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 exista un asunto pendiente propio para la integración, el Operador Nacional emite y remite a ANEEL el respectivo Término de Liberación Definitivo (TLD) o, cuando existan asuntos pendientes de terceros o impedimentos de carácter sistémico, el Término de Liberación de Ingresos (TLR, por sus siglas en inglés), y asegura la recepción total de la RAP correspondiente a la instalación de transmisión puesta a disposición del SIN.

Para los casos en que se identifiquen asuntos pendientes no impeditivos, luego de la emisión del TLT, el ONS procederá con la emisión del Término de Liberación para la Operación con Asuntos Pendientes (TLP, por sus siglas en portugués).

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 cada 5 (cinco) años (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.

En el 6 de abril de 2022, el Ministerio de Minas y Energía (MME) lanzó el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2031, aprobado mediante Ordenanza Normativa n. 40/GM/MME. El documento, elaborado por el MME con el apoyo de la Empresa de Investigación Energética (EPE), señala las perspectivas de expansión del sector energético en el horizonte de diez años (2022 – 2031), dentro de una visión integrada para los diversos segmentos energéticos.

El PDE 2031 estima la necesidad de inversiones del orden de R$ 3,2 billones hasta 2031, siendo esperada que la economía brasileña presente una dinámica de recuperación y mantenimiento de un alto nivel de renovables en las matrices energética y eléctrica en los próximos años. Los estudios del plan sustentan las decisiones de política energética y brindan al mercado información que permite analizar el desarrollo del sistema eléctrico y las condiciones de adecuación del suministro ante los diferentes escenarios futuros posibles.

Para la expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), el PDE estima el valor de R$ 100,7 mil millones en inversiones en transmisión hasta 2031, siendo alrededor del 50% de ese valor para nuevas subastas.

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

Ministerio de Minas y Energía – MME

Operador Nacional del Sistema Eléctrico – ONS

Empresa de Investigación Energética – EPE

Plan Decenal de Expansión de Energía 2030 – PDE 2030

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 903/2020 – Aprueba la reestructuración y revisión de los Procedimientos de Red y establece procedimientos y criterios para cambios.

Resolución Normativa ANEEL 905/2020 – Aprueba las Normas para los Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en el Sistema Eléctrico Nacional, formadas principalmente a partir de la Consolidación del Reglamento de los Servicios de Transmisión.

Resolución Normativa ANEEL 948/2021 – Aprueba la Regulación Económica-Financiera, reglamento de operaciones, aplicable a las empresas delegadas de distribución, transmisión y generación de energía eléctrica.

Resolución Normativa ANEEL 1003/2022 – Aprueba la estructura y los Submódulos de los Procedimientos de Regulación Tarifaria – (PRORET) y consolida la regulación de los procesos tarifarios, aplicable a las concesionarias y permisionarias de los servicios públicos de distribución, transmisión y generación de energía eléctrica.