{"id":2474,"date":"2020-07-17T17:00:11","date_gmt":"2020-07-17T20:00:11","guid":{"rendered":"http:\/\/ri.taesa.com.br\/?page_id=2474"},"modified":"2024-09-06T10:48:35","modified_gmt":"2024-09-06T13:48:35","slug":"ambiente-regulatorio","status":"publish","type":"page","link":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/taesa\/ambiente-regulatorio\/","title":{"rendered":"Entorno Regulatorio"},"content":{"rendered":"<div class=\"wpb-content-wrapper\"><p>[vc_row css=\u00bb.vc_custom_1548879881492{margin-bottom: 20px !important;}\u00bb el_id=\u00bbnomobile\u00bb][vc_column offset=\u00bbvc_hidden-sm vc_hidden-xs\u00bb]\n\t\t\t<!-- START ambregulatorio REVOLUTION SLIDER 6.6.15 --><p class=\"rs-p-wp-fix\"><\/p>\n\t\t\t<rs-module-wrap id=\"rev_slider_38_1_wrapper\" data-source=\"gallery\" style=\"visibility:hidden;background:transparent;padding:0;margin:0px auto;margin-top:0;margin-bottom:0;\">\n\t\t\t\t<rs-module id=\"rev_slider_38_1\" style=\"\" data-version=\"6.6.15\">\n\t\t\t\t\t<rs-slides style=\"overflow: hidden; position: absolute;\">\n\t\t\t\t\t\t<rs-slide style=\"position: absolute;\" data-key=\"rs-38\" data-title=\"Slide\" data-anim=\"adpr:false;\">\n\t\t\t\t\t\t\t<img decoding=\"async\" src=\"\/\/ri.taesa.com.br\/wp-content\/plugins\/revslider\/public\/assets\/assets\/dummy.png\" alt=\"\" title=\"Entorno Regulatorio\" class=\"rev-slidebg tp-rs-img rs-lazyload\" data-lazyload=\"\/\/ri.taesa.com.br\/wp-content\/uploads\/2018\/11\/banners-amb-regulatorio.jpg\" data-no-retina>\n<!---->\t\t\t\t\t\t<\/rs-slide>\n\t\t\t\t\t<\/rs-slides>\n\t\t\t\t<\/rs-module>\n\t\t\t\t<script>\n\t\t\t\t\tsetREVStartSize({c: 'rev_slider_38_1',rl:[1240,1024,778,480],el:[],gw:[1366],gh:[300],type:'standard',justify:'',layout:'fullwidth',mh:\"0\"});if (window.RS_MODULES!==undefined && window.RS_MODULES.modules!==undefined && window.RS_MODULES.modules[\"revslider381\"]!==undefined) {window.RS_MODULES.modules[\"revslider381\"].once = false;window.revapi38 = undefined;if (window.RS_MODULES.checkMinimal!==undefined) window.RS_MODULES.checkMinimal()}\n\t\t\t\t<\/script>\n\t\t\t<\/rs-module-wrap>\n\t\t\t<!-- END REVOLUTION SLIDER -->\n[\/vc_column][\/vc_row][vc_row][vc_column][vc_tta_accordion style=\u00bbflat\u00bb spacing=\u00bb5&#8243; gap=\u00bb5&#8243; active_section=\u00bb0&#8243; collapsible_all=\u00bbtrue\u00bb][vc_tta_section title=\u00bbNociones Generales\u00bb tab_id=\u00bb1550584989203-a7a32c30-be08&#8243;][vc_column_text]El servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) comprende las instalaciones de la Red B\u00e1sica (RB) y de la Red B\u00e1sica de Frontera (RBF). Mientras la RB est\u00e1 compuesta por las instalaciones con nivel de tensi\u00f3n igual o superior a 230 kV, operadas por las transmisoras, la RBF est\u00e1 compuesta por unidades transformadoras de potencia, que interconectan la RB a las Dem\u00e1s Instalaciones de Transmisi\u00f3n (DIT), que tienen tensi\u00f3n inferior a 230 kV y son habitualmente operadas por las distribuidoras.<\/p>\n<p>La Agencia Nacional de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (ANEEL), agencia reguladora del sector el\u00e9ctrico brasile\u00f1o, es responsable, por medio de delegaci\u00f3n del poder p\u00fablico, de la realizaci\u00f3n de licitaciones para la contrataci\u00f3n de servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica por medio de subasta, de la emisi\u00f3n de autorizaciones para la implementaci\u00f3n de refuerzos y mejoras, as\u00ed como de firmar los respectivos contratos de concesi\u00f3n.<\/p>\n<p>El proceso de licitaci\u00f3n se inicia con la publicaci\u00f3n de los edictos por la ANEEL para la concesi\u00f3n de instalaciones de transmisi\u00f3n de la Red B\u00e1sica del SIN. Los edictos posibilitan que personas jur\u00eddicas, nacionales o extranjeras, as\u00ed como fondos de inversiones en participaci\u00f3n, aisladamente o en consorcio, participen en la disputa. Considerando la sistem\u00e1tica adoptada, el juicio de certificaci\u00f3n se hace despu\u00e9s de realizadas las subastas y la difusi\u00f3n de las propuestas ganadoras. Por lo tanto, en la etapa de certificaci\u00f3n, se analizan la regularidad jur\u00eddica, fiscal, t\u00e9cnica y econ\u00f3mico-financiera de los proponentes vencedores, de acuerdo con las exigencias descritas en el edicto.<\/p>\n<p>Los proponentes vencedores que no sean titulares de concesi\u00f3n de transmisi\u00f3n deben constituir una Sociedad de Prop\u00f3sito Espec\u00edfico (SPE) para explotar su concesi\u00f3n. La etapa final del proceso de otorga de una instalaci\u00f3n de transmisi\u00f3n licitada se da con la firma del contrato de concesi\u00f3n.<\/p>\n<p>De esta forma, el contrato de concesi\u00f3n, celebrado por intermedio de la ANEEL, garantiza que el concesionario de transmisi\u00f3n ganador de la subasta explote las instalaciones de transmisi\u00f3n por el plazo de 30 a\u00f1os. En este instrumento contractual se establece el plazo para que las instalaciones entren en operaci\u00f3n comercial, y dicho plazo puede variar entre 18 y 60 meses, dependiendo del tama\u00f1o de cada emprendimiento. El cronograma del emprendimiento licitado tambi\u00e9n constituye parte integrante de dicho instrumento, en el que se presentan los marcos de las obras y del proyecto, los proyectos, b\u00e1sico y ejecutivo, la fecha de firma de los contratos, la licencia ambiental, la adquisici\u00f3n de equipos, servicios y obras civiles, as\u00ed como las etapas de montaje de equipos, prueba de funcionamiento y la puesta en marcha de las instalaciones, hasta la entrada en operaci\u00f3n comercial del emprendimiento.<\/p>\n<p>Tras la firma del contrato de concesi\u00f3n, la ANEEL se hace responsable de la gesti\u00f3n contractual, desempe\u00f1ando actividades de an\u00e1lisis y de aprobaci\u00f3n de proyectos b\u00e1sicos, de marco en el R\u00e9gimen Especial de Incentivos para el Desarrollo de la Infraestructura (REIDI), de proyectos prioritarios, as\u00ed como de expedici\u00f3n de Declaraciones de Utilidad P\u00fablica (DUP) y de la inspecci\u00f3n de los emprendimientos durante todo el per\u00edodo de ejecuci\u00f3n del contrato.