CADASTRE-SE

Relações com Investidores

O serviço público de transmissão de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) compreende as instalações da Rede Básica (RB) e da Rede Básica de Fronteira (RBF). Enquanto a RB é composta pelas instalações com nível de tensão igual ou superior a 230 kV, operadas pelas transmissoras, a RBF é composta por unidades transformadoras de potência, interligando a RB às Demais Instalações de Transmissão (DITs), que possuem tensão inferior a 230 kV e são usualmente operadas pelas distribuidoras.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), agência reguladora do setor elétrico brasileiro, é responsável, por meio de delegação do poder público, pela realização de licitações para a contratação de serviço público de transmissão de energia elétrica através de leilão, emissão de autorizações para a implementação de reforços e melhorias, bem como por firmar os respectivos contratos de concessão.

O processo de licitação inicia-se com a publicação dos editais pela ANEEL para a concessão de instalações de transmissão da Rede Básica do SIN. Os editais possibilitam que pessoas jurídicas, nacionais ou estrangeiras, bem como fundos de investimentos em participação, isoladamente ou em consórcio, participem da disputa. Considerando a sistemática adotada, o juízo de habilitação é feito após a realização dos leilões e da divulgação das propostas vencedoras. É na fase de habilitação, portanto, que são analisadas a regularidade jurídica, fiscal, técnica e econômico-financeira dos proponentes vencedores, conforme exigências descritas no edital.

Os proponentes vencedores que não sejam titulares de concessão de transmissão devem constituir uma Sociedade de Propósito Específico (SPE) para explorar a respectiva concessão. A etapa final do processo de outorga de uma instalação de transmissão licitada dá-se com a assinatura do contrato de concessão.

Assim, o contrato de concessão, celebrado por intermédio da ANEEL, garante que o concessionário de transmissão vencedor do leilão explore as instalações de transmissão pelo prazo de 30 anos. É nesse instrumento contratual que se estabelece o prazo para que as instalações entrem em operação comercial, podendo esse prazo variar entre 18 e 60 meses, dependendo do porte de cada empreendimento. O cronograma do empreendimento licitado também constitui parte integrante do referido instrumento, sendo nele apresentados os marcos das obras e do projeto, os projetos, básico e executivo, a data de assinatura dos contratos, o licenciamento ambiental, a aquisição de equipamentos, serviços e obras civis, bem como as etapas de montagem de equipamentos, operação teste e comissionamento das instalações, até a entrada em operação comercial do empreendimento.

Após a assinatura do contrato de concessão, a ANEEL torna-se responsável pela gestão contratual, desempenhando atividades de análise e de aprovação de projetos básicos, de enquadramento ao Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI), de projetos prioritários, bem como de expedição de Declarações de Utilidade Pública (DUP) e de fiscalização dos empreendimentos durante todo o período de execução do contrato.

Categoria 1 – Concessões prorrogadas

  • Ativos outorgados antes de 1999
  • Concessões prorrogadas por mais 30 anos em 2012, nos termos da Medida Provisória nº 579 (MP 579), convertida posteriormente na Lei nº 12.783/2013
  • A partir de 2013 a Receita Anual Permitida passa a ser corrigida anualmente pelo índice do IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo)
  • Revisão tarifária com periodicidade de 5 anos

 

Categoria 2 – Concessões licitadas com base blindada

  • Ativos leiloados entre 1999 e novembro de 2006
  • Receita Anual Permitida corrigida anualmente pelo índice do IGP-M (Índice Geral de Preços do Mercado)
  • Receita Anual Permitida reduzida pela metade a partir do 16º ano de operação
  • Não há revisão tarifária
  • Concessões com prazos de 30 anos

 

Categoria 3 – Concessões licitadas

  • Ativos leiloados a partir de novembro de 2006
  • Receita Anual Permitida corrigida anualmente pelo índice do IPCA
  • Revisão tarifária nos 5º, 10º e 15º anos do contrato de concessão
  • Concessões com prazos de 30 anos

Uma vez celebrados os contratos de concessão, deve ser observada a necessidade de celebração dos demais contratos que regerão a concessão. Nesse sentido, o Contrato de Prestação do Serviço de Transmissão (CPST), por exemplo, deve ser celebrado entre o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e a concessionária para estabelecer os termos e as condições técnicas e comerciais da prestação dos serviços de transmissão. Nele, a concessionária assume a responsabilidade pela operação e manutenção das instalações e recebe a Receita Anual Permitida (RAP) pela disponibilização das instalações, sendo descontada pelas eventuais indisponibilidades observadas. Nesse instrumento contratual, o agente de transmissão autoriza o ONS a praticar todos os atos necessários para representá-los perante os usuários da rede de transmissão nos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST).

Por sua vez, o contrato de CUST estabelece os termos e as condições que irão regular o uso da Rede Básica pelos usuários do sistema de transmissão, prevendo, dentre outros pontos, (i) a prestação do serviço de transmissão pela concessionária ao usuário, mediante coordenação, controle e supervisão do ONS; (ii) a prestação pelo ONS dos serviços de coordenação e controle da operação do SIN, e de administração dos serviços de transmissão prestado pela concessionária; e (iii) a administração pelo ONS da cobrança e liquidação dos encargos de uso da transmissão e a execução do sistema de garantias, atuando em nome da concessionária de transmissão.

Complementarmente, o Contrato de Conexão (CCT), estabelece as condições e responsabilidades técnicas e comerciais que irão regular a conexão do usuário ao sistema. O CCT assegura ao acessante as condições necessárias para sua conexão à rede, sendo celebrado antes do início das obras entre o acessante e a empresa concessionária de transmissão, com a interveniência do ONS. Vale ressaltar que a assinatura dos contratos de CUST e CCT fica condicionada à emissão do Parecer de Acesso pelo Operador Nacional.

