Participaram do evento representantes dos vencedores do certame e, pela Agência, o diretor-geral Romeu Donizete Rufino, o diretor-relator do leilão André Pepitone da Nóbrega; o superintendente e o superintendente-adjunto de Concessões e Autorizações da Transmissão e Distribuição, Ivo Sechi Nazareno e Renato Braga de Lima Guedes; o presidente e o vice-presidente da Comissão Especial de Licitações da ANEEL, Romário Batista e André Tiburtino; o procurador-geral Marcelo Escalante Gonçalves; o superintendente de Gestão Técnica da Informação Victor Hugo da Silva Rosa; e os superintendentes-adjuntos de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade e de Comunicação e Relações Institucionais, Giácomo Francisco Bassi Almeida e Paulo César Montenegro de Ávila e Silva.
Na abertura da reunião, o diretor-geral agradeceu a confiança dos empreendedores no leilão e ressaltou a relevância do certame para o setor elétrico. Rufino enumerou os aperfeiçoamentos feitos pela ANEEL nos editais, entre eles a clarificação da matriz de riscos, o estabelecimento de prazos mais realistas, o acompanhamento dos contratos e os incentivos à antecipação de entrada em operação das novas instalações.
O diretor André Pepitone destacou a segurança, a credibilidade, a previsibilidade e a estabilidade de regras alcançadas pelo órgão regulador como fatores que contribuíram para os resultados do leilão. “São números grandiosos: 4.919 quilômetros de linhas de transmissão, R$ 8,7 bilhões de investimentos e geração de cerca de 18 mil empregos diretos – o que é motivo de satisfação para a Agência e para a sociedade brasileira”, disse o diretor
Como novidade, pela primeira vez os contratos foram assinados eletronicamente, segundo os parâmetros da campanha de modernização do órgão regulador, “ANEEL sem papel”. Na sequência à assinatura dos contratos, Ivo Sechi Nazareno fez uma apresentação dos procedimentos que fazem parte da gestão dos contratos de concessão.
O leilão de transmissão nº 2/2017 negociou 11 lotes com empreendimentos localizados nos seguintes estados: Bahia, Ceará, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e Tocantins. Foram arrematados os 11 lotes ofertados, o que representa R$ 8,7 bilhões de investimentos em transmissão.
O deságio médio foi de 40,46%, o que significa que a receita dos empreendedores para exploração dos investimentos ficará menor que o previsto inicialmente, o que contribui para modicidade tarifária de energia. O maior deságio foi verificado no lote 5, 53,94%.
As empresas vencedoras terão direito ao recebimento da Receita Anual Permitida para a prestação do serviço a partir da operação comercial dos empreendimentos. O prazo das obras varia de 36 a 60 meses e as concessões de 30 anos valem a partir da assinatura dos contratos.
Confira abaixo tabela com os vencedores do leilão por lote.
|
Empreendimento |
UF |
RAP inicial (R$) |
RAP contratada (R$) |
Deságio |
Vencedor |
| – LT 525 kV Ivaiporã – Ponta Grossa – C1 e C2 – CS, com 170 e 168 km, respectivamente; – LT 525 kV Ponta Grossa – Bateias – C1 e C2 – CS, com 104 e 96 km, respectivamente; – LT 230 kV Ponta Grossa – São Mateus do Sul – C1, com 93 km; – LT 230 kV Ponta Grossa – Ponta Grossa Sul – C1, com 31 km; – LT 230 kV Areia – Guarapuava Oeste – C1 – 68 km; – LT 230 kV Irati Norte – Ponta Grossa – C2 – 64 km; – LT 230 kV União da Vitória Norte – São Mateus do Sul – C1 -103 km; – LT 230 kV Areia – União da Vitória Norte – C1 – 53 km; – SE 525/230 kV Ponta Grossa – (9+1 Res.) x 224 MVA; – SE 230/138 kV Castro Norte – (6+1 res) x 50 MVA; – SE 230/138 kV Guarapuava Oeste (9+1 Res) x 50 MVA; – SE 230/138 kV Irati Norte – (6+1 Res.) x 50 MVA; – SE 230/138 kV União da