REGISTRO

Relación con Inversionistas

El servicio público de transmisión de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) comprende las instalaciones de la Red Básica (RB) y de la Red Básica de Frontera (RBF). Mientras la RB está compuesta por las instalaciones con nivel de tensión igual o superior a 230 kV, operadas por las transmisoras, la RBF está compuesta por unidades transformadoras de potencia, que interconectan la RB a las Demás Instalaciones de Transmisión (DIT), que tienen tensión inferior a 230 kV y son habitualmente operadas por las distribuidoras.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), agencia reguladora del sector eléctrico brasileño, es responsable, por medio de delegación del poder público, de la realización de licitaciones para la contratación de servicio público de transmisión de energía eléctrica por medio de subasta, de la emisión de autorizaciones para la implementación de refuerzos y mejoras, así como de firmar los respectivos contratos de concesión.

El proceso de licitación se inicia con la publicación de los edictos por la ANEEL para la concesión de instalaciones de transmisión de la Red Básica del SIN. Los edictos posibilitan que personas jurídicas, nacionales o extranjeras, así como fondos de inversiones en participación, aisladamente o en consorcio, participen en la disputa. Considerando la sistemática adoptada, el juicio de certificación se hace después de realizadas las subastas y la difusión de las propuestas ganadoras. Por lo tanto, en la etapa de certificación, se analizan la regularidad jurídica, fiscal, técnica y económico-financiera de los proponentes vencedores, de acuerdo con las exigencias descritas en el edicto.

Los proponentes vencedores que no sean titulares de concesión de transmisión deben constituir una Sociedad de Propósito Específico (SPE) para explotar su concesión. La etapa final del proceso de otorga de una instalación de transmisión licitada se da con la firma del contrato de concesión.

De esta forma, el contrato de concesión, celebrado por intermedio de la ANEEL, garantiza que el concesionario de transmisión ganador de la subasta explote las instalaciones de transmisión por el plazo de 30 años. En este instrumento contractual se establece el plazo para que las instalaciones entren en operación comercial, y dicho plazo puede variar entre 18 y 60 meses, dependiendo del tamaño de cada emprendimiento. El cronograma del emprendimiento licitado también constituye parte integrante de dicho instrumento, en el que se presentan los marcos de las obras y del proyecto, los proyectos, básico y ejecutivo, la fecha de firma de los contratos, la licencia ambiental, la adquisición de equipos, servicios y obras civiles, así como las etapas de montaje de equipos, prueba de funcionamiento y la puesta en marcha de las instalaciones, hasta la entrada en operación comercial del emprendimiento.

Tras la firma del contrato de concesión, la ANEEL se hace responsable de la gestión contractual, desempeñando actividades de análisis y de aprobación de proyectos básicos, de marco en el Régimen Especial de Incentivos para el Desarrollo de la Infraestructura (REIDI), de proyectos prioritarios, así como de expedición de Declaraciones de Utilidad Pública (DUP) y de la inspección de los emprendimientos durante todo el período de ejecución del contrato.

Categoría 1 – Concesiones prorrogadas

  • Activos concedidos antes de 1999
  • Concesiones renovadas por 30 años más en 2012, en conformidad con la Medida Provisional n.° 579 (MP 579), convertida posteriormente en la Ley n.° 12.783/2013
  • A partir de 2013, el Ingreso Anual Permitido (RAP) se corrige anualmente por el índice del IPCA (Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio)
  • Revisión tarifaria con periodicidad de 5 años

 

Categoría 2 – Concesiones licitadas con base blindada

  • Activos subastados entre 1999 y noviembre de 2006
  • Ingreso Anual Permitido (RAP) corregido anualmente por el índice del IGP-M (Índice General de Precios del Mercado)
  • Ingreso Anual permitido (RAP) reducido por la mitad a partir del 16.° año de operación
  • No hay revisión tarifaria
  • Concesiones con plazos de 30 años

 

Categoría 3 – Concesiones licitadas

  • Activos subastados a partir de noviembre de 2006
  • Ingreso Anual Permitido (RAP) corregido anualmente por el índice del IPCA
  • Revisión tarifaria en el 5°, 10° y 15° años del contrato de concesión
  • Concesiones con plazos de 30 años

Una vez celebrados los contratos de concesión, se debe observar la necesidad de celebrar los demás contratos que regirán la concesión. En ese sentido, el Contrato de Prestación del Servicio de Transmisión (CPST), por ejemplo, debe celebrarse entre el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la concesionaria para establecer los términos y condiciones técnicas y comerciales de la prestación de los servicios de transmisión. En este, la concesionaria se responsabiliza por la operación y el mantenimiento de las instalaciones y recibe el Ingreso Anual Permitido (RAP) por la disponibilidad de las instalaciones, y se le descuentan las eventuales indisponibilidades notados. En este instrumento contractual, el agente de transmisión autoriza al ONS a practicar todos los actos necesarios para representarlos ante los usuarios de la red de transmisión en los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión (CUST).

