O Ministério de Minas e Energia autorizou na nesta sexta-feira, 14 de julho, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura as usinas eólicas Campo Largo I, II, XV, XVI e XVIII, que compreendem onze unidades geradoras de 2,7 MW cada, totalizando 29,7 MW de capacidade instalada em cada usina. O empreendimento está localizado no município de Sento Sé (BA), e o período de execução é de outubro de 2016 até janeiro de 2019, demandando investimentos na ordem de R$ 137,4 milhões para cada usina, sem a incidência de impostos.

Outros projetos enquadrados junto ao regimento são de titularidade da Equatorial Transmissora S.A, relativo as linhas de transmissão dos lotes 14,15 e 16 do leilão nº 13/2015 – segunda etapa. O lote 14 compreende a linha de transmissão Igaporã III – Janaúba 3, em 500 kV e o período de cumprimento do projeto é de fevereiro de 2017 até o mesmo mês de 2022, contemplando 20 municípios de Minas Gerais e cinco da Bahia. Os investimentos previstos são de R$1 bilhão sem a incidência de impostos. O lote 15 corresponde a linha de transmissão Igaporã III – Janaúba 3, Segundo Circuito, em 500 kV e terá o mesmo período de execução, de 2017 a 2022. O projeto perpassa seis cidades de Minas Gerais e quatro da Bahia e demandará investimentos de R$423 milhões, sem a incidência de impostos. Com o mesmo período de execução, o lote 16, relativo a linha de transmissão Janaúba 3 – Presidente Juscelino C2, em 500 kV, passará por dez municípios mineiros, com investimentos na ordem de R$499 milhões sem a incidência de impostos.

O MME também aprovou dois projetos de reforços em instalações de transmissão de energia elétrica da CTEEP. O primeiro refere-se a reforços nas subestações Henry Borden e Pirantininga, localizadas em Cubatão e São Paulo (SP), com prazo de execução de abril de 2017 até junho de 2019. Os investimentos serão de R$13,6 milhões sem a incidência de impostos. E o outro é relativo à Subestação Cabreúva, que receberá reforços de instalação entre março de 2017 até o mesmo período de 2019, demandando recursos na ordem de R$35,9 milhões, sem a incidência de impostos. A subestação fica em Cabreúva (SP).

 

Fonte: Canal Energia

A partir do próximo dia 17 de julho, somente lâmpadas LED sinalizadas com o Selo de Identificação da Conformidade do Inmetro poderão ser comercializadas por atacadistas e varejistas. Para os estabelecimentos comerciais cadastrados como micro e pequenas empresas, este prazo se estende até 17 de janeiro de 2018. Certificado compulsoriamente conforme requisitos estabelecidos por meio da Portaria Inmetro 144/2015, o produto em questão é mais eficiente e econômico, com vida útil até 70 vezes maior do que a das lâmpadas incandescentes.

A regulamentação é destinada às lâmpadas LED com dispositivo integrado à base ou corpo constituindo uma peça única, não destacável, sendo destinadas para operação em rede de distribuição de corrente alternada de 60 Hz, para tensões nominais de 127 V e/ou 220 V, ou em corrente contínua (DC ou CC) em qualquer faixa de tensão. Excluem-se lâmpadas com LED coloridos, RGB, que possuem invólucro coloridos e decorativas, lâmpadas de LED com dispositivo de controle incorporado que produzam intencionalmente luz colorida e OLED (Organic Light Emitting Diode).

Além de segurança, o certificado leva em consideração a eficiência energética da tecnologia LED no âmbito do Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE), e a sua durabilidade. Para definir a comprovação da declaração de vida útil, foram realizados ensaios com alguns dos componentes das lâmpadas LED no intuito de testar a veracidade da informação de durabilidade informada pelo fabricante.

 

Fonte: Canal Energia

O Ministério de Minas e Energia autorizou na última terça-feira, 11 de julho, o enquadramento ao Regime Especial de Incentivos ao Desenvolvimento da Infraestrutura do projeto de transmissão de energia elétrica da relativo as usinas fotovoltaicas Paracatu 1, 2, 3 e 4, que compreendem 30 unidades geradoras de 1 MW, totalizando 30 MW de capacidade instalada em cada. As usinas ficam localizada no município de Paracatu (MG) e o período de execução é de junho de 2017 até novembro de 2018, demandando investimentos na ordem de R$ 169,6 milhões para cada usina, sem a incidência de impostos.

