TRANSMISSÃO

Assinados contratos de novos 4.919 km de linhas de transmissão

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.

Autor: ASSESSORIA DE IMPRENSA

Publicação: 08/03/2018 | 18:10

Última modificação: 14/03/2018 | 11:13

Assinatura Contrato Leilão de Transmissão 02/2017

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.