Em relação à fase de implantação das instalações de transmissão, devem ser emitidas as licenças ambientais, prévia (LP) e de instalação (LI), de modo a atestar a viabilidade do empreendimento e autorizar a montagem das instalações.

Terminada a implantação das obras e a montagem dos equipamentos, o empreendedor inicia os testes para o seu comissionamento e, uma vez já dispondo da licença ambiental de operação (LO),solicita ao ONS a expedição do Termo de Liberação para Teste (TLT) da instalação. Concluídos a montagem e os testes, o concessionário torna-se apto a solicitar a integração da nova instalação ao SIN.

Nesse contexto, uma vez inexistindo pendência impeditiva própria para a integração, o Operador Nacional emite e encaminha à ANEEL o respectivo o Termo de Liberação Definitivo (TLD) ou, quando houver pendências de terceiros ou impeditivas de caráter sistêmico, Termo de Liberação de Receita (TLR), assegurando o recebimento integral da RAP correspondente à instalação de transmissão disponibilizada ao SIN.

Para os casos em que sejam identificadas pendências não impeditivas próprias, após a emissão do TLT, o ONS prosseguirá com a emissão do Termo de Liberação para Operação com Pendências (TLP).

Sob o ponto de vista da regulação econômica, o segmento de transmissão se caracteriza pelo regime de receita teto (receita anual pré-definida).

A Receita Anual Permitida (“RAP”) é a remuneração devida às transmissoras pela prestação do serviço público de transmissão de energia aos usuários. Os ativos de transmissão são diretamente remunerados por geradoras, distribuidoras e consumidores livres, usuários dos serviços de transmissão.

No caso de instalações licitadas, a receita é definida no momento da proposta vencedora do leilão, considerando o menor valor da RAP, paga a partir da entrada em operação comercial das instalações. A RAP é anualmente reajustada de acordo com o contrato de concessão. Para os ativos leiloados entre 1999 e novembro de 2006, a RAP é corrigida anualmente pelo IGPM e reduzida pela metade no 16º ano de operação e não há revisão tarifária em relação à base de ativos (Categoria 2). Para os ativos leiloados a partir de novembro de 2006, a RAP é corrigida anualmente pelo IPCA e sujeita a revisões tarifárias a cada 5 (cinco) anos (Categoria 3). Ambas as categorias possuem 30 anos de prazo de concessão.

Em contrapartida, no caso das concessões não licitadas (Categoria 1), que tiveram os seus contratos de concessão prorrogados por meio da Medida Provisória nº 579/2012 (convertida na Lei nº 12.783/2013), a receita é mantida fixa, sendo o cálculo da RAP feito com base nos custos de Operação e Manutenção tão somente, podendo ser revista a cada 5 (cinco) anos, nos termos dos contratos. Vale destacar que a TAESA não possui atualmente contratos de Categoria 1.

São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis suportados pelas concessionárias de distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos consumidores é feito mensalmente. Os encargos setoriais que atualmente fazem parte do cálculo da RAP recebida pelas transmissoras são: a Reserva Global de Reversão – RGR (deixou de ser considerada nos contratos de concessão, pós 2012); a Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE; a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA; e a Pesquisa de Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D e PEE. Esses encargos integram a base de cálculo dos tributos federais, quais sejam, o PIS – Programa de Integração Social, o Pasep – Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público e a COFINS – Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social; e também integram a base de cálculo do tributo estadual, o ICMS – Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços.

O uso do sistema de transmissão por consumidores conectados aos sistemas elétricos requer o pagamento de uma tarifa às transmissoras, denominada de Tarifa de Uso da Transmissão (TUST). Conforme regulamentação aplicável (Resolução Normativa ANEEL nº 559/2013), a TUST deve ser reajustada anualmente no mesmo período de reajuste da RAP das concessionárias de transmissão (com início em julho e término em junho do ano subsequente à publicação).

O Encargo de Conexão ao sistema de transmissão também é considerado outro mecanismo de recebimento das transmissoras pela conexão ao seu sistema. Assim, todos os usuários conectados em Demais Instalações de Conexão-DITs (distintas da Rede Básica) de uso exclusivo pela prestação do serviço público de transmissão, como as distribuidoras, devem remunerar as transmissoras pela prestação do serviço público de transmissão. O encargo de conexão integra parcela da RAP das transmissoras e, conforme regulamentação específica (Submódulo 9.3 do Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET), deve ser recolhida pelas transmissoras quando do momento do reajuste ou da revisão das usuárias conectadas.

O processo de planejamento da expansão da transmissão, abarcado pelo Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) é mais um mecanismo de incentivo e incremento para o Sistema Interligado Nacional (SIN), à medida que estimula a interação entre os segmentos de geração e transmissão, considerando os diversos graus e variáveis de incertezas e complexidade que ainda se encontram presentes no processo de planejamento. Tal proposta de expansão visa não somente o crescimento do SIN como também o planejamento da expansão do segmento de transmissão em um marco temporal factível de dez anos.

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), é responsável pela elaboração de estudos e análises que guiarão as escolhas da União, buscando promover uma prestação eficiente de serviços públicos e o desenvolvimento efetivo de todo o setor energético, para melhor atender ao bem-estar social, aos interesses coletivos e ao desenvolvimento sustentável.

A partir das definições das diretrizes de política energética, são desenvolvidos estudos e pesquisas que orientarão efetivamente o desenvolvimento do setor energético. Esse conjunto de estudos e pesquisas, quando sistematizado e continuado, constitui o ciclo de planejamento energético integrado e produz instrumentos importantes para ações e monitoramento, como planos decenais, planos de longo prazo, boletins e revisões periódicas, análises de conjunturas e estudos específicos .