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbCategor\u00edas de Concesiones del Sector de Transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bb1550585004012-bd5fbc7e-188b\u00bb][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]<span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Categor\u00eda 1 &#8211; Concesiones prorrogadas<\/strong><\/span><\/p>\n<ul>\n<li>Activos concedidos antes de 1999<\/li>\n<li>Concesiones renovadas por 30 a\u00f1os m\u00e1s en 2012, en conformidad con la Medida Provisional n.\u00b0 579 (MP 579), convertida posteriormente en la Ley n.\u00b0 12.783\/2013<\/li>\n<li>A partir de 2013, el Ingreso Anual Permitido (RAP) se corrige anualmente por el \u00edndice del IPCA (\u00cdndice Nacional de Precios al Consumidor Amplio)<\/li>\n<li>Revisi\u00f3n tarifaria con periodicidad de 5 a\u00f1os<\/li>\n<\/ul>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Categor\u00eda 2 &#8211; Concesiones licitadas con base blindada<\/strong><\/span><\/p>\n<ul>\n<li>Activos subastados entre 1999 y noviembre de 2006<\/li>\n<li>Ingreso Anual Permitido (RAP) corregido anualmente por el \u00edndice del IGP-M (\u00cdndice General de Precios del Mercado)<\/li>\n<li>Ingreso Anual permitido (RAP) reducido por la mitad a partir del 16.\u00b0 a\u00f1o de operaci\u00f3n<\/li>\n<li>No hay revisi\u00f3n tarifaria de la base de ofertas<\/li>\n<li>Concesiones con plazos de 30 a\u00f1os<\/li>\n<\/ul>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Categor\u00eda 3 &#8211; Concesiones licitadas<\/strong><\/span><\/p>\n<ul>\n<li>Activos subastados a partir de noviembre de 2006<\/li>\n<li>Ingreso Anual Permitido (RAP) corregido anualmente por el \u00edndice del IPCA<\/li>\n<li>Revisi\u00f3n tarifaria en el 5\u00b0, 10\u00b0 y 15\u00b0 a\u00f1os del contrato de concesi\u00f3n<\/li>\n<li>Concesiones con plazos de 30 a\u00f1os<\/li>\n<\/ul>\n<p>[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbContratos de Prestaci\u00f3n de Servicio, Uso y de Conexi\u00f3n al Sistema de Transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bb1550585005717-1863c438-680b\u00bb][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]Una vez celebrado el contrato de concesi\u00f3n, debe observarse la necesidad de celebrar los dem\u00e1s contratos que regir\u00e1n la concesi\u00f3n.<\/p>\n<p>En este sentido, el Contrato de Prestaci\u00f3n del Servicio de Transmisi\u00f3n (CPST), por ejemplo, debe ser celebrado entre el Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico (ONS) y el concesionario para establecer los t\u00e9rminos y las condiciones t\u00e9cnicas y comerciales de la prestaci\u00f3n de los servicios de transmisi\u00f3n. En este sistema, el concesionario asume la responsabilidad por la operaci\u00f3n y mantenimiento de las instalaciones y recibe los Ingresos Anuales Permitidos (RAP) por la disponibilidad de las instalaciones, siendo descontada por las eventuales interrupciones observadas. En este instrumento contractual, el agente de transmisi\u00f3n autoriza al ONS a realizar todos los actos necesarios para representarlo ante los usuarios de la red de transmisi\u00f3n en los Contratos de Uso del Sistema de Transmisi\u00f3n (CUST).<\/p>\n<p>El CPST firmado es un requisito para la emisi\u00f3n del T\u00e9rmino de Liberaci\u00f3n de Prueba (TLT), necesario para la entrada en operaci\u00f3n de las Funciones de Transmisi\u00f3n (FT).<\/p>\n<p>A su vez, el contrato de CUST establece los t\u00e9rminos y las condiciones que regular\u00e1n el uso de la Red B\u00e1sica por los usuarios del sistema de transmisi\u00f3n, previendo, entre otros puntos, (i) la prestaci\u00f3n del servicio de transmisi\u00f3n por el concesionario al usuario, mediante coordinaci\u00f3n, control y supervisi\u00f3n del ONS; (ii) la prestaci\u00f3n por el ONS de los servicios de coordinaci\u00f3n y control de la operaci\u00f3n del SIN, y la administraci\u00f3n de los servicios de transmisi\u00f3n prestados por el concesionario; y (iii) la administraci\u00f3n por el ONS del cobro y liquidaci\u00f3n de los cargos por uso de la transmisi\u00f3n y la ejecuci\u00f3n del sistema de garant\u00edas, actuando en nombre del concesionario de transmisi\u00f3n.<\/p>\n<p>Adem\u00e1s, los usuarios del sistema de transmisi\u00f3n que celebran el CUST tambi\u00e9n celebran el Contrato de Conexi\u00f3n de Instalaciones de Transmisi\u00f3n (CCT) con los agentes de transmisi\u00f3n responsables de las instalaciones a las que se va a acceder, con la intervenci\u00f3n del ONS. oOCCT, establece las condiciones y responsabilidades t\u00e9cnicas y comerciales que regular\u00e1n la conexi\u00f3n del usuario al sistema y garantiza al accedente las condiciones necesarias para su conexi\u00f3n a la red, siendo celebrado antes del inicio de las obras. Cabe se\u00f1alar que la firma de los contratos de CUST y CCT queda condicionada a la emisi\u00f3n del Dictamen de Acceso por el ONS.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbFase de Implantaci\u00f3n de las Instalaciones de Transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bb1550585006657-e73c8889-ad44&#8243;][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]Con relaci\u00f3n a la fase de implementaci\u00f3n de las instalaciones de transmisi\u00f3n, deben ser emitidas las licencias ambientales, previa (LP) y de instalaci\u00f3n (LI), de modo a certificar la viabilidad del emprendimiento y autorizar el montaje de las instalaciones.