Vitória Norte – (6+1 Res) x 50 MVA; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Klacel – Ponta Grossa Norte C1 e a SE Ponta Grossa, com 2 x 18,6 km, CD; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Areia – Ponta Grossa Norte C1 e a SE Ponta Grossa, com 2 x 2,6 km, CD; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Klacel – Ponta Grossa Norte C1 e a SE Castro Norte, com 2 x 14 km, CD; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Areia – Ponta Grossa Norte C1 e a SE Guarapuava Oeste, com 2 x 62 km, CD; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Areia – Ponta Grossa Norte C1 e a SE Irati Norte, com 2 x 1 km, CD. |
PR |
355.407.320,00 |
231,7 milhões |
34,80% |
CONSÓRCIO ENGIE BRASIL TRANSMISSÃO (ENGIE BRASIL ENERGIAS COMPLEMENTARES PARTICIPAÇÕES LTDA. E ENGIE BRASIL ENERGIA COMERCIALIZADORA LTDA.) |
| – LT 500 kV Parnaíba III -Tianguá II – C1, com 111 km; – LT 230 kV Acaraú II -Acaraú III – CD – C1 e C2, com 1 km; – LT 230 kV Ibiapina II – Tianguá II – CD – C1 e C2, com 26 km; – LT 230 kV Ibiapina II – Piripiri – C2, com 80 km; – LT 230 kV Piripiri – Teresina III – C1, com 148 km; – SE SE 500/230 kV Tianguá II – (6+1 Res) x 200 MVA; – SE 500/230/138 kV kV Parnaíba III – 500/230 kV – (6+1 Res) x 200 – MVA e 230/138kV – 2 x 150 MVA; – SE 500/230 kV Acaraú III – (6+1 Res) x 250 MVA; – Trechos de LT em 500 kV entre o seccionamento da LT 500 kV; – Teresina II – Sobral III C2 e a SE Tianguá II, com 2 x 24 km, CS. |
CE/PI |
182.271.930,00 |
85,2 milhões |
53,21% |
Celeo Redes Brasil S.A |
| – LT 500 kV Xingu – Serra Pelada C1 e C2, CS, 2 x 443 km; – LT 500 kV Serra Pelada – Miracema C1 e C2, CS, 2 x 415 km; – LT 500 kV Serra Pelada – Itacaiúnas C1, 115 km; – SE 500 kV Serra Pelada. |
PA/ TO |
487.145.510,00 |
313,1 milhões |
35,72% |
Empresa Sterlite Power Grid Ventures Limited |
| – LT 500 kV Miracema – Gilbués II C3, CS, 418 km; – LT 500 kV Gilbués II – Barreiras II C2, CS, 311 km. |
BA/PI/TO |
236.079.490,00 |
126 milhões |
46,62% |
Empresa Neoenergia S.A |
| – SE 500/230 kV Açu III – (6+1R) x 300 MVA – 3º e 4º Bancos de Transformação |
RN |
31.332.800,00 |
14,4 milhões |
53,94% |
Cesbe Participações S.A. |
| – LT 500 kV Santa Luzia II – Campina Grande III, com 125 km; – LT 500 kV Santa Luzia II – Milagres II, com 220 km; – SE 500 kV Santa Luzia II. |
CE/ PB |
103.410.080,00 |
57,3 milhões |
44,56% |
Empresa Neoenergia S.A |
| – LT 500 kV Governador Valadares 6 – Mutum C2, com 165 km. |
MG |
49.888.420,00 |
32,6 milhões |
34,65% |
Construtora Quebec S/A |
| – LT 500 kV Presidente Juscelino – Itabira 5 C2, com 189 km. |
MG |
51.128.790,00 |
32,9 milhões |
35,50% |
Consórcio Linha Verde (QUEBEC APIACAS ENGENHARIA S.A 99% E CONSTRUTORA QUEBEC 1%). |
| – SE 230/138-13,8 kV Itabuna III – 3 x 150 MVA; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Funil – – Itapebi C2 e a SE Itabuna III, com 2 x 25 km, CD. |
BA |
17.437.470,00 |
9,09 milhões |
47,86% |
EEN Energia e Participações S.A |
| – SE 230/69 kV Lagoa do Carro – 2 x 150 MVA; – Trecho de LT em 230 kV entre o seccionamento da LT 230 kV Pau – Ferro – Coteminas C1 e a SE Lagoa do Carro, com 2 x 11,25 km, CD. |
PE |
12.141.910,00 |
7,2 milhões |
40% |
Consórcio BR Energia ((BRENERGIA ENERGIAS RENOVÁVEIS LTDA. 0,5%; BRASIL DIGITAL TELECOMUNICAÇÕES LTDA, 64,5%, e ENIND ENGENHARIA E COMÉRCIO LTDA,35%) |
| – SE 230/69 kV Fiat Seccionadora – 2 x 150 MVA. |
PE |
8.559.800,00 |
4,03 milhões |
52,91% |
Montago Construtora Eireli |
*Receita Anual Permitida de referência (RAP) – é a receita anual que a transmissora terá direito pela prestação do serviço público de transmissão aos usuários, a partir da entrada em operação comercial das instalações.