A su vez, el contrato de CUST establece los términos y condiciones que regularán el uso de la Red Básica por los usuarios del sistema de transmisión, y prevé, entre otros puntos, (i) la prestación del servicio de transmisión por la concesionaria al usuario, mediante coordinación, control y supervisión del ONS; (ii) la prestación por el ONS de los servicios de coordinación y control de la operación del SIN, y de administración de los servicios de transmisión prestado por la concesionaria; y (iii) la administración por el ONS del cobro y liquidación de las tasas de uso de la transmisión y la ejecución del sistema de garantías, actuando en nombre de la concesionaria de transmisión.

Adicionalmente, el Contrato de Conexión (CCT), establece las condiciones y responsabilidades técnicas y comerciales que regularán la conexión del usuario al sistema. El CCT asegura al accedente las condiciones necesarias para su conexión a la red, y se celebra antes del inicio de las obras entre el accedente y la empresa concesionaria de transmisión, con la intervención del ONS. Hay que destacar que, la firma de los contratos de CUST y CCT, está condicionada a la emisión del Dictamen de Acceso por el Operador Nacional.

Respecto a la fase de implantación de las instalaciones de transmisión, se deben emitir las licencias ambientales, licencia previa (LP) y licencia de instalación (LI), para certificar la viabilidad del emprendimiento y autorizar el montaje de las instalaciones.

Terminada la implantación de las obras y el montaje de los equipos, el emprendedor inicia las pruebas para el su comisionamiento y, una vez que disponga de la licencia ambiental de operación (LO), solicita al ONS la expedición del Acta de Liberación para Prueba (TLT) de la instalación. Concluidos el montaje y las pruebas, el concesionario estará apto para solicitar la integración de la nueva instalación al SIN.

En este contexto, una vez que no haya pendencia impeditiva para la integración, el Operador Nacional emite y envía a la ANEEL el respectivo Acta de Liberación Provisional (TLP), hasta que se expida, posteriormente, el Acta de Liberación Definitiva (TLD).

Desde el punto de vista de la reglamentación económica, el segmento de transmisión se caracteriza por el régimen de ingreso techo (ingreso anual predefinido).

El Ingreso Anual Permitido (“RAP”) corresponde a los ingresos debidos a las transmisoras por la prestación del servicio público de transmisión de energía a los usuarios. Los activos de transmisión son directamente remunerados por generadoras, distribuidoras y consumidores libres, usuarios de los servicios de transmisión.

En el caso de instalaciones licitadas, el ingreso se define en el momento de la propuesta ganadora de la subasta, considerando el menor valor del RAP, pago a partir de la entrada en operación comercial de las instalaciones. El RAP se reajusta anualmente de acuerdo con el contrato de concesión. Para los activos subastados entre 1999 y noviembre de 2006, la RAP es corregida anualmente por el IGPM y reducida a la mitad en el 16º año de operación y no hay revisión arancelaria en relación a la base de activos (Categoría 2). Para los activos subastados a partir de noviembre de 2006, la RAP es corregida anualmente por el IPCA y sujeta a revisiones arancelarias en el 5º, 10º y 15º año del contrato de concesión (Categoría 3). Ambas categorías tienen 30 años de plazo de concesión.

En contrapartida, en el caso de las concesiones no licitadas (Categoría 1), que tuvieron sus contratos de concesión prorrogados por medio de la Medida Provisional n.° 579/2012 (convertida en la Ley n.° 12.783/2013), el ingreso se mantiene fijo, y el cálculo del RAP se efectúa tan solo con base en los costos de Operación y Mantenimiento, y se puede revisar cada 5 (cinco) años, en conformidad con los contratos.Vale destacar que TAESA no posee actualmente contratos de Categoría 1.