<\/p>\n<p>Una vez terminadas la Implementaci\u00f3n de las obras y el montaje de los equipos, el emprendedor inicia las pruebas para su puesta en servicio y, una vez ya disponiendo de la licencia ambiental de operaci\u00f3n (LO), solicita al Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico (ONS) la expedici\u00f3n del T\u00e9rmino de Liberaci\u00f3n de Prueba (TLT) de la instalaci\u00f3n. Una vez concluido el montaje y las pruebas, el concesionario se vuelve apto para solicitar la integraci\u00f3n de la nueva instalaci\u00f3n al Sistema Interconectado Nacional (SIN).<\/p>\n<p>En ese contexto, una vez que no existan impedimentos pendientes a la integraci\u00f3n, el ONS emite y encamina a ANEEL el respectivo T\u00e9rmino de Liberaci\u00f3n Definitivo (TLD) o, cuando haya Pendencias Impeditivas de Terceros o de Car\u00e1cter Sist\u00e9mico, el T\u00e9rmino de Liberaci\u00f3n de Ingresos (TLR), garantizando la recepci\u00f3n integral del RAP correspondiente a la instalaci\u00f3n de transmisi\u00f3n puesta a disposici\u00f3n al SIN.<\/p>\n<p>Para los casos en que sean identificadas pendencias no impeditivas propias, despu\u00e9s de la emisi\u00f3n del TLT, el ONS proseguir\u00e1 con la emisi\u00f3n del T\u00e9rmino de Liberaci\u00f3n con Pendencias (TLP).<\/p>\n<p>Por \u00faltimo, el ONS puede anular el TLT, TLP, TLR o TLD, cuando constate el incumplimiento del contrato de concesi\u00f3n, autorizaci\u00f3n o a los requisitos y plazos de los Procedimientos de Red.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbIngreso de las Transmisoras\u00bb tab_id=\u00bb1550585007518-22db08be-e1cf\u00bb][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]Desde el punto de vista de la regulaci\u00f3n econ\u00f3mica, el segmento de transmisi\u00f3n se caracteriza por el r\u00e9gimen de ingresos m\u00e1ximos (ingresos anuales predefinidos).<\/p>\n<p>Los Ingresos Anuales Permitidos (RAP) es la remuneraci\u00f3n debida a las transmisoras por la prestaci\u00f3n del servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n de energ\u00eda a los usuarios, a partir de la entrada en operaci\u00f3n comercial de las instalaciones de transmisi\u00f3n. En este caso, los usuarios son todos aquellos que firman los contratos de uso, a t\u00edtulo de ejemplo: generadoras, distribuidoras, consumidores libres, entre otros. En el caso de las instalaciones licitadas, los ingresos se establecen en el momento de la oferta ganadora de la subasta, considerando el menor valor del RAP, pagado desde la entrada en operaci\u00f3n comercial de las instalaciones. El RAP se reajusta anualmente de acuerdo con el contrato de concesi\u00f3n. Para los activos subastados entre 1999 y noviembre de 2006, el RAP es corregido anualmente por el IGP-M y reducido en un 50 % (cincuenta por ciento) en el 16\u00ba A\u00f1o de operaci\u00f3n y no hay revisi\u00f3n arancelaria con respecto a la base de activos (Categor\u00eda 2). Para los activos subastados a partir de noviembre de 2006, el RAP es corregido anualmente por el IPCA y sujeta a revisiones tarifarias cada 5 (cinco) a\u00f1os (Categor\u00eda 3). Ambas categor\u00edas tienen treinta (30) a\u00f1os de plazo de concesi\u00f3n.<\/p>\n<p>Por otro lado, en el caso de las concesiones no licitadas (Categor\u00eda 1), que tuvieron sus contratos de concesi\u00f3n prorrogados por medio de la Medida Provisional n.\u00ba 579\/2012 (convertida en la Ley n.\u00ba 12.783\/2013), los ingresos se mantienen fijos, el RAP se calcula bas\u00e1ndose \u00fanicamente en los costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento, pudiendo ser revisada cada 5 (cinco) a\u00f1os, en los t\u00e9rminos de los contratos. Cabe destacar que TAESA actualmente no tiene contratos de Categor\u00eda 1.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbCostos Sectoriales, Tarifa de Uso de la Transmisi\u00f3n y Costo de Conexi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bb1550585008270-4830cada-9b12&#8243;][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]Son entendidos como Cargos Sectoriales los costos no manejables soportados por los concesionarios de transmisi\u00f3n, instituidos por Ley, cuyo traspaso a los consumidores es hecho mensualmente. Los cargos sectoriales que actualmente forman parte del c\u00e1lculo del RAP recibido por las transmisoras son: la Reserva Global de Reversi\u00f3n \u2013 RGR (dej\u00f3 de ser considerada en los contratos de concesi\u00f3n, post 2012); la Tasa de Fiscalizaci\u00f3n de Servicios de Energ\u00eda El\u00e9ctrica \u2013 TFSEE; la Cuenta de Desarrollo Energ\u00e9tico \u2013 CDE; el Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energ\u00eda El\u00e9ctrica \u2013 PROINFA; y la Investigaci\u00f3n de Desarrollo y Eficiencia Energ\u00e9tica \u2013 P&amp;D y PEE. Esos cargos integran la base de c\u00e1lculo de los tributos federales, que son, el PIS &#8211; Programa de Integraci\u00f3n Social, El Pasep \u2013 Programa de Formaci\u00f3n del Patrimonio del Servidor P\u00fablico y la COFINS \u2013 Contribuci\u00f3n Social para el Financiamiento de la Seguridad Social; y tambi\u00e9n integran la base de c\u00e1lculo del tributo estatal, el ICMS \u2013 Impuesto sobre la Circulaci\u00f3n de Mercanc\u00edas y Servicios.<\/p>\n<p>El uso del sistema de transmisi\u00f3n por parte de los consumidores conectados a los sistemas el\u00e9ctricos requiere el pago de una tarifa a las transmisoras, denominada Tarifa de Uso del Sistema de Transmisi\u00f3n (TUST). De acuerdo con la reglamentaci\u00f3n aplicable (Resoluci\u00f3n Normativa ANEEL n.\u00ba 1.024\/2022), la TUST debe ser reajustada anualmente en el mismo per\u00edodo de reajuste del RAP de los concesionarios de transmisi\u00f3n (con inicio en julio y t\u00e9rmino en junio del a\u00f1o posterior a la publicaci\u00f3n).