Outro projeto enquadrado junto ao regimento é de titularidade da Transmissora Paraíso de Energia, relativo as linhas de transmissão do lote 2 do Leilão nº 13/2015 – Segunda Etapa (Contrato de Concessão nº 02/2017), que perpassa sete municípios na Bahia e 18 em Minas Gerais. Os investimentos serão de R$ 1,1 bilhão sem a incidência de impostos e o período para a execução é de fevereiro de 2017 até o mesmo mês de 2022.

O MME também aprovou o projeto da ECB ME Energia S.A. relativo ao lote 5 do Leilão nº 13/2015 – Segunda Etapa (Contrato de Concessão nº 05/2017). O projeto prevê a instalação de um compensador estático de reativos, em 500 kV, -150/+300 Mvar, na Subestação Padre Paraíso 2, localizada em Padre Paraíso (MG). O prazo de cumprimento do projeto vai de fevereiro de 2017 até o mesmo período de 2022, e irá demandar um aporte de R$ 92,9 milhões sem a incidência de impostos.

 

Fonte: Canal Energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica rejeitou recursos contra a habilitação de três vencedoras do leilão de transmissão realizado em 24 de abril desse ano e homologou o resultado do certame para os lotes 15, 33 e 34. O primeiro lote de instalações foi arrematado pela empresa indiana Sterlite Power Grid Ventures Limited; o segundo pelo Consórcio Pará (formado pela Malv Empreendimentos e Participações S.A., com  30%; Primus Incorporação e Construção Ltda., com 40%; e pela Distribuidora de Bebidas Ltda. – Disbenop, com 30%) e o terceiro pelo  Consórcio Omnium Energy (composto por Testotrans Holding Ltda, com em 1% e Patrimonium Fundo de Investimentos em Participações Multiestratégia, com 99%).

Na semana passada, a Aneel já havia confirmado o resultado para 28 dos 31 lotes de concessões negociados no leilão, o maior já promovido pela agência reguladora, com 35 lotes. O certame teve deságio médio de 36,47%, com redução aproximada de R$ 960 milhões por ano na  Receita Anual Permitida em relação à receita teto estabelecida no edital.

Os projetos preveem a instalação de 7.068 km de linhas e demais instalações a elas associadas, com  investimento estimado em R$ 12,7 bilhões. Não foram apresentadas propostas válidas para os lotes 12,16,17 e 24. Os projetos ofertados incluíam empreendimentos a serem instalados nos estados de Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins.

O pedido de inabilitação da Sterlite Power Grid foi apresentado pelo Consórcio Millennium Transmissão, formado pela Millennium Participações Ltda, com 99,9% e  Encon  IX, com 0,1%.  Novata em leilões no Brasil, a empresa ofereceu 25,87% de deságio em relação ao valor da RAP máxima por instalações localizadas em Pernambuco.

No caso do Consórcio Pará, houve um recurso da  Ceenpower Brazil Holding Ltda., integrante do segundo colocado na disputa, o  Consórco PPX-Power. O vencedor da disputa ofereceu deságio de 16,14% em relação ao preço inicial de concessões localizadas no Pará.

O pedido de inabilitação do Consórcio Ominum Energy foi apresentado pela Empresa Amazonense de Transmissão de Energia S.A., segunda colocada. A proposta do consórcio venceu o lote 34 com deságio na RAP de 40,50%.

 

Fonte: Canal Energia

O Seminário O futuro da relação: Meio Ambiente e Setor Elétrico, organizado pela Itaipu Binacional e o Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE), acontecerá nos dias 30 de novembro e 1º de dezembro, em Foz do Iguaçu. A data e a programação do evento foram definidas durante a última reunião do conselho do FMASE, na última terça-feira, 4 de julho, na sede da Associação Brasileira de Carvão Mineral, em Criciúma (SC).

O diretor-geral brasileiro de Itaipu, Luiz Fernando Vianna, que integra o conselho do FMASE, expressa as pretensões do evento. “Nossa intenção é mostrar que é possível produzir energia elétrica de forma sustentável, trazendo uma contrapartida positiva ao meio ambiente. Será uma oportunidade de mostrarmos algumas ações que Itaipu vem desenvolvendo ao longo dos anos”, afirmou Vianna.