O PDE é um documento informativo preparado anualmente pela EPE sob as diretrizes e o apoio da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento de Energia (SPE / MME) e da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (SPG / MME).

Seu principal objetivo é indicar as perspectivas de expansão do setor de energia no horizonte de dez anos, sob uma visão integrada das diversas fontes de energia. Essa visão permite extrair elementos importantes para o planejamento do setor energético, com benefícios em termos de maior confiabilidade, custos de produção reduzidos e impactos ambientais reduzidos.

Em 6 de abril de 2022, o Ministério de Minas e Energia (MME) lançou o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2031, aprovado por meio da Portaria Normativa n. 40/GM/MME. O documento, elaborado pelo MME com o apoio da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), indica as perspectivas da expansão do setor de energia no horizonte de dez anos (2022 – 2031), dentro de uma visão integrada para os diversos segmentos energéticos.

O PDE 2031 estima necessidade de investimentos da ordem de R$ 3,2 trilhões até 2031, com a economia brasileira devendo apresentar uma dinâmica de recuperação e manutenção de elevado nível de renovabilidade nas matrizes energética e elétrica nos próximos anos. Os estudos do plano subsidiam decisões de política energética e fornecem ao mercado informações que permitem a análise do desenvolvimento do sistema elétrico e das condições de adequabilidade de suprimento sob diferentes cenários futuros possíveis.

Para a expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN), o PDE estima o valor de R$ 100,7 bilhões em investimentos em transmissão até 2031, sendo em torno de 50% deste montante para novos leilões.

Leilão de Transmissão ANEEL nº 01/2020:

A ANEEL aprovou a abertura de Consulta Pública (Consulta Pública nº 046/2019) para análise e contribuição ao Edital do Leilão nº 01/2020, relativo à contratação de serviço público de transmissão de energia elétrica. O período de contribuição teve início em 20/12/2019 se encerrando em 03/02/2020.

O certame será, a princípio, dividido em 06 lotes, com empreendimentos nos Estados de Amazonas, Ceará, Goiás, Mato Grosso do Sul, Rio Grande do Sul e São Paulo e possui expectativa de investimento na ordem de 2,1 bilhões e geração de 4.100 empregos diretos.

Serão leiloados 300 km de novas linhas de transmissão e 2.300 MVA em capacidade de transformação. Há ainda a previsão de incorporação de aproximadamente 385 km de linhas de transmissão em serviço e de 1.350 MVA de transformação em serviço, objetos da concessão renovada pela Amazonas GT.

A expectativa era que a primeira versão do Edital fosse divulgada ainda no mês de março/2020, para que o Tribunal de Contas da União (“TCU”) pudesse analisá-la, porém, devido à pandemia causada pelo Coronavírus (“COVID-19”), o Ministério de Minas e Energia(“MME”)e a ANEEL anunciaram a postergação da realização dos leilões de energia e de transmissão, por tempo indeterminado, conforme, Portaria nº 134/2020, publicada no Diário Oficial da União, em 30 de março de 2020.

Demais informações podem ser acessadas através do site oficial da ANEEL.

 

Leilão de Transmissão ANEEL nº 02/2019:

Em 19 de dezembro de 2019, a ANEEL promoveu o Leilão de Transmissão nº 02/2019, tendo como objeto a negociação de 12 lotes com empreendimentos localizados nos Estados do Acre, Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul e São Paulo.

O referido Leilão arrematou 2.470 km de Linhas de Transmissão e Subestações que acrescentam 7.800 MVA em capacidade de subestações ao sistema. O Lote com a maior RAP (Lote 11), teve como proposta vencedora o montante de R$ 58.1 milhões, frente à RAP do Edital que era de R$123,2 milhões, ou seja, um deságio de 52,9%.

O certame proporcionará no médio/longo prazo ao país investimentos da ordem de R$ 4,2 bilhões, além de 8.782 empregos diretos. Os prazos para entrada em operação comercial dos empreendimentos variam de 36 a 60 meses.

Cumpre esclarecer o Edital do Leilão nº 02/2019 trouxe algumas inovações, as quais destacamos a seguir:

  • Alteração no trâmite para publicação do Edital do Leilão: Apreciação do Edital pelo TCU com no mínimo 90 (noventa) dias de antecedência da data da sua publicação.
  • Redução do prazo para celebração do CCI: O prazo passou de 12 (doze) para 09 (nove) meses, contados a partir da assinatura do Contrato de Concessão.
  • CUST: Formalização prévia do CUST com as distribuidoras até julho/2019.
  • Descumprimento e Garantias: Alterações na forma de execução das Garantias de Fiel Cumprimento – GFC e aplicação de penalidades devido ao descumprimento dos prazos firmados. A ANEEL poderá acionar a GFC no caso de não pagamento de multa.
  • Novas cláusulas contratuais: Inclusão de cláusula de antecipação contratual, evidenciando que a antecipação de entrada em operação comercial se trata de risco do negócio, bem como a inclusão de cláusula nos Contratos de Concessão para evidenciar que a amortização/depreciação dos investimentos, previstos inicialmente para o empreendimento, ocorrerão dentro do prazo da concessão.

 

Leilão de Transmissão ANEEL nº 04/2018:

Em 20 de dezembro de 2018, a ANEEL promoveu o Leilão de Transmissão nº 04/2018, tendo como objeto a negociação de 16 lotes com empreendimentos localizados nos Estados do Amazonas, Amapá, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais, Pará, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Rondônia, Santa Catarina, São Paulo e Tocantins.