Se entienden como Costos Sectoriales los costos no gestionables soportados por las concesionarias de distribución, instituidos por Ley, cuyo repaso a los consumidores se realiza mensualmente. Los costos sectoriales que actualmente forman parte del cálculo del RAP recibido por las transmisoras son: la Reserva Global de Reversión (RGR, ya no se considera en los contratos de concesión, después de 2012); la Tasa de Inspección de Servicios de Energía Eléctrica (TFSEE); la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE); el Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA); y la Investigación y Desarrollo y Eficiencia Energética (P&D y PEE). Estos costos integran la base de cálculo de los impuestos federales, a saber: el Programa de Integración Social (PIS), el Programa de Formación del Patrimonio del Servidor Público (Pasep) y la Contribución Social para la Financiación de la Seguridad Social (COFINS); e integran aun la base de cálculo del tributo estatal, el Impuesto sobre la Circulación de Mercancías y Servicios (ICMS).

El uso del sistema de transmisión por consumidores conectados a los sistemas eléctricos requiere el pago de una tarifa a las transmisoras, denominada Tarifa de Uso de la Transmisión (TUST). Conforme a la reglamentación aplicable (Resolución Normativa ANEEL n.° 559/2013), la TUST debe reajustarse anualmente en el mismo período de reajuste del RAP de las concesionarias de transmisión (con inicio en julio y término en junio del año subsecuente a la publicación).

El Costo de Conexión al sistema de transmisión también se considera otro mecanismo de cobro de las transmisoras por la conexión a su sistema. Así, todos los usuarios conectados en Demás Instalaciones de Conexión-DIT (distintas de la Red Básica) de uso exclusivo por la prestación del servicio público de transmisión, como las distribuidoras, deben remunerar las transmisoras por la prestación del servicio público de transmisión. El costo de conexión integra parte del RAP de las transmisoras y, conforme a la reglamentación específica (Submódulo 9.3 de los Procedimientos de Regulación Tarifaria – PRORET), debe ser recaudada por las transmisoras en el momento del reajuste o de la revisión de las usuarias conectadas.

El proceso de planificación de la expansión de la transmisión, abarcado por el Plan de Expansión de Energía de diez años (Plano Decenal de Expansão de Energia – PDE), es otro incentivo y mecanismo incremental para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), ya que estimula la interacción entre los segmentos de generación y transmisión, considerando los diferentes grados. y variables de incertidumbre y complejidad que todavía están presentes en el proceso de planificación. Esta propuesta de expansión está dirigida no solo al crecimiento del SIN, sino también a planificar la expansión del segmento de transmisión en un marco de tiempo factible de diez años.

La Empresa de Planificación Energética (Empresa de Pesquisa Energética – EPE), que presta servicios al Ministerio de Minas y Energía (MME), es responsable de preparar estudios y análisis que guiarán las elecciones del Estado que buscan promover una prestación eficiente de servicios públicos y el desarrollo efectivo de todo el sector energético, para servir mejor al bienestar social, el interés colectivo y el desarrollo sostenible.

A partir de las definiciones de las directrices de política energética, se desarrollan estudios e investigaciones que guiarán efectivamente el desarrollo del sector energético. Este conjunto de estudios e investigaciones, cuando se sistematiza y continúa, constituye el ciclo de planificación energética integrada y produce instrumentos importantes para acciones y monitoreo, como planes de diez años, planes a largo plazo, boletines y revisiones periódicas, análisis de coyunturas y estudios específicos.

El PDE es un documento informativo preparado anualmente por EPE bajo las directrices y el apoyo de la Secretaría de Planificación y Desarrollo Energético (SPE / MME) y la Secretaría de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (SPG / MME).

Su objetivo principal es indicar las perspectivas de expansión del sector energético en el horizonte de diez años, dentro de una visión integrada de las diversas fuentes de energía. Tal visión permite extraer elementos importantes para la planificación del sector energético, con beneficios en términos de mayor confiabilidad, menores costos de producción y menores impactos ambientales.

El 11 de febrero de 2020, se publicó PDE 2029. Según el plan, las inversiones en infraestructura energética para abastecer la expansión necesaria hasta 2029 pueden alcanzar los R$ 2,3 mil millones. Del total de inversiones, el 77.4% será absorbido por el sector de petróleo y gas. El área de generación y transmisión de energía eléctrica representará el 19,6%, incluida la generación distribuida. El 3% se utilizará para aumentar la oferta de biocombustibles.

La expansión de la capacidad instalada de generación de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) prevista para el horizonte decenal es de 75.5 GW, siendo 60 GW en generación centralizada y 15.5 GW para autoproducción y generación distribuida.