Para o presidente do FMASE, Enio Marcus Brandão Fonseca, o seminário vai apresentar os resultados do setor, sob aspectos socioambientais e tecnológicos. “Há várias contribuições que as empresas do setor elétrico dão ao Brasil, principalmente, no campo tecnológico”, complementa, citando o exemplo do Projeto Veículo Elétrico, de Itaipu e parceiros, que tem ajudado a difundir esta tecnologia no País.

Fonseca ainda explica que outro objetivo da iniciativa é revelar o tamanho do setor elétrico e a importância estratégica da área para o país. Segundo ele, atualmente, a hidroeletricidade é a base de geração predominante no Brasil: são 219 grandes barragens (101 GW) e 436 pequenas centrais hidrelétricas em operação (4,9 GW).

“O último balanço energético elaborado pela EPE em 2016 mostrou que a matriz elétrica é 75,5% proveniente de energias renováveis”, afirmou Fonseca. E concluiu: “Em relação à energia eólica, a capacidade instalada é de 10,92 GW em 440 parques geradores. A fonte solar fotovoltaica gera 20 GWh”.

Estima-se que a força de trabalho do setor elétrico nacional seja formada por 238 mil trabalhadores diretos, além de 464 mil indiretos. O departamento movimenta a economia com mais de R$ 200 bilhões por ano.

O seminário será dividido em duas partes. No primeiro dia, serão debatidos temas como gestão sustentável e tecnológica, os desafios do licenciamento ambiental e a matriz energética brasileira. A programação no segundo dia prevê uma visita à usina de Itaipu e aos projetos socioambientais mantidos pela empresa na região.

Durante o jantar de encerramento, será lançado o livro “O Setor Elétrico e o Meio Ambiente” (Adriana Coli – Consultora e Assessora Jurídica do FMASE). São esperados 250 participantes do setor e órgãos afins, como ANA, Aneel, IBAMA e EPE, entre outros.

 

Fonte: Canal Energia

O novo ciclo de planejamento energético de médio prazo do governo federal prevê investimentos de R$ 379 bilhões na expansão da oferta de eletricidade no país até 2026, sendo R$ 242 bilhões na área de geração e R$ 137 bilhões em transmissão. Os montantes sintetizam o Plano Decenal de Expansão de Energia 2026, divulgado nesta sexta-feira (7) pelo Ministério de Minas e Energia. O valor total é praticamente o mesmo que o apresentado na edição anterior do PDE, com horizonte final em 2024 e divulgado em setembro de 2015, quando eram previstos R$ 376 bilhões para a oferta de energia elétrica.

A expansão da capacidade instalada de geração elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) prevista para o horizonte decenal é de 64.130 MW, fazendo com que o parque gerador brasileiro totalize a 212.522 MW em 2026. Mais da metade do acréscimo de geração no período virá das fontes renováveis não hídricas: pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, eólica e solar. Juntas, as quatro fontes terão um incremento de 34.476 MW nos próximos dez anos. O parque eólico no país deverá atingir 28.470 MW em 2026, enquanto a solar – que somava apenas 21 MW em 2016 – saltará para 9.660 MW em dez anos.

A incorporação de potência hidrelétrica no sistema ficará em 13.768 MW, com o parque gerador atingindo os 110.466 MW de capacidade em 2026. O cenário de referência do PDE prevê a viabilização de nove grandes projetos hidrelétricos no período: Telêmaco Borba (118 MW), em 2023; Tabajara (350 MW), em 2024; Apertados (139 MW), Ercilândia (87 MW) e Foz do Piquiri (93 MW), as três em 2025; e Castanheira (140 MW), Porto Galeano (81 MW), Bem Querer (709 MW) e Itapiranga (725 MW), todas previstas para o ano de 2026. Há ainda a possibilidade de entrada da usina São Miguel (58 MW), em 2025.