<\/p>\n<p>El Cargo por Conexi\u00f3n al sistema de transmisi\u00f3n tambi\u00e9n se considera otro mecanismo de recepci\u00f3n de las transmisoras para conectarse a su sistema. As\u00ed, todos los usuarios conectados en Otras instalaciones de Conexi\u00f3n-DIT (distintas de la Red B\u00e1sica) de uso exclusivo para la prestaci\u00f3n del servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n, como los distribuidores, deben remunerar a las transmisoras por la prestaci\u00f3n del servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n. El cargo de conexi\u00f3n integra parte del RAP de las transmisoras y, de acuerdo reglamentaci\u00f3n espec\u00edfica (Subm\u00f3dulo 9.3 de los Procedimientos de Regulaci\u00f3n Tarifaria \u2013 PRORET), debe ser recogida por las transmisoras cuando del momento del reajuste o de la revisi\u00f3n los usuarios conectados.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbCrecimiento del Sistema Interconectado Nacional (SIN)\u00bb tab_id=\u00bb1550585009881-7bdf42a4-0d97&#8243;][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]El proceso de planificaci\u00f3n de la expansi\u00f3n de la transmisi\u00f3n, abarcado por el Plan Decenal de Expansi\u00f3n Energ\u00e9tica (PDE), es m\u00e1s un mecanismo de incentivo e incremento para el Sistema Interconectado Nacional (SIN); a medida que estimula la interacci\u00f3n entre los segmentos de generaci\u00f3n y transmisi\u00f3n, considerando los diversos grados y variables de incertidumbres y complejidad que a\u00fan se encuentran presentes en el proceso de planificaci\u00f3n. Esta propuesta de expansi\u00f3n tiene como objetivo no solamente al crecimiento del SIN, sino tambi\u00e9n a la planificaci\u00f3n de la expansi\u00f3n del segmento de transmisi\u00f3n en un marco temporal factible de diez a\u00f1os.<\/p>\n<p>La Empresa de Investigaci\u00f3n Energ\u00e9tica (EPE), vinculada al Ministerio de Minas y Energ\u00eda (MME), es responsable por la elaboraci\u00f3n de estudios y an\u00e1lisis que guiar\u00e1n las elecciones del Gobierno Federal, buscando promover una prestaci\u00f3n eficiente de servicios p\u00fablicos y el desarrollo efectivo de todo el sector energ\u00e9tico, para atender mejor al bienestar social, a los intereses colectivos y al desarrollo sostenible.<\/p>\n<p>A partir de las definiciones de las directrices de pol\u00edtica energ\u00e9tica, se desarrollan estudios e investigaciones que orientar\u00e1n efectivamente el desarrollo del sector energ\u00e9tico. Este conjunto de estudios e investigaciones, una vez sistematizado y continuado, constituye el ciclo de planificaci\u00f3n energ\u00e9tica integrada y produce instrumentos importantes para acciones y monitoreo, como planes decenales, planes de largo plazo, boletines y revisiones peri\u00f3dicas, an\u00e1lisis de coyunturas y estudios espec\u00edficos.<\/p>\n<p>El PDE es un documento informativo elaborado anualmente por la EPE bajo las directrices y el apoyo de la Secretar\u00eda de Planificaci\u00f3n y Desarrollo Energ\u00e9tico (SPE \/ MME) y la Secretar\u00eda de Petr\u00f3leo, Gas Natural y Biocombustibles (SPG \/ MME).<\/p>\n<p>Su objetivo principal es indicar las perspectivas de expansi\u00f3n del sector energ\u00e9tico en el horizonte de diez a\u00f1os, bajo una visi\u00f3n integrada de las diversas fuentes de energ\u00eda. Esta visi\u00f3n permite extraer elementos importantes para la planificaci\u00f3n del sector energ\u00e9tico, con beneficios en t\u00e9rminos de mayor confiabilidad, reducci\u00f3n de los costos de producci\u00f3n y menor impacto ambiental.<\/p>\n<p>El 6 de abril de 2022, el Ministerio de Minas y Energ\u00eda (MME) lanz\u00f3 el <a href=\"https:\/\/www.epe.gov.br\/sites-pt\/publicacoes-dados-abertos\/publicacoes\/Documents\/PDE%202031_RevisaoPosCP_rvFinal.pdf\"><strong>Plan Decenal de Expansi\u00f3n Energ\u00e9tica (PDE) 2031<\/strong><\/a>, aprobado por medio de la Ordenanza Normativa n.\u00ba 40\/GM\/MME. El documento, elaborado por el MME con el apoyo de la EPE, indica las perspectivas de la expansi\u00f3n del sector de energ\u00eda en el horizonte de diez a\u00f1os (2022 \u2013 2031), dentro de una visi\u00f3n integrada para los diversos segmentos energ\u00e9ticos.<\/p>\n<p>El PDE 2031 estima una necesidad de inversiones de R$ 3,2 billones hasta 2031, con la econom\u00eda brasile\u00f1a, debiendo presentar una din\u00e1mica de recuperaci\u00f3n y mantenimiento de elevado nivel de capacidad de renovaci\u00f3n en las matrices energ\u00e9tica y el\u00e9ctrica en los pr\u00f3ximos a\u00f1os. Los estudios del plan subsidian las decisiones de pol\u00edtica energ\u00e9tica y proporcionan al mercado informaci\u00f3n que permite el an\u00e1lisis del desarrollo del sistema el\u00e9ctrico y las condiciones de adecuaci\u00f3n del suministro bajo diferentes escenarios futuros posibles.<\/p>\n<p>Para la expansi\u00f3n del Sistema Interconectado Nacional (SIN), el PDE estima el valor de R$ 100,7 mil millones en inversiones en transmisi\u00f3n hasta 2031, siendo alrededor del 50 % de este importe para nuevas subastas.<\/p>\n<p>[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbSubastas de Transmisi\u00f3n \u2013 ANEEL\u00bb tab_id=\u00bb1550254258721-2f8e2e46-e7a1&#8243; el_class=\u00bbocultar\u00bb][vc_column_text]<strong><span style=\"color: #253e6a;\">Subasta de Transmisi\u00f3n ANEEL n.\u00b0 02\/2019:<\/span><\/strong><\/p>\n<p>ANEEL aprob\u00f3 la apertura de audiencia p\u00fablica (Audiencia P\u00fablica n.\u00b0 23\/2019) para el an\u00e1lisis y la contribuci\u00f3n al Edicto de la Subasta n.\u00b0 02\/2019, relativo a la contrataci\u00f3n de servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. El per\u00edodo de contribuci\u00f3n se inici\u00f3 el 30\/05\/2019 y cerrando el 01\/07\/2019.<\/p>\n<p>El certame ser\u00e1 dividido en 13 lotes (siendo los lotes 10 y 11 que procieden de concesiones caducadas de Chesf y Eletronorte, respectivamente) y tiene expectativa de inversi\u00f3n de R$ 4 mil millones. Se subastar\u00e1n 2.380 km de extensi\u00f3n de l\u00edneas de transmisi\u00f3n con 7.900 MVA de transformaci\u00f3n.<\/p>\n<p>La expectativa es que el Edicto sea publicado el 14\/11\/2019 y la sesi\u00f3n p\u00fablica de la subasta ocurra el 19\/12\/2019.<\/p>\n<p>Entre las innovaciones propuestas en el Edicto de la Subasta n.