Con respecto a la transmisión de energía eléctrica, se espera que las inversiones totales alcancen aproximadamente R$ 103,7 mil millones durante la década, de los cuales R$ 73,6 mil millones en líneas de transmisión y R$ 30,1 mil millones en subestaciones, incluidas las instalaciones fronterizas. El PDE prevé un aumento de 55.8 mil km en las líneas de transmisión, y un aumento de 172 GVA en la capacidad de transformación.

El Plan también señaló la expansión de la Red de Transmisión Básica como la principal medida de crecimiento en el sector, al considerarla una forma eficiente de permitir que los agentes del mercado también tengan acceso libre a la red, permitiendo así un entorno favorable a la competitividad y la interconexión. de los segmentos de generación y comercialización de energía al Sistema Interconectado Nacional.

Según EPE, en PDE 2029, la expansión de las interconexiones regionales, las interconexiones de sistemas aislados al SIN en el horizonte de diez años, la situación de las interconexiones, los sistemas de transmisión regionales, la evolución física y el monto estimado de las inversiones, y la estimación de la evolución de TUST por los submercados fueron presentados. También se discutió la actualización de los criterios de planificación, los desafíos de transmisión, las perspectivas tecnológicas y la modernización del sistema de transmisión asociado con UHE Itaipu, y el análisis de los impactos de los proyectos retrasados ​​en la Región Sur.

Debido a la crisis mundial debido a la pandemia del nuevo coronavirus (Covid-19) y los impactos de la pandemia en la economía y el sector energético del país, EPE tiene la intención de divulgar, de antemano, información parcial del PDE 2030, que normalmente ocurriría solo en diciembre de 2020, para proporcionar a los inversores datos actualizados sobre la planificación del mercado energético posterior al coronavirus.

Con la crisis actual, se ha creado un sentido de urgencia sobre el calendario de divulgación del PDE 2030, ya que el PDE 2029, publicado en febrero de este año, ya no es válido como escenario de referencia para guiar a los inversores y las políticas del sector energético.

Durante un seminario web promovido por el Foro de Asociaciones del Sector Eléctrico (FASE) y el Foro Ambiental del Sector Eléctrico (FMASE), celebrado el 2 de junio de 2020, el presidente de EPE, Thiago Barral, recordó que antes de la crisis el escenario para 2020 tuvo un crecimiento del 4,2% en la demanda eléctrica en relación con 2019. Las proyecciones se actualizaron en mayo considerando una retracción del PIB del 5%, lo que resultó en una caída del 3% en la demanda en relación con 2019. Según Barral, esta reducción del mercado puede ser aún mayor, dado que hay bancos que ya proyectan una retracción del 7% en el PIB de Brasil. El ejecutivo dijo que el equipo de EPE está haciendo un esfuerzo para actualizar la información y ponerla a disposición del mercado lo antes posible.

Subasta de Transmisión ANEEL n.° 02/2019:

ANEEL aprobó la apertura de audiencia pública (Audiencia Pública n.° 23/2019) para el análisis y la contribución al Edicto de la Subasta n.° 02/2019, relativo a la contratación de servicio público de transmisión de energía eléctrica. El período de contribución se inició el 30/05/2019 y cerrando el 01/07/2019.

El certame será dividido en 13 lotes (siendo los lotes 10 y 11 que procieden de concesiones caducadas de Chesf y Eletronorte, respectivamente) y tiene expectativa de inversión de R$ 4 mil millones. Se subastarán 2.380 km de extensión de líneas de transmisión con 7.900 MVA de transformación.

La expectativa es que el Edicto sea publicado el 14/11/2019 y la sesión pública de la subasta ocurra el 19/12/2019.

Entre las innovaciones propuestas en el Edicto de la Subasta n.° 02/2019, destacamos los siguientes puntos:

  • Cambio en el trámite para publicación del Edicto de la Subasta: Ahora, después del término de la Audiencia Pública,  ANEEL disponibilizará el Edicto para la apreciación del TCU con más de 120 (ciento veinte) días antes de la fecha de la sesión púbica de la subasta.
  • Reducción del plazo para la celebración del CCI: El plazo ha pasado de 12 (doce) a 06 (seis) meses, contados a partir de la firma del contrato de concesión.
  • CUST: Formalización previa del CUST con las distribuidoras hasta julio/2019.
  • Incumplimiento y garantías: Cambios en la forma de ejecución de las Garantías de Fiel Cumplimiento – GFC y aplicación de penalidades debido al incumplimiento de los plazos firmados. ANEEL podrá accionar a GFC en caso de no pago de multa.
  • Nuevas cláusulas contractuales: Inclusión de cláusula de anticipación contractual, evidenciando que la anticipación de entrada en operación comercial se trata de riesgo del negocio; e inclusión de cláusula en los contratos de concesión para evidenciar que la amortización / depreciación de las inversiones, previstas inicialmente para el emprendimiento, ocurrirán dentro del plazo de la concesión.