O referido Leilão arrematou 7.152 km de Linhas de Transmissão e Subestações que acrescentam 14.819 MVA em capacidade de subestações ao sistema. A RAP máximo foi de R$ 2,139 bilhões (considerando 67,77% de capital próprio e 32,23% de capital de terceiros) e o prazo para entrada em operação comercial dos empreendimentos variável de 48 a 60 meses.

Alguns empreendimentos integrantes dos lotes 10, 11, 12 e 13 foram objeto de relicitação de instalações outorgadas às Linhas de Laranjal Transmissora de Energia S.A. e da Eletrosul Centrais Elétricas S.A., cujas concessões foram extintas por caducidade (conforme Despachos ANEEL nº 2.194/2018 e nº 2.421/2018 e Portaria MME nº 466/2018). Para esses lotes, o prazo para entrada em operação comercial foi reduzido de 60 para 48 meses, uma vez que tais empreendimentos já possuem etapas de cronogramas de implantação avançadas (projeto, licenciamentos ambientais, etc.).

Além da novidade de relicitação de empreendimentos caducados, o Leilão de Transmissão nº 04/2018 também inovou em alguns aspectos:

  • Antecipação da data de entrada em operação comercial: a transmissora passou a deter a prerrogativa de antecipação da data de entrada em operação comercial, sem a necessidade de requerimento à ANEEL, nos casos de a nova data ser igual ou posterior à data de necessidade sistêmica. Para as hipóteses da nova data ser anterior à data de necessidade, foi mantida a obrigatoriedade de requerimento da Agência para tanto. Em se tratando de instalações que dependam de outras transmissoras, a nova data de entrada em operação comercial deve ser compatibilizada com a entrada em operação das instalações da transmissora acessante e formalizada por meio de contrato de CCI.
  • Participação no Leilão: A participação no Leilão nº 04/2018 passou a ser permitida mediante participação direta da SPE existente (constituída previamente), podendo a comprovação do seu patrimônio líquido ser realizada por meio de suas controladoras diretas. Permaneceu a possibilidade de constituição de nova SPE para gerir a concessão.
  • Custos do Leilão: Os vencedores dos lotes do Leilão nº 04/2018 passaram a ter a obrigatoriedade de pagamento de um montante único para a B3 S.A., referente às taxas de realização do certame e aos custos de gestão das Garantias de Fiel Cumprimento.
  • Enquadramento no Regime Especial de Incentivo para o Desenvolvimento da Infraestrutura-REIDI e como Projeto Prioritário: O Leilão nº 04/2018 passou a permitir a apresentação dos formulários de solicitação de enquadramento no REIDI e como projeto prioritário concomitantemente com a entrega da documentação para a assinatura do Contrato de Concessão.
  • Declaração Econômico-Financeira: O Leilão nº 04/2018 passou a considerar a capacidade econômica real dos empreendimentos. Para isso, o licitante vencedor deveria descontar os valores despendidos nos lotes ganhos no leilão anterior (Leilão nº 02/2018) quando da apresentação da habilitação econômico-financeira. Esta nova regra limitou a participação de empresas no certame, pois o volume de recursos comprometidos no Leilão nº. 02/2018, pelos vencedores dos lotes ofertados, deveria constar nos cálculos do Patrimônio Líquido do certame 04/2018.

A TAESA arrematou o Lote 12 do Leilão de Transmissão nº 04/2018, tendo oferecido uma RAP de R$ 58,956 milhões para construir e operar a concessão (um deságio de 38,8%). O referido lote, oriundo do processo de caducidade referente ao empreendimento arrematado pela Eletrobras em 2014, é composto por quatro linhas de transmissão, além de outros trechos menores, somando 587 quilômetros de extensão, e duas subestações, a serem construídas no Estado do Rio Grande do Sul. O projeto está atrelado à integração do potencial eólico do Estado do Rio Grande do Sul, especialmente na região de Coxinha de Santana e será executado no prazo de 48 meses.

 

Leilão de Transmissão ANEEL nº 02/2018:

A ANEEL promoveu, em 28 de junho de 2018, o Leilão de Transmissão nº 02/2018 referente à 20 lotes de empreendimentos contemplados em 2.560 km de linhas de transmissão e subestações com capacidade de transformação de 12.230 MVA.

O certame objetivou a construção, operação e a manutenção de 44 empreendimentos, sendo 21 linhas de transmissão e 23 subestações, localizadas em 16 Estados (Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, São Paulo, Sergipe e Tocantins).

Conforme descrições contempladas no Edital e no Contrato de Concessão, o prazo de entrada em operação comercial dos empreendimentos estimado era de 36 a 63 meses, considerando concessões de 30 anos, e contado a partir da celebração dos Contratos de Concessão.

O valor global da RAP máxima considerada para pagamento das transmissoras foi de aproximadamente R$ 1,0 bilhão.  As novas instalações do SIN alcançaram investimentos da ordem de R$ 6,0 bilhões, com expectativas de geração de 13,6 mil empregos diretos.

O Consórcio Columbia, composto pela TAESA e pela Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – ISA Cteep, foi o vencedor do lote 1 do Leilão, localizado em Santa Catarina, relacionado à operação da Linha de Transmissão LT 230 kV Biguaçu – Ratones – C1 e C2, com 28,6 Km cada (trechos aéreos, subaquáticos e subterrâneos), bem como a Subestação SE 230/138 kV Ratones – 2 x 150 MVA. A proposta vencedora foi arrematada em R$ 38.231.291,00.

Contudo, anteriormente à realização do Leilão, a TAESA exerceu o seu direito de retirada do Consórcio Columbia para operação do lote 1, tendo a ISA Cteep assumido integralmente a totalidade da concessão.