O parque termelétrico previsto para o fim do horizonte decenal soma 26.634 MW. A maior expansão será da geração a gás natural no país, que entre 2016 e 2026 chegará a 4.807 MW. Esse acréscimo atenderá à base do sistema, conforme adiantou na última quinta-feira (6) o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Luiz Augusto Barroso. Uma novidade no PDE é a alternativa indicativa de atendimento à ponta, que pode contemplar termelétricas ciclo aberto, usinas reversíveis, motorização adicional de hidrelétricas, baterias ou gerenciamento da demanda. Em 2026 a previsão é de 12.198 MW para ponta.

No segmento de transmissão de energia elétrica, o Plano Decenal calcula um acréscimo de 61.883 km em linhas de transmissão, com o país totalizando uma malha de 196.839 km de extensão. A rede de 800 kV de tensão, inexistente no país até 2016, somará 12.078 km até o final do horizonte. Os investimentos projetados na expansão da malha somam R$ 77,5 bilhões, sendo 65% deles concentrados no aumento da rede em 500 kV. Em termos de capacidade de transformação do sistema, o acréscimo projetado pela EPE é de 199,2 GVA em novas subestações, o que exigiria R$ 41,3 bilhões em recursos.

Para os setores de petróleo e de gás natural, o PDE projeta uma fatia de R$ 985 bilhões em investimentos, ou 70% dos quase R$ 1,4 trilhão de todas as necessidades de recursos do setor energético nos próximos dez anos no país. Quase a totalidade será direcionada às atividades de exploração e produção de óleo e gás, demandando R$ 945 bilhões. A oferta de derivados de petróleo tem investimentos previstos de R$ 23 bilhões, enquanto a oferta de gás natural terá R$ 17 bilhões em recursos. Na parte de biocombustíveis líquidos, R$ 33 bilhões serão alocados na produção e no transporte de etanol e biodiesel.

 

Fonte: Canal Energia

O setor eólico será prejudicado com a suspensão de serviços da Polícia Rodoviária Federal (PRF), disse a presidente executiva da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Elbia Gannoum.

Em função de contingenciamento orçamentário, a PRF anunciou a suspensão e a redução de alguns serviços a partir desta quinta-feira, 6 de julho, entre eles o de escolta de cargas superdimensionadas e escoltas em rodovias federais.

Devido ao tamanho dos aerogeradores, que podem ultrapassar 50 metros de cumprimento, esses equipamentos precisam de transporte especial. Em trechos de via única, serras, vales e montes, é obrigatório a escolta da PRF. Em outros trechos, é possível trafegar com escolta particular.

Segundo Elbia, a interrupção do serviço de escolta por parte da PRF é um grande problema para o setor, na medida em que existe a previsão de trafegar no Brasil 10 mil carretas com equipamentos eólicos até o final do ano. “Estamos literalmente com carga parada”, disse.

A executiva avaliou como grave a situação. O gargalo logístico deve gerar novos custos para o setor, podendo comprometer o cronograma dos parques eólicos em construção. Além disso, o atraso na data de operação dos projetos pode gerar multas e penalizações aos investidores.

Em nota,  Polícia Rodoviária Federal, em conjunto com Ministério da Justiça e Segurança Pública, informou que está em tratativas com Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão “para que se tenha uma célere recomposição do orçamento e o consequente restabelecimento dos serviços e normalização da atuação da instituição.”

 

Fonte: Canal Energia

Entre as propostas colocadas para modernização do setor, estão as chamadas “medidas de destravamento”, cujo objetivo é dar mais dinamismo ao setor e aproximar as realidades da operação e do mercado. Um dos pontos de mudança é a questão de contratar 100% da previsão de demanda do consumidor. Pela proposta, o Ministério de Minas e Energia poderá reduzir a obrigação de contratação a percentual inferior à totalidade da carga.

Essa medida vai levar a separação de lastro e energia. O primeiro tem a ver, segundo o documento, com a confiabilidade do suprimento, que é um bem comum; o outro é questão de gerência descentralizada do risco de mercado, que é um bem privado e pode ser feito por meio da gestão individual de cada agente.

Para o  secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, a criação do mercado de capacidade separa de maneira muito clara as duas coisas. “Se alguém quiser se arriscar na energia, vai poder se arriscar. Agora, na questão da segurança do sistema, que é uma responsabilidade coletiva, o governo vai ter que trabalhar e apresentar uma proposta”, explicou Pedrosa, em entrevista nesta quinta-feira, 6 de julho.