Se puede acceder a más información a través del sitio oficial de ANEEL.

 

Subasta de Transmisión ANEEL n.° 04/2018:

El 20 de diciembre de 2018, la ANEEL promovió la Subasta de Transmisión n.° 04/2018, con el objetivo de negociar 16 lotes con emprendimientos ubicados en los Estados del Amazonas, Amapá, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais, Pará, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo y Tocantins.

La referida Subasta arremató 7.152 km de Líneas de Transmisión y Subestaciones que añaden 14.819 MVA en capacidad de subestaciones al sistema. El RAP máximo fue de R$ 2,139 mil millones (teniendo en cuenta el 67,77% de capital propio y 32,23% de capital de terceros) y el plazo para puesta en operación comercial de los emprendimientos variable de 48 a 60 meses.

Algunos emprendimientos integrantes de los lotes 10, 11, 12 y 13 fueron objeto de nueva licitación de instalaciones otorgadas a las Líneas de LaranjalTransmissora de Energia S.A. y de EletrosulCentraisElétricas S.A., cuyas concesiones fueron extintas por caducidad (de acuerdo con Despachos ANEEL n.° 2.194/2018 y n.° 2.421/2018 y Decreto MME n.° 466/2018). Para estos lotes, el plazo para puesta en operación comercial se redujo de 60 a 48 meses, una vez que tales emprendimientos ya cuentan con etapas de cronogramas de implantación avanzadas (proyecto, licencias ambientales, etc.).

Además de la novedad de nueva licitación de emprendimientos caducados, la Subasta de Transmisión n.° 04/2018 también innovó en algunos aspectos:

  • Anticipación de la fecha de puesta en operación comercial: la transmisora pasó a detener la prerrogativa de anticipación de la fecha de puesta en operación comercial, sin la necesidad de solicitud a la ANEEL, en los casos de que la nueva fecha sea igual o posterior a la fecha de necesidad sistémica. Para los supuestos en que la nueva fecha sea anterior a la fecha de necesidad, se mantuvo la obligatoriedad de solicitud de la Agencia para ello. Si se trata de instalaciones que dependan de otras transmisoras, la nueva fecha de puesta en operación comercial debe compatibilizarse con la puesta en operación de las instalaciones de la transmisora accedente y deberá formalizarse por medio de contrato de CCI.
  • Participación en la Subasta: La participación en la Subasta n.° 04/2018 pasó a ser permitida mediante participación directa de la SPE existente (constituida previamente), y la comprobación de su patrimonio neto podrá realizarse por medio de sus accionistas directas. Se mantuvo la posibilidad de constitución de una nueva SPE para gestionar la concesión.
  • Costos de la Subasta: Los ganadores de los lotes de la Subasta n.° 04/2018 pasaron a tener la obligatoriedad de pago de un montante único para la Bolsa de Valores (actual B3 S.A.), referente a las tasas de realización del certamen y a los costos de gestión de las Garantías de Fiel Cumplimiento.
  • Marco en el Régimen Especial de Incentivo para el Desarrollo de la Infraestructura – REIDI y como Proyecto Prioritario: La Subasta n.° 04/2018 pasó a permitir la presentación de los formularios de solicitud de marco en el REIDI y como proyecto prioritario concomitantemente con la entrega de la documentación para la firma del contrato de concesión.
  • Declaración Económico-Financiera: La Subasta n.° 04/2018 pasó a considerar la capacidad económica real de los emprendimientos. Para eso, el licitante ganador debería descontar los importes pagados en los lotes ganados en la subasta anterior (Subasta n.° 02/2018) cuando se presente la certificación económico-financiera. Esta nueva regla limitó la participación de empresas en el certamen, pues el volumen de recursos comprometidos en la subasta n.° 02/2018, por los ganadores de los lotes ofrecidos, debería constar en los cálculos del Patrimonio Neto del certamen 04/2018.