Audiência Pública nº 031/2018 e o Banco de Preços de Referência ANEEL:

A Audiência Pública nº 031/2018 (“AP 031/2018”), que colheu contribuições do setor entre o período de 28/06/2018 a 28/08/2018, teve como objetivo definir a metodologia para atualização do Banco de Preços de Referência ANEEL, a ser utilizado nos processos de autorização, licitação e revisão das RAPs das concessionárias de transmissão de energia elétrica.

Dentre as contribuições sugeridas pelas transmissoras com relação ao aprimoramento da metodologia aplicada para atualização do Banco de Preços de Referência destacam-se: (i) a necessidade de estabelecimento de novo Banco de Preços com a devida flexibilidade para incorporação de novos padrões e tecnologias de instalações, associada à composição analítica dos serviços, prazo e localização dos empreendimentos; (ii) permitir a identificação de custos fixos dos projetos de transmissão; (iii) desenvolvimento de um modelo padronizado e regulamentado pela ANEEL, mediante criação de plataforma automatizada, de modo a concentrar dados dos projetos energizados e unitizados e a compor a Base de Dados que deve ser utilizada para atualização do Banco de Preços; (iv) promoção de ajustes no Banco de Preços em razão de alterações bruscas no mercado de forma a incorporar aspectos mercadológicos e econômicos não contemplados nos padrões normais das obras; e (v) estabelecimento de critérios objetivos quanto à retroatividade do Banco de Preços antigo para cálculo da RAP, permitindo uma retroatividade à data do ato autorizativo.

O referido Banco de Preços foi aprovado em 19/02/2019, através da publicação da Resolução Homologatória ANEEL nº 2.514/2019, e gerou a atualização de cerca de 300 itens de serviços, os quais serão considerados no processo de revisão tarifária das RAPs das concessionárias. No entendimento da  ANEEL, embora a revisão do Banco tenha provocado um aumento do custo de determinados serviços para as transmissoras, proporcionou uma redução média de 35,3% para Módulos de Manobra e de 21,7% para Módulos de Equipamento, tendo sido compreendido pela Agência como uma medida de assegurar maior estabilidade e segurança regulatória ao setor de transmissão.

 

Consulta Pública nº 015/2018 e Audiência Pública nº 09/2019 para fins de Atualização da Taxa Regulatória de Remuneração do Capital (WACC):

A Consulta Pública nº 015/2018 (“CP 015/2018”), que colheu contribuições do setor entre o período de 17/08/2017 a 30/09/2018, teve como objetivo propor nova metodologia e atualização da Taxa Regulatória de remuneração de Capital perante os segmentos de transmissão, distribuição e geração de energia. Segundo a Superintendência de Regulação Econômica e estudos do Mercado-SRM, tal taxa é interpretada como o retorno mínimo exigido por investidores para a aplicação de recursos em projetos.

O método utilizado para o cálculo da taxa regulatória era o WACC/CAPM (Weighted Average Cost of Capital – WACC e Capital Asset Pricing Model – CAPM), alvo de críticas por alguns agentes, pois entendem que a metodologia não estima o real custo de capital de investidores.

Diante de tal contexto, a ANEEL apresentou ao setor, durante o prazo da CP 015/2018, e posteriormente com a Audiência Pública nº 09/2019 (“AP 09/2019”), três possíveis alternativas regulatórias: (i) manter os métodos WACC/CAPM vigentes; (ii) manter o WACC/CAPM vigentes, mas com alterações substanciais na forma de estimar os parâmetros; e (iii) não utilizar mais o WACC/CAPM.

Dentre os pontos abordados na AP 09/2019, destacou-se o estabelecimento de um percentual de WACC de 7,11%  aplicável às concessionárias de transmissão com revisão tarifária prevista para 2019 (RBS-prorrogadas e reforços/melhorias-licitados). No caso de concessionárias que já passaram por revisão em 2018 (como é o caso da Brasnorte, concessão da TAESA), a proposta era de 7,32% de WACC, com aplicação retroativa à data de revisão das concessionárias com ativos RBSE existentes em maio de 2000 e às datas das autorizações de reforços e melhorias. Após a realização da CP 015/2018 e da AP 09/2019, em outubro/2019, a Diretoria da ANEEL decidiu instaurar a Consulta Pública nº 26/2019, pelo período de 17.10.2019 a 02.12.2019 – um desdobramento do processo de construção da nova metodologia.

Com a nova consulta pública, a Agência encerrou o processo de elaboração da forma de remuneração regulatória, ocasião em que publicou a Resolução Normativa nº 874/2020, de 10 de março de 2020. A nova norma regulamenta a metodologia da taxa regulatória de remuneração do capital dos segmentos de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica.

Considerando que a TAESA possui somente concessões licitadas, a referida proposta da AP 09/2019 caminha no sentido de estabelecer um percentual fixo de WACC para os reforços/melhorias aprovados após 2018/2019 (7,11%/7,32%), com atualização anual da taxa de remuneração para aplicação na próxima revisão tarifária (2023/2024), quando serão considerados os novos investimentos existentes para fins de composição do novo valor do WACC.