\u00b0 02\/2019, destacamos los siguientes puntos:<\/p>\n<ul>\n<li><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Cambio en el tr\u00e1mite para publicaci\u00f3n del Edicto de la Subasta: <\/strong><\/span>Ahora, despu\u00e9s del t\u00e9rmino de la Audiencia P\u00fablica, \u00a0ANEEL disponibilizar\u00e1 el Edicto para la apreciaci\u00f3n del TCU con m\u00e1s de 120 (ciento veinte) d\u00edas antes de la fecha de la sesi\u00f3n p\u00fabica de la subasta.<\/li>\n<li><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Reducci\u00f3n del plazo para la celebraci\u00f3n del CCI:<\/strong><\/span> El plazo ha pasado de 12 (doce) a 06 (seis) meses, contados a partir de la firma del contrato de concesi\u00f3n.<\/li>\n<li><strong><span style=\"color: #253e6a;\">CUST:<\/span><\/strong> Formalizaci\u00f3n previa del CUST con las distribuidoras hasta julio\/2019.<\/li>\n<li><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Incumplimiento y garant\u00edas:<\/strong><\/span> Cambios en la forma de ejecuci\u00f3n de las Garant\u00edas de Fiel Cumplimiento &#8211; GFC y aplicaci\u00f3n de penalidades debido al incumplimiento de los plazos firmados. ANEEL podr\u00e1 accionar a GFC en caso de no pago de multa.<\/li>\n<li><strong><span style=\"color: #253e6a;\">Nuevas cl\u00e1usulas contractuales: <\/span><\/strong>Inclusi\u00f3n de cl\u00e1usula de anticipaci\u00f3n contractual, evidenciando que la anticipaci\u00f3n de entrada en operaci\u00f3n comercial se trata de riesgo del negocio; e inclusi\u00f3n de cl\u00e1usula en los contratos de concesi\u00f3n para evidenciar que la amortizaci\u00f3n \/ depreciaci\u00f3n de las inversiones, previstas inicialmente para el emprendimiento, ocurrir\u00e1n dentro del plazo de la concesi\u00f3n.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Se puede acceder a m\u00e1s informaci\u00f3n a trav\u00e9s del <a href=\"http:\/\/www.aneel.gov.br\/\">sitio oficial de ANEEL<\/a>.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong><span style=\"color: #253e6a;\">Subasta de Transmisi\u00f3n ANEEL n.\u00b0 04\/2018:<\/span><\/strong><\/p>\n<p>El 20 de diciembre de 2018, la ANEEL promovi\u00f3 la Subasta de Transmisi\u00f3n n.\u00b0 04\/2018, con el objetivo de negociar 16 lotes con emprendimientos ubicados en los Estados del Amazonas, Amap\u00e1, Bahia, Esp\u00edrito Santo, Minas Gerais, Par\u00e1, Paran\u00e1, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Rond\u00f4nia, Santa Catarina, S\u00e3o Paulo y Tocantins.<\/p>\n<p>La referida Subasta arremat\u00f3 7.152 km de L\u00edneas de Transmisi\u00f3n y Subestaciones que a\u00f1aden 14.819 MVA en capacidad de subestaciones al sistema. El RAP m\u00e1ximo 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 operaci\u00f3n comercial de los emprendimientos variable de 48 a 60 meses.<\/p>\n<p>Algunos emprendimientos integrantes de los lotes 10, 11, 12 y 13 fueron objeto de nueva licitaci\u00f3n de instalaciones otorgadas a las L\u00edneas de LaranjalTransmissora de Energia S.A. y de EletrosulCentraisEl\u00e9tricas S.A., cuyas concesiones fueron extintas por caducidad (de acuerdo con Despachos ANEEL n.\u00b0 2.194\/2018 y n.\u00b0 2.421\/2018 y Decreto MME n.\u00b0 466\/2018). Para estos lotes, el plazo para puesta en operaci\u00f3n comercial se redujo de 60 a 48 meses, una vez que tales emprendimientos ya cuentan con etapas de cronogramas de implantaci\u00f3n avanzadas (proyecto, licencias ambientales, etc.).<\/p>\n<p>Adem\u00e1s de la novedad de nueva licitaci\u00f3n de emprendimientos caducados, la Subasta de Transmisi\u00f3n n.\u00b0 04\/2018 tambi\u00e9n innov\u00f3 en algunos aspectos:<\/p>\n<ul>\n<li><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Anticipaci\u00f3n de la fecha de puesta en operaci\u00f3n comercial:<\/strong><\/span> la transmisora pas\u00f3 a detener la prerrogativa de anticipaci\u00f3n de la fecha de puesta en operaci\u00f3n 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 sist\u00e9mica. 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 operaci\u00f3n comercial debe compatibilizarse con la puesta en operaci\u00f3n de las instalaciones de la transmisora accedente y deber\u00e1 formalizarse por medio de contrato de CCI.<\/li>\n<li><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Participaci\u00f3n en la Subasta:<\/strong><\/span> La participaci\u00f3n en la Subasta n.\u00b0 04\/2018 pas\u00f3 a ser permitida mediante participaci\u00f3n directa de la SPE existente (constituida previamente), y la comprobaci\u00f3n de su patrimonio neto podr\u00e1 realizarse por medio de sus accionistas directas. Se mantuvo la posibilidad de constituci\u00f3n de una nueva SPE para gestionar la concesi\u00f3n.<\/li>\n<li><strong><span style=\"color: #253e6a;\">Costos de la Subasta:<\/span><\/strong> Los ganadores de los lotes de la Subasta n.\u00b0 04\/2018 pasaron a tener la obligatoriedad de pago de un montante \u00fanico para la Bolsa de Valores (actual B3 S.A.), referente a las tasas de realizaci\u00f3n del certamen y a los costos de gesti\u00f3n de las Garant\u00edas de Fiel Cumplimiento.<\/li>\n<li><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Marco en el R\u00e9gimen Especial de Incentivo para el Desarrollo de la Infraestructura<\/strong><\/span> &#8211; REIDI y como Proyecto Prioritario: La Subasta n.\u00b0 04\/2018 pas\u00f3 a permitir la presentaci\u00f3n de los formularios de solicitud de marco en el REIDI y como proyecto prioritario concomitantemente con la entrega de la documentaci\u00f3n para la firma del contrato de concesi\u00f3n.<\/li>\n<li><strong><span style=\"color: #253e6a;\">Declaraci\u00f3n Econ\u00f3mico-Financiera:<\/span><\/strong> La Subasta n.\u00b0 04\/2018 pas\u00f3 a considerar la capacidad econ\u00f3mica real de los emprendimientos. Para eso, el licitante ganador deber\u00eda descontar los importes pagados en los lotes ganados en la subasta anterior (Subasta n.