TAESA remató el Lote 12 de la Subasta de Transmisión n.° 04/2018, ofreciendo un RAP de R$ 58,956 millones para construir y operar la concesión (un descuento del 38,8%). El referido lote, proveniente del proceso de caducidad referente al emprendimiento arrematado por Eletrobras en 2014, está compuesto por cuatro líneas de transmisión, además de otros tramos menores, sumando 587 kilómetros de extensión, y dos subestaciones, que serán construidas en el estado de Rio Grande do Sul. El proyecto está vinculado a la integración del potencial eólico del estado de Rio Grande do Sul, sobre todo en la región de Coxinha de Santana y se ejecutará en el plazo de 48 meses.

 

Subasta de Transmisión ANEEL n.° 02/2018:

La ANEEL promovió, el 28 de junio de 2018, la Subasta de Transmisión n.° 02/2018 referente a 20 lotes de emprendimientos contemplados en 2.560 km de líneas de transmisión y subestaciones con capacidad de transformación de 12.230 MVA.

El certamen tuvo como objetivo la construcción, operación y el mantenimiento de 44 emprendimientos, a saber: 21 líneas de transmisión y 23 subestaciones, ubicadas en 16 estados (Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Piauí, Río de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe y Tocantins).

De acordo con a las descripciones contempladas en el Edicto y en el Contrato de Concesión, el plazo de puesta en operación comercial de los emprendimientos estimado era de 36 a 63 meses, teniendo en cuenta concesiones de 30 años, y contado a partir de la celebración de los contratos de concesión.

El importe global del RAP máxima considerada para pago de las transmisoras fue aproximadamente R$ 1,0 mil millones de reales.  Las nuevas instalaciones del SIN alcanzaron inversiones del orden de R$ 6,0 mil millones, con expectativas de generación de 13,6 mil empleos directos.

El Consorcio Columbia, compuesto por TAESA y por la Compañía de Transmisión de Energía Eléctrica Paulista (ISA Cteep), fue el ganador del Lote 1 de la Subasta, ubicado en Santa Catarina, relacionado con la operación de la Línea de Transmisión LT 230 kVBiguaçu – Ratones – C1 y C2, con 28,6 Km cada (tramos aéreos, subacuáticos y subterráneos), así como la Subestación SE 230/138 kV Ratones – 2 x 150 MVA. La propuesta ganadora fue rematada en R$ 38.231.291,00 de RAP.

Sin embargo, antes de la realización de la subasta, TAESA ejerció su derecho de retirada del Consorcio Columbia para la operación del Lote 1, y la ISA Cteep asumió integralmente la concesión.

Audiencia Pública n.° 031/2018 y el Banco de Precios de Referencia ANEEL:

La Audiencia Pública n.° 031/2018 (“AP 031/2018”), que recaudó contribuciones del sector entre el período de 28/06/2018 a 28/08/2018, tuvo como objetivo definir la metodología para la actualización del Banco de Precios de Referencia ANEEL, que se utilizará en los procesos de autorización, licitación y revisión de los ingresos anuales (RAP) de las concesionarias de transmisión de energía eléctrica.

Entre las contribuciones sugeridas por las transmisoras con respecto al perfeccionamiento de la metodología aplicada para la actualización del Banco de Precios de Referencia, destacan: (i) la necesidad de establecer un nuevo Banco de Precios con la debida flexibilidad para incorporar nuevos estándares y tecnologías de instalaciones, asociada a la composición analítica de los servicios, plazo y localización de los emprendimientos; (ii) permitir la identificación de costos fijos de los proyectos de transmisión; (iii) Desarrollo de un modelo estandarizado y reglamentado por la ANEEL, mediante la creación de una plataforma automatizada, para concentrar datos de los proyectos energizados y agrupados y componer la Base de Datos que deberá utilizarse para actualizar el Banco de Precios; (iv) promoción de ajustes en el Banco de Precios en virtud de cambios bruscos en el mercado para incorporar aspectos mercadológicos y económicos no contemplados en los estándares normales de las obras; (v) establecimiento de criterios objetivos en cuanto a la retroactividad del Banco de Precios antiguo para cálculo del RAP, para permitir una retroactividad en la fecha de acto autorizante.

