regra da Lei 15.097/2025 |
|---|---|
| Onde | Mar territorial, zona econômica exclusiva e plataforma continental, bens da União (Constituição Federal (CF), art. 20, V e VI) |
| Como se obtém a área | Oferta planejada (iniciativa do governo, com leilão) ou oferta permanente (a pedido do interessado) |
| Áreas vedadas | Blocos de petróleo e gás (salvo compatibilidade), rotas de navegação, áreas protegidas, áreas militares, entre outras |
| O que se paga | Bônus de assinatura, taxa anual de ocupação calculada por km² e participação proporcional à energia gerada, repartida entre União, estados e municípios confrontantes e fundos de participação |
| Outorga da geração | Autorização ou concessão pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) |
O Decreto nº 10.946/2022, editado antes da lei, continua vigente naquilo que não conflita com ela.
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é o órgão de assessoramento da Presidência da República que formula a política energética nacional, criado pelo art. 2º da Lei nº 9.478/1997 e presidido pelo ministro de Minas e Energia. É ele quem define as diretrizes para a oferta das áreas no mar. A Resolução nº 1 do CNPE, de 1º de abril de 2026, fixou essas diretrizes. Em julho de 2026, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicou a metodologia de seleção das áreas, em três etapas (identificação de regiões potenciais, definição de áreas de interesse e priorização), deixando para depois a definição dos prismas efetivamente ofertados. O decreto que completa a regulamentação, prometido para maio de 2026, ainda não saiu, e o grupo de trabalho do CNPE responsável pela minuta teve o prazo prorrogado por 90 dias no fim de agosto. A expectativa do setor é que o primeiro leilão de cessão de áreas ocorra em 2027.
O bônus de assinatura, a taxa de ocupação e a participação sobre a energia gerada remuneram o uso de um bem público. Não são impostos, taxas nem contribuições, e por isso não seguem o regime do Código Tributário Nacional: legalidade tributária estrita, anterioridade, prescrição e decadência dos arts. 173 e 174 do CTN. A cobrança do inadimplido, pela lógica do sistema, é de receita patrimonial da União, inscrita como dívida ativa não tributária. A própria Lei nº 15.097/2025 remete ao regulamento a apuração, o pagamento e as sanções pelo inadimplemento.
A consequência prática é que discussões sobre o valor ou a forma de cálculo dessas participações seguem o contrato de cessão e o direito administrativo, não a via tributária.
A lei não diz como a despesa com participações governamentais entra no lucro tributável, e a regulamentação da Receita sobre o tema ainda não existe. A leitura mais consistente com a contabilidade societária e com o tratamento dado a figuras análogas no petróleo é:
Isso é análise, não regra posta. Até manifestação da Receita, a política contábil do projeto deve estar documentada desde o primeiro pagamento, porque é ela que vai sustentar a dedução.
A implantação de um parque offshore é obra de infraestrutura de geração de energia, o caso clássico do REIDI. A Lei Complementar (LC) nº 214/2025, art. 106, manteve o regime no IBS e na CBS: suspensão na importação e na aquisição de máquinas, equipamentos, materiais de construção e serviços destinados à obra incorporada ao ativo imobilizado, convertida em alíquota zero com a incorporação. Como os primeiros parques só serão construídos depois de 2027, a implantação acontecerá inteiramente no sistema novo, e o REIDI relevante é o do art. 106.
Na operação, a venda da energia gera débito de IBS e CBS pelas regras gerais, com crédito sobre as aquisições. Os serviços de construção e montagem contratados para o parque seguem as regras discutidas em Engenharia na reforma: 50%, 30% ou alíquota cheia.
O mar territorial vai até 12 milhas náuticas; a zona econômica exclusiva, até 200. Muitos projetos estão além das 12 milhas. O ISS é imposto municipal e depende de território municipal; na obra, é devido onde ela é executada (LC nº 116/2003, art. 3º). Para obras e serviços executados na zona econômica exclusiva, a identificação do município competente não tem resposta pronta, e a experiência do setor de petróleo mostra que essa lacuna gera disputa entre municípios. Enquanto o ISS existir, até 2032, esse risco é real para quem contrata e para quem presta.
No IBS, a lógica de destino reduz o problema, mas não o elimina: as regras de local da operação para serviços ligados a bens imóveis e a infraestrutura ainda precisarão ser aplicadas a um parque fora do território de qualquer município. É ponto a ser acompanhado na regulamentação e a ser tratado em cláusula contratual.
Turbinas, fundações e cabos virão em grande parte do exterior, e a instalação depende de embarcações especializadas, quase sempre estrangeiras. O Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação de Bens Destinados à Exploração e à Produção de Petróleo e Gás Natural (REPETRO) não serve: é regime do petróleo e gás. As rotas são o REIDI na importação, o ex-tarifário para bens sem similar nacional e a admissão temporária para embarcações e equipamentos de instalação, com os reflexos do afretamento. O Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) sobre o afretamento de embarcação estrangeira e a divisão entre afretamento e serviço estão tratados em IRRF sobre afretamento ao exterior e em Contrato bipartido de afretamento.
A cessão em si não é tributada: o bônus de assinatura, a taxa anual de ocupação e a participação sobre a energia gerada, previstos na Lei 15.097/2025, são contraprestação pelo uso de bem da União, e não tributos. Os tributos incidem sobre a implantação e a venda da energia, com possibilidade de Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) no Imposto sobre Bens e Serviços (IBS) e na Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS).
Na implantação, Imposto sobre Bens e Serviços (IBS) e Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS) sobre bens e serviços, com suspensão pelo Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) (Lei Complementar (LC) 214/2025, art. 106), além do Imposto sobre Serviços (ISS) sobre obras até 2032 e dos tributos de importação. Na operação, IBS e CBS sobre a venda de energia e os tributos sobre a renda. As participações governamentais são pagas à parte.
Não há data. O decreto que completa a regulamentação da Lei 15.097/2025 ainda não foi publicado, o grupo de trabalho do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) teve o prazo prorrogado em agosto de 2026, e a expectativa do setor é de leilão em 2027.
A lei não responde. O ISS depende de território municipal e, na obra, é devido onde ela é executada (Lei Complementar (LC) 116/2003, art. 3º). Além das 12 milhas do mar territorial, a definição do município competente é controvertida, e o risco deve ser tratado em contrato até a extinção do ISS em 2033.
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