De forma objetiva, a Resolução Normativa nº 874/2020 previu o seguinte:

  • Aplicação de novos parâmetros legais e regulatórios para a construção da nova metodologia para o cálculo da taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) usada para revisão de tarifa das empresas;
  • A partir da publicação da Resolução Normativa nº 874/2020, os WACCs passam a ser atualizados apenas em seus parâmetros e publicados anualmente pela ANEEL, sendo que a cada ano será aplicada a taxa vigente nos processos de revisão que ocorrerem naquele ano, se adotando o conceito de blindagem regulatória de custo de capital próprio pelo período dos próximos 05 anos;
  • Substituição dos títulos de 10 anos dos Estados Unidos por títulos públicos brasileiros, que pagam juros reais e são indexados à inflação (NTN-B);
  • Utilização de dados públicos relacionados às debentures para fins de cálculos da remuneração de capital de terceiros;
  • A estrutura de capital regulatória passa a ter uma proporção de capital de terceiros sobre o capital total resultante da relação Dívida Líquida sobre o EBITDA regulatório equivalente à 3;
  • Aplicação retroativa pela ANEEL dos percentuais definidos em 2018 e 2019 para as instalações que tiveram uma taxa provisória; e
  • Estabelecimento dos novos percentuais de WACC de 7,66%, 7,39% e 6,98% para os anos de 2018, 2019 e 2020, respectivamente, para as transmissoras de energia elétrica.

De acordo com a ANEEL, (i) o valor fixo contribui para a estabilidade e previsibilidade regulatória, (ii) a atualização anual permitirá que a conjuntura histórica seja incorporada gradualmente por meio da evolução dos parâmetros, além de amenizar o acúmulo de expectativas em função do deslocamento de janelas utilizadas, e (iii) a atualização será sempre motivada mediante análise prévia da Agência de adequação dos parâmetros regulatórios, permanecendo a remuneração coerente com a realidade do mercado.

No mais, ressalta-se que, no caso da TAESA (que tem apenas contratos de concessão licitados), os novos percentuais de WACC impactarão apenas as autorizações de reforços e melhorias. No caso dos WACCs de Leilões, tais percentuais são calculados em cada certame, tomando como base o capital próprio e de terceiro, sendo definidos provisoriamente segundo as normas dos Editais de cada Leilão.

Audiência Pública nº 44/2018 e a Agenda Regulatória da ANEEL para o biênio 2019-2020:

Entre o período de 19/09/2018 a 05/11/2018 foram colhidas pela ANEEL contribuições do segmento de transmissão de temas que irão compor a Agenda Regulatório dos anos de 2019 e 2020.

A TAESA corroborou para o aprimoramento da Audiência Pública nº 044/2018 (“AP 044/2018”) propondo a inclusão de temas considerados de grande relevância para o segmento de transmissão, dentre eles: (i) a retomada do aprimoramento da Resolução Normativa ANEEL nº 063/2004, por meio da Audiência Pública nº 077/2011, que regulamenta a imposição de penalidades aos concessionários pela má prestação do serviço público de transmissão; (ii) a revisão da Resolução Normativa ANEEL nº 669/2015, que regulamenta os requisitos mínimos de manutenção e monitoramento das instalações de transmissão da Rede Básica; e (iii) a adequação dos procedimentos realizados pela ANEEL e pelo MME quanto à habilitação de empreendimentos no REIDI de modo a garantir a celeridade na emissão da Portaria pelo MME.

Em 29/01/2019, a ANEEL aprovou, durante a 2ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, alguns temas que comporão a Agenda Regulatória do setor elétrico no biênio de 2019-2020.

Para o segmento da transmissão foram aprovados temas considerados relevantes, como: (i) a definição de regulamentação para equipamentos de transmissão com vida útil esgotada, com expectativa de ser implementada entre o 4º trimestre de 2019 e  o 1º semestre de 2020; (ii) o estabelecimento de norma específica para a geoespacialização na transmissão, implementada a partir da Resolução Normativa nº 861/2019; (iii) além de temas vinculados à regulação dos estudos de mercado, como o Banco de Preços de Referência, e a definição do novo WACC para os segmentos de geração, distribuição e transmissão, também previsto para ser regulamentados por meio da Resolução Homologatória ANEEL nº 2.514/2019 e da Resolução Normativa nº 874/2020, respectivamente.

Espera-se que, com isso, a ANEEL regulamente até o final de 2020 aproximadamente 36 temas considerados de ampla relevância para o setor elétrico.

Leis:

Lei nº 8.987 de 13/02/1995 publicado em 14/02/1995 – Dispõe sobre o regime de concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal e dá outras providências.

Lei nº 9.074 de 07/07/1995 publicado em 08/07/1995 – Estabelece normas para a outorga e prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos e dá outras providências.

Lei nº 9427 de 26/12/1996 publicado em 27/12/1996 – Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, disciplina o regime das concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica, e dá outras providências.

 

Resoluções Normativas:

Resolução Normativa ANEEL nº 903/2020 – Aprova a reestruturação e a revisão dos Procedimentos de Rede e estabelece procedimentos e critérios para alterações.

Resolução Normativa ANEEL nº 905/2020 – Aprova as Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, formada principalmente a partir da Consolidação da Regulamentação dos Serviços de Transmissão.

Resolução Normativa ANEEL nº 948/2021 – Aprova a Regulação Econômico-Financeira – regulamentação de operações, aplicáveis às delegatárias de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica.

Resolução Normativa ANEEL nº 1.003/2022 – Aprova a estrutura e os Submódulos dos Procedimentos de Regulação Tarifária – (PRORET) e consolida a regulamentação acerca dos processos tarifários, aplicáveis a concessionárias e permissionários de serviços públicos de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica.