El Banco de Precios fue aprobado el 19/02/2019, a través de la publicación de la Resolución Homologatoria ANEEL n.° 2.514 / 2019, y generó la actualización de cerca de 300 ítems de servicios, los cuales serán considerados en el proceso de revisión tarifaria de las RAPs de las concesionarias. En el entendimiento de la ANEEL, aunque la revisión del Banco haya provocado un aumento del costo de determinados servicios para las transmisoras, proporcionó una reducción media del 35,3% para Módulos de Maniobra y del 21,7% para Módulos de Equipamiento, y ha sido comprendido por la Agencia como una medida de asegurar mayor estabilidad y seguridad regulatoria al sector de transmisión.

 

Consulta Pública n.° 015/2018 y Audiencia Pública n.° 09/2019 con el fin de Actualización de la Tasa Regulatoria de Remuneración del Capital (WACC):

La Consulta Pública n.° 015/2018 (“CP 015/2018”), que recaudó contribuciones del sector entre el período de 17/08/2017 a 30/09/2018, tuvo como objetivo proponer nueva metodología y actualización de la Tasa Regulatoria de Ingreso de Capital ante los segmentos de transmisión, distribución y generación de energía. Según la Superintendencia de Regulación Económica y estudios del Mercado-SRM, tal tasa se interpreta como el retorno mínimo exigido por inversionistas para la aplicación de recursos en proyectos.

El método utilizado para el cálculo de la tasa regulatoria era el WACC/CAPM (en inglés, Weighted Average Capital Cost, WACC, y Capital Asset Pricing Model, CAPM), objeto de críticas por algunos agentes, que entienden que la metodología no estima el real costo de capital de inversionistas.

Ante tal contexto, la ANEEL presentó al sector, durante el plazo de la CP 015/2018, y posteriormente con la AP 09/2019, tres posibles alternativas regulatorias: (i) mantener los métodos WACC/CAPM vigentes; (ii) mantener el WACC/CAPM vigentes, pero con cambios sustanciales en la forma de estimar los parámetros; y (iii) dejar de utilizar el WACC/CAPM.

Entre los puntos tratados en la AP 09/2019, se cita el establecimiento de un porcentaje de WACC del 7,11% aplicable a las concesionarias de transmisión con revisión tarifaria prevista para 2019 (RBS-prorrogadas y refuerzos / mejoras-adjudicadas). En el caso de las concesionarias que ya pasaron por revisión en 2018 (como es el caso de Brasnorte, concesión de TAESA), la propuesta es del 7,32% de WACC, con aplicación retroactiva a la fecha de revisión de las concesionarias con activos RBSE existentes en mayo de 2000 y a las fechas de autorizaciones de refuerzos y mejoras. Hasta que se apruebe el nuevo porcentaje de WACC, ANEEL considera el porcentaje vigente de WACC del 6,64% .

Considerando que TAESA sólo tiene concesiones licitadas, la propuesta de la AP 09/2019 camina para establecer un porcentaje fijo de WACC para los refuerzos / mejoras aprobados después de 2018/2019 (7,11%/7,32%), con actualización anual de la tasa de remuneración para aplicación en la próxima revisión tarifaria (2023/2024) , cuando se considerarán las nuevas inversiones existentes para la composición del nuevo valor del WACC.

De acuerdo con ANEEL, (1) el valor fijo contribuye a la estabilidad y la previsibilidad reguladora, (2) la actualización anual permitirá que la situación histórica se incorpore poco a poco a través de la evolución de los parámetros, además de amenizar la acumulación de expectativas en función del desplazamiento de ventanas utilizadas, y (3) la actualización será siempre motivada mediante análisis previo de la Agencia de adecuación de los parámetros regulatorios, permaneciendo la remuneración coherente con la realidad del mercado.

Por lo demás, en el caso de WACC de subastas, dichos porcentajes se calculan en cada subasta, tomando como base el capital propio y de tercero, y se definen provisionalmente según las normas de las Ediciones.

 

Audiencia Pública n.° 44/2018 y la Agenda Regulatoria de la ANEEL para el bienio 2019-2020:

Entre el período de 19/09/2018 a 05/11/2018, la ANEEL recaudó contribuciones del segmento de transmisión de temas que deberán componer la Agenda Regulatoria de los años de 2019 y 2020.