\u00b0 02\/2018) cuando se presente la certificaci\u00f3n econ\u00f3mico-financiera. Esta nueva regla limit\u00f3 la participaci\u00f3n de empresas en el certamen, pues el volumen de recursos comprometidos en la subasta n.\u00b0 02\/2018, por los ganadores de los lotes ofrecidos, deber\u00eda constar en los c\u00e1lculos del Patrimonio Neto del certamen 04\/2018.<\/li>\n<\/ul>\n<p>TAESA remat\u00f3 el Lote 12 de la Subasta de Transmisi\u00f3n n.\u00b0 04\/2018, ofreciendo un RAP de R$ 58,956 millones para construir y operar la concesi\u00f3n (un descuento del 38,8%). El referido lote, proveniente del proceso de caducidad referente al emprendimiento arrematado por Eletrobras en 2014, est\u00e1 compuesto por cuatro l\u00edneas de transmisi\u00f3n, adem\u00e1s de otros tramos menores, sumando 587 kil\u00f3metros de extensi\u00f3n, y dos subestaciones, que ser\u00e1n construidas en el estado de Rio Grande do Sul. El proyecto est\u00e1 vinculado a la integraci\u00f3n del potencial e\u00f3lico del estado de Rio Grande do Sul, sobre todo en la regi\u00f3n de Coxinha de Santana y se ejecutar\u00e1 en el plazo de 48 meses.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong><span style=\"color: #253e6a;\">Subasta de Transmisi\u00f3n ANEEL n.\u00b0 02\/2018:<\/span><\/strong><\/p>\n<p>La ANEEL promovi\u00f3, el 28 de junio de 2018, la Subasta de Transmisi\u00f3n n.\u00b0 02\/2018 referente a 20 lotes de emprendimientos contemplados en 2.560 km de l\u00edneas de transmisi\u00f3n y subestaciones con capacidad de transformaci\u00f3n de 12.230 MVA.<\/p>\n<p>El certamen tuvo como objetivo la construcci\u00f3n, operaci\u00f3n y el mantenimiento de 44 emprendimientos, a saber: 21 l\u00edneas de transmisi\u00f3n y 23 subestaciones, ubicadas en 16 estados (Alagoas, Bahia, Cear\u00e1, Goi\u00e1s, Maranh\u00e3o, Minas Gerais, Par\u00e1, Para\u00edba, Piau\u00ed, R\u00edo de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, S\u00e3o Paulo, Sergipe y Tocantins).<\/p>\n<p>De acordo con a las descripciones contempladas en el Edicto y en el Contrato de Concesi\u00f3n, el plazo de puesta en operaci\u00f3n comercial de los emprendimientos estimado era de 36 a 63 meses, teniendo en cuenta concesiones de 30 a\u00f1os, y contado a partir de la celebraci\u00f3n de los contratos de concesi\u00f3n.<\/p>\n<p>El importe global del RAP m\u00e1xima considerada para pago de las transmisoras fue aproximadamente R$ 1,0 mil millones de reales.\u00a0 Las nuevas instalaciones del SIN alcanzaron inversiones del orden de R$ 6,0 mil millones, con expectativas de generaci\u00f3n de 13,6 mil empleos directos.<\/p>\n<p>El Consorcio Columbia, compuesto por TAESA y por la Compa\u00f1\u00eda de Transmisi\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica Paulista (ISA Cteep), fue el ganador del Lote 1 de la Subasta, ubicado en Santa Catarina, relacionado con la operaci\u00f3n de la L\u00ednea de Transmisi\u00f3n LT 230 kVBigua\u00e7u \u2013 Ratones \u2013 C1 y C2, con 28,6 Km cada (tramos a\u00e9reos, subacu\u00e1ticos y subterr\u00e1neos), as\u00ed como la Subestaci\u00f3n SE 230\/138 kV Ratones \u2013 2 x 150 MVA. La propuesta ganadora fue rematada en R$ 38.231.291,00 de RAP.<\/p>\n<p>Sin embargo, antes de la realizaci\u00f3n de la subasta, TAESA ejerci\u00f3 su derecho de retirada del Consorcio Columbia para la operaci\u00f3n del Lote 1, y la ISA Cteep asumi\u00f3 integralmente la concesi\u00f3n.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbTemas Regulatorios Destacados\u00bb tab_id=\u00bb1550254258758-680648aa-ea58&#8243; el_class=\u00bbocultar\u00bb][vc_column_text]<strong><span style=\"color: #253e6a;\">Audiencia P\u00fablica n.\u00b0 031\/2018 y el Banco de Precios de Referencia ANEEL:<\/span><\/strong><\/p>\n<p>La Audiencia P\u00fablica n.\u00b0 031\/2018 (\u201cAP 031\/2018\u201d), que recaud\u00f3 contribuciones del sector entre el per\u00edodo de 28\/06\/2018 a 28\/08\/2018, tuvo como objetivo definir la metodolog\u00eda para la actualizaci\u00f3n del Banco de Precios de Referencia ANEEL, que se utilizar\u00e1 en los procesos de autorizaci\u00f3n, licitaci\u00f3n y revisi\u00f3n de los ingresos anuales (RAP) de las concesionarias de transmisi\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n<p>Entre las contribuciones sugeridas por las transmisoras con respecto al perfeccionamiento de la metodolog\u00eda aplicada para la actualizaci\u00f3n del Banco de Precios de Referencia, destacan: (i) la necesidad de establecer un nuevo Banco de Precios con la debida flexibilidad para incorporar nuevos est\u00e1ndares y tecnolog\u00edas de instalaciones, asociada a la composici\u00f3n anal\u00edtica de los servicios, plazo y localizaci\u00f3n de los emprendimientos; (ii) permitir la identificaci\u00f3n de costos fijos de los proyectos de transmisi\u00f3n; (iii) Desarrollo de un modelo estandarizado y reglamentado por la ANEEL, mediante la creaci\u00f3n de una plataforma automatizada, para concentrar datos de los proyectos energizados y agrupados y componer la Base de Datos que deber\u00e1 utilizarse para actualizar el Banco de Precios; (iv) promoci\u00f3n de ajustes en el Banco de Precios en virtud de cambios bruscos en el mercado para incorporar aspectos mercadol\u00f3gicos y econ\u00f3micos no contemplados en los est\u00e1ndares normales de las obras; (v) establecimiento de criterios objetivos en cuanto a la retroactividad del Banco de Precios antiguo para c\u00e1lculo del RAP, para permitir una retroactividad en la fecha de acto autorizante.<\/p>\n<p>El Banco de Precios fue aprobado el 19\/02\/2019, a trav\u00e9s de la publicaci\u00f3n de la Resoluci\u00f3n Homologatoria ANEEL n.