André Moreira

Diretor Presidente

O Sr. O Sr. Andre Augusto Telles Moreira é graduado em Engenharia Elétrica pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá – EFEI MG e pós-graduado em Qualidade pela Universidade Estadual de Campinas (IMECC). Possui MBA pela Universidade AmBev (Brahma) e MBA em Gestão Empresas Públicas e Privadas, pela Fundação Armando Alvares Penteado – FAAP. Ao longo de sua trajetória profissional no setor elétrico, desenvolvida nas empresas do grupo Neoenergia, atuou como Diretor Executivo de Operações e Diretor Executivo Comercial e de Comercialização na Elektro Eletricidade e Serviços S.A., entre os anos de 2006 a 2017, como Diretor Presidente na Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, em 2017 e, em sua última experiência, como Diretor Executivo de Distribuição na Neoenergia, de 2018 a 2020. Atuou, ainda, como membro do Conselho das distribuidoras Coelba, Celpe, Elektro e Cosern; além de ter ocupado os cargos de membro do Conselho de Administração da Iberdrola Distribuición Eléctrica (Espanha), Avangrid Networks (EUA), Afluente T S.A. e I- de Redes Eléctricas Inteligentes, S.A.

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Rinaldo Pecchio

Diretor Financeiro e de TI

O Sr. Rinaldo Pecchio Jr. é graduado em Economia pela Unicamp e em Ciências Contábeis pela Puccamp e possui MBA em Finanças pela IBMEC. Apresenta mais de 30 anos de carreira, e atua como CFO desde 2004. Iniciou sua trajetória como auditor da Arthur Andersen e desenvolveu sua carreira majoritariamente no setor elétrico, com passagens pelos setores de indústria e agronegócio. Construiu um repertório em FP&A no início de sua carreira e possui sólida experiência em project finance e emissão de dívidas, sendo pioneiro na emissão de debêntures verde do setor de transmissão. Como CFO, passou por empresas como Centro de Tecnologia Canavieira S.A.- CTC, ISA Cteep S.A., Grupo AES Brasil, Tetra Pak Ltda e Elektro.

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Marco Faria

Diretor Técnico

Graduado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC/MG em 1987. Possui MBA em Gestão de Projetos e Pessoas pela FGV. Ao longo de sua trajetória profissional, iniciada na CEMIG em 1978 (geração, transmissão e distribuição de energia elétrica), desempenhou diversas funções. Desde 1988, ocupou cargos gerenciais sendo os últimos como (i) Gerente de Operação e Manutenção da Transmissão, de 1997 a 2008; e (ii) Gestor do Projeto de Integração da Companhia, em 2009. Neste mesmo ano, assumiu a diretoria técnica da TAESA. Em 2017 foi eleito para acumular interinamente os cargos de Diretor Presidente e de Diretor de Desenvolvimento de Negócios da empresa. Atualmente, é diretor em outras empresas participadas do grupo e conselheiro do Operador Nacional do Sistema Elétrico e da Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica

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Fábio Fernandes

Diretor de Negócios e Gestçao de Participações

Graduado em Ciências Econômicas pela Faculdade Cândido Mendes, possui Mestrado em Economia Empresarial pela mesma instituição e MBA em Finanças Corporativas pela IBMEC, e 30 anos de experiência profissional em diversos setores da área financeira, como planejamento financeiro, tesouraria, avaliação econômico-financeira, project finance, M&A e operações de mercado de capitais. Atualmente é responsável pela prospecção e avaliação de novos negócios da Companhia, já tendo atuado em diversas áreas da Companhia desde 2007.

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Luis Alves

Diretor de Implantação

Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, com Pós-Graduação em Planejamento de Sistemas Energéticos pela Unicamp e MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV). Possui mais de 25 anos de experiência na área de energia, com foco em operação, manutenção e expansão e com atuação em grandes empresas no setor de energia elétrica.

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Mansueto Almeida

Economista Chefe do BTG Portal

Nosso convidado especial

Mansueto Almeida é bacharel em ciências econômicas pela Universidade Federal do Ceará e mestre em economia pela Universidade de São Paulo. Assumiu diversos cargos em Brasília, entre os quais, coordenador geral de política monetária do Ministério da Fazenda, em 1996, pesquisador no IPEA e assessor econômico da comissão de desenvolvimento regional e de turismo no Senado Federal. Em 2016, foi nomeado secretário de Acompanhamento Econômico e de Concorrência do Ministério da Fazenda e, em abril de 2018, passou a ser Secretário do Tesouro Nacional onde permaneceu até julho de 2020. Em 2014 e 2015, o economista atuou como consultor no setor privado. Hoje o seu cargo é Economista-chefe do BTG Pactual.

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Mansueto Almeida

Chief Economist at BTG Pactual

Especial Guest

Mansueto Almeida has a bachelor's degree in economics from the Federal University of Ceará and a master's degree in economics from the University of São Paulo. He took on several positions in Brasília, including general coordinator of monetary policy at the national Ministry of Finance, in 1996, researcher at IPEA and economic advisor to the regional development and tourism committee in the Federal Senate. In 2016, he was appointed Secretary of Economic Monitoring and Competition at the Ministry of Finance and, in April 2018, he became Secretary of the National Treasury, where he remained until July 2020. In 2014 and 2015, Mansueto worked as a consultant in the private sector. Today he holds the position of Chief Economist at BTG Pactual.

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Mansueto Almeida

Economista Jefe de BTG Portal

Invitado Especial

Mansueto Almeida tiene una licenciatura en ciencias económicas de la Universidad Federal de Ceará y una maestría en economía de la Universidad de São Paulo. Asumió varios cargos en Brasilia, incluido el de coordinador general de política monetaria del Ministerio de Hacienda, en 1996, investigador del IPEA y asesor económico de la comisión de desarrollo regional y turismo del Senado Federal. En 2016, fue designado Secretario de Seguimiento Económico y Competencia del Ministerio de Hacienda y, en abril de 2018, asumió como Secretario del Tesoro Nacional, donde permaneció hasta julio de 2020. En 2014 y 2015, el economista se desempeñó como consultor en el sector privado. Hoy ocupa el cargo de Economista Jefe de BTG Pactual.