O secretário destacou que a ideia da proposta lançada em consulta pública é destravar mecanismos. O MME vai formar grupos de trabalho e trazer o mercado para discutir com o governo todos os pontos apresentados. “Aí teremos uma série de decretos em que vamos detalhar cada um desses modelos. Tudo isso vai ser feito com calma.” O novo modelo pretende levar a uma aproximação entre a formação de preço e a operação. Para isso, as propostas tornam possível ao sistema trabalhar com modelos de despacho centralizado por custo ou por ofertas de preços dos agentes. Nesse último caso, seriam necessários mecanismos de monitoramento de mercado para combater práticas lesivas à concorrência.

Mas o Ministério de Minas e Energia assume como pilares das medidas dois pontos: a utilização de preços com intervalo máximo horário até 2020, como elemento de coesão para um mercado mais liberalizado que independa da opção de despacho; e abertura de códigos e algoritmos de ferramentas computacionais de suporte à formação do preço, ao planejamento e à operação.

Essas alterações também mexem com o papel do Mecanismo de Realocação de Energia. “A proposta é destacar o caráter eventual de um mecanismo dessa natureza, uma vez que um modelo de oferta de preço, por exemplo, poderia tornar esse mecanismo disfuncional ou desnecessário”, afirma o texto. O fechamento de posição passaria a ser diário mediante aporte de garantias, o que reduziria o risco de inadimplência nas liquidações. Para o governo, esse fechamento diário estimula a contratação antecipada e é mais compatível com a definição de preço pelo horário.

A operação diária do mercado associada a uma nova modelagem de garantias financeiras e à definição da fronteira entre atacado e varejo são vistos pelo governo como elementos fundamentais para a eventual criação de uma bolsa, com negociações padronizadas e funções de liquidação (clearing house). A bolsa pode contribuir para alternativas de expansão do sistema diretamente pelo ambiente livre; aumentar a credibilidade dos preços; retirar pressão sobre a obrigação de contratação de energia como ferramenta de segurança e tornar ainda mais sustentável a separação de lastro e energia como ferramenta principal de confiabilidade sistêmica.

Também está aberta a revisão dos custos de transação na transmissão e geração. Um dos destaques é a liquidação centralizada da transmissão, desde que isso resulte em redução de custos sistêmicos. Essa centralização seria feita na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A proposta do governo é enfática em afirmar que a centralização só é válida se houver redução de custos, não sendo realizada se não houver benefício para o sistema. A centralização seria obrigatória apenas para as instalações contratadas após a criação da centralizadora e facultativa para as existentes.

Segundo a proposta, além de reduzir custos, a centralização dos contratos de geração permite uma administração mais eficiente dos contratos, permitindo compensações instantâneas de posições contratuais das quantidades demandadas pelas distribuidoras e distribui melhor os efeitos de eventuais reduções das energias compulsórias ou da aplicação de mecanismos de alívio de sobrecontratação. A CCEE, de novo, poderia atuar como centralizadora, se não houver aumento de custos.

O governo vê a separação de lastro e energia não como solução para financiabilidade da geração, mas para a organização da compra da confiabilidade sistêmica e valoração clara das contribuições do gerador às diferentes necessidades do consumidor.

 

Fonte: Canal Energia

Pelo quinto ano consecutivo a Vivo se faz presente no Índice de Sustentabilidade Empresarial, o ISE da BM&FBovespa, que reúne as companhias com as melhores práticas de gestão. A Telefônica, dona da marca, anunciou o avanço da empresa no consumo de energia renovável no país. Os dados indicam que 25% da energia consumida pela companhia é proveniente de fontes renováveis, obtida no mercado livre, contra os 22% registrados em 2015. Isso equivale a 388,4 milhões de kWh, o mesmo consumo de energia de um município como Guaratinguetá, em São Paulo, com aproximadamente 118.378 habitantes. As informações são destaque no novo Relatório Integrado de Sustentabilidade da empresa, elaborado com metodologia do International Integrated Reporting Council – IIRC.