TAESA corroboró para el perfeccionamiento de la Audiencia Pública n° 044/2018 (“AP 044/2018”) proponiendo la inclusión de temas considerados de gran relevancia para el segmento de transmisión, entre los cuales: (i) la reanudación del perfeccionamiento de la Resolución Normativa ANEEL n.° 063/2004, por medio de la Audiencia Pública n.° 077/2011, que reglamenta la imposición de penalidades a los concesionarios por la mala prestación del servicio público de transmisión; (ii) la revisión de la Resolución Normativa ANEEL n.° 669/2015, que reglamenta los requisitos mínimos de mantenimiento y monitoreo de las instalaciones de transmisión de la Red Básica; y (iii) la adecuación de los procedimientos realizados por ANEEL y por el Ministerio de Minas y Energía (MME) en cuanto a la certificación de emprendimientos en el REIDI para asegurar la celeridad en la emisión de el decreto por el MME.

El 29/01/2019, la ANEEL aprobó, durante la 2.ª Reunión Pública Ordinaria de la Dirección de 2019, algunos temas que deberán componer la Agenda Regulatoria del sector eléctrico en el bienio de 2019-2020.

Para el segmento de la transmisión se aprobaron temas considerados relevantes, como: (i) la definición de la reglamentación para los equipos de transmisión con vida útil agotada, que se espera implementar en el 4.° trimestre de 2019; (ii) el establecimiento de una norma específica para la geoespacialización en la transmisión, esperada también para el 4.° trimestre de 2019; (iii) además de los temas vinculados a la regulación de los estudios de mercado, como el Banco de Precios de Referencia, esperado para ser reglamentado en el 3.er trimestre de 2019, así como la definición del WACC para los segmentos de generación, distribución y transmisión, cuya reglamentación también está prevista para el 3.° trimestre de 2019.

Con eso se espera que la ANEEL reglamente hasta 2020 aproximadamente 36 temas considerados de amplia relevancia para el sector eléctrico.

Leyes:

Ley n.° 8.987 de 13/02/1995 publicada el 14/02/1995 – Dispone sobre el régimen de concesión y permiso de la prestación de servicios públicos previsto en el art. 175 de la Constitución Federal y da otras providencias.

Ley n.° 9.074 de 07/07/1995 publicado en 08/07/1995 – Establece normas para la otorga y prorrogaciones de las concesiones y permisos de servicios públicos y da otras providencias.

Ley n.° 9427 de 26/12/1996 publicado en 27/12/1996 – Instituye la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), disciplina el régimen de las concesiones de Servicios Públicos de Energía Eléctrica, y da otras providencias.

 

Resoluciones Normativas:

Resolución Normativa ANEEL n.° 841/2018 – Establece criterios para la puesta en operación de Funciones de Transmisión bajo la responsabilidad de Transmisoras que serán integradas al Sistema Interconectado Nacional.

Resolución Normativa ANEEL n.° 766/2017 – Disciplina el ofrecimiento de garantías por concesionarias, permisionarias y autorizadas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Resolución Normativa ANEEL n.° 729/2016 – Establece las disposiciones relativas a la calidad del servicio público de transmisión de energía eléctrica, asociada a la disponibilidad y a la capacidad operativa de las instalaciones bajo la responsabilidad de la concesionaria de transmisión integrante de la red básica y de las instalaciones de transmisión de energía eléctrica destinadas a interconexiones internacionales que se conectan a la red básica.

Resolución Normativa ANEEL n.° 699/2016 – Disciplina los actos y negocios jurídicos entre concesionarias, permisionarias, autorizadas de energía eléctrica y sus partes relacionadas.

Resolución Normativa ANEEL n.° 669/2015 – Establece los requisitos mínimos de mantenimiento de las instalaciones de transmisión de Red Básica.

Resolución Normativa ANEEL n.° 484/2012 – Establece los procedimientos que serán adoptados por las concesionarias, permisionarias y autorizadas de servicios e instalaciones de energía eléctrica para la obtención de aprobación para la transferencia de control societario.

Resolución Normativa ANEEL n.° 435/2011 – Define la estructura de los Procedimientos de Regulación Tarifaria (PRORET), que consolida la reglamentación acerca de los procesos tarifarios.

Resolución Normativa ANEEL n.° 443/2011 (con modificaciones de la Resolución Normativa ANEEL n.° 643/2014) – Establece la distinción entre mejoras y refuerzos en instalaciones de transmisión bajo la responsabilidad de concesionaria de transmisión.

Resolución Normativa ANEEL n.° 149/2005 – Establece los procedimientos para la solicitación de aprobación, por los agentes prestadores de servicio de energía eléctrica, para modificación de actos constitutivos, e indica los casos previamente autorizados.