\u00b0 2.514 \/ 2019, y gener\u00f3 la actualizaci\u00f3n de cerca de 300 \u00edtems de servicios, los cuales ser\u00e1n considerados en el proceso de revisi\u00f3n tarifaria de las RAPs de las concesionarias. En el entendimiento de la ANEEL, aunque la revisi\u00f3n del Banco haya provocado un aumento del costo de determinados servicios para las transmisoras, proporcion\u00f3 una reducci\u00f3n media del 35,3% para M\u00f3dulos de Maniobra y del 21,7% para M\u00f3dulos de Equipamiento, y ha sido comprendido por la Agencia como una medida de asegurar mayor estabilidad y seguridad regulatoria al sector de transmisi\u00f3n.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong><span style=\"color: #253e6a;\">Consulta P\u00fablica n.\u00b0 015\/2018 y Audiencia P\u00fablica n.\u00b0 09\/2019 con el fin de Actualizaci\u00f3n de la Tasa Regulatoria de Remuneraci\u00f3n del Capital (WACC):<\/span><\/strong><\/p>\n<p>La Consulta P\u00fablica n.\u00b0 015\/2018 (\u201cCP 015\/2018\u201d), que recaud\u00f3 contribuciones del sector entre el per\u00edodo de 17\/08\/2017 a 30\/09\/2018, tuvo como objetivo proponer nueva metodolog\u00eda y actualizaci\u00f3n de la Tasa Regulatoria de Ingreso de Capital ante los segmentos de transmisi\u00f3n, distribuci\u00f3n y generaci\u00f3n de energ\u00eda. Seg\u00fan la Superintendencia de Regulaci\u00f3n Econ\u00f3mica y estudios del Mercado-SRM, tal tasa se interpreta como el retorno m\u00ednimo exigido por inversionistas para la aplicaci\u00f3n de recursos en proyectos.<\/p>\n<p>El m\u00e9todo utilizado para el c\u00e1lculo de la tasa regulatoria era el WACC\/CAPM (en ingl\u00e9s, Weighted Average Capital Cost, WACC, y Capital Asset Pricing Model, CAPM), objeto de cr\u00edticas por algunos agentes, que entienden que la metodolog\u00eda no estima el real costo de capital de inversionistas.<\/p>\n<p>Ante tal contexto, la ANEEL present\u00f3 al sector, durante el plazo de la CP 015\/2018, y posteriormente con la AP 09\/2019, tres posibles alternativas regulatorias: (i) mantener los m\u00e9todos WACC\/CAPM vigentes; (ii) mantener el WACC\/CAPM vigentes, pero con cambios sustanciales en la forma de estimar los par\u00e1metros; y (iii) dejar de utilizar el WACC\/CAPM.<\/p>\n<p>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 transmisi\u00f3n con revisi\u00f3n tarifaria prevista para 2019 (RBS-prorrogadas y refuerzos \/ mejoras-adjudicadas). En el caso de las concesionarias que ya pasaron por revisi\u00f3n en 2018 (como es el caso de Brasnorte, concesi\u00f3n de TAESA), la propuesta es del 7,32% de WACC, con aplicaci\u00f3n retroactiva a la fecha de revisi\u00f3n 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% .<\/p>\n<p>Considerando que TAESA s\u00f3lo tiene concesiones licitadas, la propuesta de la AP 09\/2019 camina para establecer un porcentaje fijo de WACC para los refuerzos \/ mejoras aprobados despu\u00e9s de 2018\/2019 (7,11%\/7,32%), con actualizaci\u00f3n anual de la tasa de remuneraci\u00f3n para aplicaci\u00f3n en la pr\u00f3xima revisi\u00f3n tarifaria (2023\/2024) , cuando se considerar\u00e1n las nuevas inversiones existentes para la composici\u00f3n del nuevo valor del WACC.<\/p>\n<p>De acuerdo con ANEEL, (1) el valor fijo contribuye a la estabilidad y la previsibilidad reguladora, (2) la actualizaci\u00f3n anual permitir\u00e1 que la situaci\u00f3n hist\u00f3rica se incorpore poco a poco a trav\u00e9s de la evoluci\u00f3n de los par\u00e1metros, adem\u00e1s de amenizar la acumulaci\u00f3n de expectativas en funci\u00f3n del desplazamiento de ventanas utilizadas, y (3) la actualizaci\u00f3n ser\u00e1 siempre motivada mediante an\u00e1lisis previo de la Agencia de adecuaci\u00f3n de los par\u00e1metros regulatorios, permaneciendo la remuneraci\u00f3n coherente con la realidad del mercado.<\/p>\n<p>Por lo dem\u00e1s, 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 seg\u00fan las normas de las Ediciones.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><span style=\"color: #253e6a;\"><strong>Audiencia P\u00fablica n.\u00b0 44\/2018 y la Agenda Regulatoria de la ANEEL para el bienio 2019-2020:<\/strong><\/span><\/p>\n<p>Entre el per\u00edodo de 19\/09\/2018 a 05\/11\/2018, la ANEEL recaud\u00f3 contribuciones del segmento de transmisi\u00f3n de temas que deber\u00e1n componer la Agenda Regulatoria de los a\u00f1os de 2019 y 2020.<\/p>\n<p>TAESA corrobor\u00f3 para el perfeccionamiento de la Audiencia P\u00fablica n\u00b0 044\/2018 (\u201cAP 044\/2018\u201d) proponiendo la inclusi\u00f3n de temas considerados de gran relevancia para el segmento de transmisi\u00f3n, entre los cuales: (i) la reanudaci\u00f3n del perfeccionamiento de la Resoluci\u00f3n Normativa ANEEL n.\u00b0 063\/2004, por medio de la Audiencia P\u00fablica n.\u00b0 077\/2011, que reglamenta la imposici\u00f3n de penalidades a los concesionarios por la mala prestaci\u00f3n del servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n; (ii) la revisi\u00f3n de la Resoluci\u00f3n Normativa ANEEL n.\u00b0 669\/2015, que reglamenta los requisitos m\u00ednimos de mantenimiento y monitoreo de las instalaciones de transmisi\u00f3n de la Red B\u00e1sica; y (iii) la adecuaci\u00f3n de los procedimientos realizados por ANEEL y por el Ministerio de Minas y Energ\u00eda (MME) en cuanto a la certificaci\u00f3n de emprendimientos en el REIDI para asegurar la celeridad en la emisi\u00f3n de el decreto por el MME.<\/p>\n<p>El 29\/01\/2019, la ANEEL aprob\u00f3, durante la 2.\u00aa Reuni\u00f3n P\u00fablica Ordinaria de la Direcci\u00f3n de 2019, algunos temas que deber\u00e1n componer la Agenda Regulatoria del sector el\u00e9ctrico en el bienio de 2019-2020.<\/p>\n<p>Para el segmento de la transmisi\u00f3n se aprobaron temas considerados relevantes, como: (i) la definici\u00f3n de la reglamentaci\u00f3n para los equipos de transmisi\u00f3n con vida \u00fatil agotada, que se espera implementar en el 4.\u00b0 trimestre de 2019; (ii) el establecimiento de una norma espec\u00edfica para la geoespacializaci\u00f3n en la transmisi\u00f3n, esperada tambi\u00e9n para el 4.\u00b0 trimestre de 2019; (iii) adem\u00e1s de los temas vinculados a la regulaci\u00f3n de los estudios de mercado, como el Banco de Precios de Referencia, esperado para ser reglamentado en el 3.