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Foram assinados hoje (8/3), na sede da ANEEL, em Brasília (DF), os contratos de concessão referentes ao Leilão de Transmissão nº 2/2017, que negociou 11 lotes com empreendimentos localizados nos estados da Bahia, Ceará, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e Tocantins. Os lotes representam R$ 8,7 bilhões de investimentos em transmissão.

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.


 

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