A meta global da companhia é de que até 2020, pelo menos 50% da energia consumida tenha origem em recursos renováveis. O desafio, que vale para o Brasil e demais países de atuação da Telefônica, é chegar a totalidade até 2030. O Relato Integrado, que traz informações financeiras, sociais e ambientais e dimensiona a contribuição da companhia para o desenvolvimento sustentável, destaca também a conquista da certificação ISO 14000, obtida em 2016, para os 51 municípios mais representativos para a operação da empresa. A certificação abrange os processos de planejamento, implementação, manutenção e operação das redes móvel e fixa e fortalece a política ambiental da empresa.

 

Fonte: Canal Energia

A provável venda pela Cemig da fatia detida no consórcio controlador da usina hidrelétrica de Santo Antônio pode fazer com que a Eletrobras também negocie a sua participação no empreendimento, exercendo a cláusula de direito de tag along. A sinalização foi passada pelo diretor Financeiro e de Relações com Investidores da holding estatal, Armando Casado, que disse ter sido informado pela mídia da proposta recebida pela Cemig por parte da Spic Overseas para aquisição dos quase 18% que a companhia mineira tem na UHE rondoniense de 3.750 MW, entre participação direta e indiretamente – esta via SAAG Investimentos.

“Se o processo de negociação que se constitui agora pela Cemig está nesse tipo de desenvolvimento (tratativas para a venda da participação), e nós temos como exercer essa cláusula de tag along, sim, nós temos a disposição de exercer”, informou o executivo, após participar nesta quinta-feira (29) da abertura do Seminário de Interligação Global de Energia na América do Sul, promovido pela Organização Global de Interconexão e Desenvolvimento de Interconexão, no Rio de Janeiro. Casado explicou que a opção pela cláusula de tag along será exercida se os demais acionistas no projeto caminharem nesse sentido.

O executivo informou ainda que a empresa considera exercer o mesmo direto de saída em Belo Monte (PA – 11.233 MW), caso a estatal de Minas Gerais também venha a negociar a sua participação no projeto. A venda da participação na Madeira Energia – controladora de Santo Antônio – e em outros ativos é parte dos esforços da Cemig em reduzir o forte endividamento ao qual está submetida. A expectativa da empresa é obter até R$ 6,5 bilhões com negociações de ativos diversos. Nesse sentido, a empresa já anunciou nos últimos dias que o controle detido na Light será posto para negociação com o mercado.

Com estratégia semelhante, a Eletrobras também pretende focar na venda de ativos, incluindo as distribuidoras federalizadas e participações em até 177 Sociedades de Propósito Específicos de empreendimentos de geração e transmissão, para reduzir seu endividamento e outros custeios operacionais. A meta é obter até R$ 4,6 bilhões até o final deste ano com essas operações, mas Casado salientou que uma possível negociação da participação da holding em Santo Antônio – 39% diretamente, por meio de Furnas – não deverá cobrir, sozinha, o montante de obtenção de receita com venda de ativos para 2017.

O diretor reforçou que a holding vem trabalhando forte com o objetivo de alcançar a meta financeira de desinvestimentos orçada para este ano, o que envolve negociações com credoras da Eletrobras e com as suas subsidiárias controladoras, de forma direta, de algumas das SPEs passíveis de negociação. A estratégia junto aos credores, segundo ele, envolve o pagamento de parte das dívidas com ativos, que serão trazidos para a estrutura da Eletrobras para só então serem postas à venda. Além das SPEs e dos ativos recebidos como pagamentos, a Eletrobras pretende finalizar até o final deste ano todo o processo de privatização das suas seis distribuidoras federalizadas: Amazonas Energia, Boa Vista Energia, Ceal, Cepisa, Ceron e Eletroacre.

 

Fonte: Canal Energia

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  • Aneel autoriza repasse de R$ 105 milhões da RGR para distribuidoras designadas 08/02/2018 14:45

    A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) autorizou o repasse de R$ 105,4 milhões do Fundo Reserva Global de Reversão (RGR), a título de empréstimo, às concessionárias designadas para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.Os valores vão beneficiar os consumidores atendidos pelas empresas Amazonas Energia D (R$ 44,3 milhões), Boa Vista Energia (R$ 23,7 milhões), Cepisa (R$ 9,3 milhões), Ceron (R$ 15,5 milhões) e CEA (R$ 12,4 milhões), segundo despacho publicado...

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