<sup>er<\/sup> trimestre de 2019, as\u00ed como la definici\u00f3n del WACC para los segmentos de generaci\u00f3n, distribuci\u00f3n y transmisi\u00f3n, cuya reglamentaci\u00f3n tambi\u00e9n est\u00e1 prevista para el 3.\u00b0 trimestre de 2019.<\/p>\n<p>Con eso se espera que la ANEEL reglamente hasta 2020 aproximadamente 36 temas considerados de amplia relevancia para el sector el\u00e9ctrico.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbEnlaces \u00datiles\u00bb tab_id=\u00bb1550254611219-06a19f13-eb57&#8243;][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]<a href=\"http:\/\/www.aneel.gov.br\/\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica &#8211; ANEEL<\/a><\/p>\n<p><a href=\"http:\/\/www.mme.gov.br\/\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">Ministerio de Minas y Energ\u00eda &#8211; MME<\/a><\/p>\n<p><a href=\"http:\/\/ons.org.br\/\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico &#8211; ONS<\/a><\/p>\n<p><a href=\"http:\/\/epe.gov.br\/en\" target=\"_blank\" rel=\"noopener noreferrer\">Empresa de Investigaci\u00f3n Energ\u00e9tica &#8211; EPE<\/a><\/p>\n<p><a href=\"https:\/\/www.epe.gov.br\/sites-pt\/publicacoes-dados-abertos\/publicacoes\/Documents\/PDE%202031_RevisaoPosCP_rvFinal_v2.pdf\">Plan Decenal de Expansi\u00f3n Energ\u00e9tica 2031 &#8211; PDE 2031<\/a><\/p>\n<p>[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section title=\u00bbPrincipales Reglamentos del Sector El\u00e9ctrico\u00bb tab_id=\u00bb1550254666261-b25a3029-7efd\u00bb][vc_column_text css=\u00bb\u00bb]<strong>Leyes:<\/strong><\/p>\n<p><strong>Ley n.\u00ba 8.987 de 13\/02\/1995 publicado el 14\/02\/1995 \u2013<\/strong> Establece el r\u00e9gimen de concesi\u00f3n y permiso de la prestaci\u00f3n de servicios p\u00fablicos previsto en el art. 175 de la Constituci\u00f3n Federal y otros asuntos.<\/p>\n<p><strong>Ley n.\u00ba 9.074 de 07\/07\/1995 publicado el 08\/07\/1995 \u2013<\/strong> Establece normas para el otorgamiento y pr\u00f3rrogas de las concesiones y permisos de servicios p\u00fablicos y otros asuntos.<\/p>\n<p><strong>Ley n.\u00ba 9427 de 26\/12\/1996 publicado el 27\/12\/1996 \u2013<\/strong> Instituye la Agencia Nacional de Energ\u00eda El\u00e9ctrica \u2013 ANEEL, regula el r\u00e9gimen de las concesiones de Servicios P\u00fablicos de Energ\u00eda El\u00e9ctrica y otros asuntos.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong>Resoluciones Normativas:<\/strong><\/p>\n<p><strong>Resoluci\u00f3n Normativa de ANEEL n.\u00ba 903\/2020<\/strong> &#8211; Aprueba la reestructuraci\u00f3n y la revisi\u00f3n de los Procedimientos de Red y establece procedimientos y criterios para los cambios.<\/p>\n<p><strong>Resoluci\u00f3n Normativa de ANEEL n.\u00ba 905\/2020<\/strong> &#8211; Aprueba las Reglas de los Servicios de Transmisi\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica en el Sistema El\u00e9ctrico Nacional, basado principalmente en el Reglamento de Consolidaci\u00f3n de los Servicios de Transmisi\u00f3n.<\/p>\n<p><strong>Resoluci\u00f3n Normativa de ANEEL n.\u00ba 948\/2021<\/strong> &#8211; Aprueba el Reglamento Econ\u00f3mico &#8211; Financiera &#8211; reglamentaci\u00f3n de las operaciones, aplicable a los delegados de distribuci\u00f3n, transmisi\u00f3n y generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n<p><strong>Resoluci\u00f3n Normativa de ANEEL n.\u00ba 1.003\/2022 <\/strong>&#8211; Aprueba la estructura y los Subm\u00f3dulos de los Procedimientos de Reglamento Tarifaria \u2013 (PRORET) y consolida la reglamentaci\u00f3n acerca de los procesos tarifarios, aplicables a concesionarios y permisionarios de servicios p\u00fablicos de distribuci\u00f3n, transmisi\u00f3n y generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/p>\n<p>[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][\/vc_tta_accordion][\/vc_column][\/vc_row]<\/p>\n<\/div><span class=\"et_bloom_bottom_trigger\"><\/span>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>[vc_row css=\u00bb.vc_custom_1548879881492{margin-bottom: 20px !important;}\u00bb el_id=\u00bbnomobile\u00bb][vc_column offset=\u00bbvc_hidden-sm vc_hidden-xs\u00bb][\/vc_column][\/vc_row][vc_row][vc_column][vc_tta_accordion style=\u00bbflat\u00bb spacing=\u00bb5&#8243; gap=\u00bb5&#8243; active_section=\u00bb0&#8243; collapsible_all=\u00bbtrue\u00bb][vc_tta_section title=\u00bbNociones Generales\u00bb tab_id=\u00bb1550584989203-a7a32c30-be08&#8243;][vc_column_text]El servicio p\u00fablico de transmisi\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) comprende las instalaciones de la Red B\u00e1sica (RB) y de la Red B\u00e1sica de Frontera (RBF). Mientras la RB est\u00e1 compuesta por las instalaciones con nivel de tensi\u00f3n [&hellip;]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":4123,"parent":2459,"menu_order":7,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","template":"","meta":{"footnotes":""},"class_list":["post-2474","page","type-page","status-publish","has-post-thumbnail","hentry"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/pages\/2474","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/pages"}],"about":[{"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/types\/page"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=2474"}],"version-history":[{"count":6,"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/pages\/2474\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":293703,"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/pages\/2474\/revisions\/293703"}],"up":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/pages\/2459"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media\/4123"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/ri.taesa.com.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=2474"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}