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André Moreira

Diretor Presidente

Mr. Andre Augusto Telles Moreira has a degree in Electrical Engineering from Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI MG) and a postgraduate degree in Quality from Universidade Estadual de Campinas (IMECC). He holds an MBA from AmBev University (Brahma) and an MBA in Public and Private Business Management from Fundação Armando Alvares Penteado (FAAP). Graduated in Business Management Leadership – ESADE (Spain), Global Leadership – IMD (Switzerland), Sustainable Business Strategies Course – MIT (USA), Management Board Memberr Course – IBGC and Change Management in Complex Environments – MIT (USA). Throughout his professional career in the electric sector, developed in the Neoenergia Group’s companies, he served as Chief Operating Officer and Chief Commercial and Trading Officer of Elektro Eletricidade e Serviços S.A from 2006 to 2017; as Chief Executive Officer at Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, in 2017 and, in his last experience, as Executive Director of Distribution at Neoenergia, from 2018 to 2020. He also served as a Board member of distributors Coelba, Celpe, Elektro and Cosern; in addition to being a member of the Board of Directors of Iberdrola Distribuición Eléctrica (Spain), Avangrid Networks (USA), Afluente T S.A. and I- de Redes Eléctricas Inteligentes, S.A. He currently holds the positions of Chief Executive Officer and Chief Investor Relations Officer and Chief Legal and Regulatory Officer at the Company. The administrator above declares that in the last 5 years he has not had any criminal conviction; any conviction in any CVM administrative proceedings and penalties applied; and/or any final and unappealable conviction, in the judicial or administrative sphere, that had the effect of suspension or disqualification for the practice of any professional or commercial activity.

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Rinaldo Pecchio

Diretor Financeiro e de TI

Mr. Rinaldo Pecchio Jr. holds a degree in Economics from Unicamp, in Accounting from Puccamp and an MBA in Finance from IBMEC. He has a career spanning more than 30 years, acting in a CFO capacity since 2004. He began his career as an auditor at Arthur Andersen and developed his career mainly in the electric power sector, also working in the industrial and agribusiness sectors. He built a repertoire in FP&A early in his career and has solid experience in project finance and debt issuance, pioneering the issuance of green bonds in the transmission segment. As CFO, he worked for companies such as Centro de Tecnologia Canavieira S.A.- CTC, ISA Cteep S.A., Grupo AES Brasil, Tetra Pak Ltda and Elektro.

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Marco Faria

Diretor Técnico

He has a degree in Electrical Engineering from the Pontifical Catholic University of Minas Gerais – PUC / MG in 1987. He holds an MBA in Project Management and People FGV. Throughout his professional career, initiated in CEMIG in 1978 (generation, transmission and distribution of electric energy), he performed several functions. Since 1988, he has held managerial positions, the last being (i) Transmission Operation and Maintenance Manager, from 1997 to 2008; and (ii) Manager of the Company’s Integration Project, in 2009. In the same year, he assumed the technical management of TAESA. In 2017 he was elected to temporarily accumulate the positions of Chief Executive Officer and Business Development Director of the company. He is currently director of other companies in the group and adviser to the Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) and the Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica.

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Fábio Fernandes

Diretor de Negócios e Gestçao de Participações

He holds a degree in Economic Sciences from Faculdade Cândido Mendes, a Master’s in Business Economics from the same institution and an MBA in Corporate Finance from IBMEC, accumulating 30 years of professional experience in several industries in the financial area, such as financial planning, treasury, economic and financial valuation, project finance, M&A and capital market operations. Currently he is responsible for prospecting and assessing the Company’s new businesses, having already worked in several areas of the Company since 2007.

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Luis Alves

Diretor de Implantação

He holds a degree in Electrical Engineering from Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, with a Postgraduate Degree in Energy Systems Planning from Unicamp, and an MBA in Business Management from Fundação Getúlio Vargas (FGV). He has more than 25 years of professional experience in the energy sector, focused on operation, maintenance and expansion, and has held positionsin large companiesin the electrical energy sector.

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André Moreira

Diretor Presidente

El Sr. Andre Augusto Telles Moreira es licenciado en Ingeniería Eléctrica por la Escuela Federal de Ingeniería de Itajubá (EFEI-MG) y posgrado en Calidad por la Universidad Estadual de Campinas (IMECC). Tiene un MBA de la Universidad AmBev (Brahma) y un MBA en Gestión de Empresas Públicas y Privadas por la Fundación Armando Alvares Penteado (FAAP). Tiene formación en Liderazgo en Gestión de Negocios – ESADE (España), Liderazgo Global – IMD (Suiza), Curso de Estrategias de Negocios Sostenibles – MIT (EUA), Curso de Consejero de Administración – IBGC y Gestión del Cambio en Entornos Complejos – MIT (EUA). A lo largo de su trayectoria profesional en el sector eléctrico, desarrollada en las empresas del grupo Neoenergia, se desempeñó como Director Ejecutivo de Operaciones y Director Ejecutivo Comercial y de Comercialización en Elektro Eletricidade e Serviços S.A., de 2006 a 2017; como Director Presidente en Coelba – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia, en 2017 y, en su última experiencia, como Director Ejecutivo de Distribución en Neoenergia, de 2018 a 2020. También se desempeñó como miembro del Consejo de las distribuidoras Coelba, Celpe, Elektro y Cosern; además de haber ocupado los cargos de miembro del Consejo de Administración de Iberdrola Distribución Eléctrica (España), Avangrid Networks (EUA), Afluente T S.A. e I- de Redes Eléctricas Inteligentes, S.A. Actualmente ocupa los cargos de Director Presidente y de Relación con Inversionistas y de Director Jurídico y Regulatorio en la Compañía. El administrador mencionado declara que en los últimos 5 años no ha sufrido ninguna condena penal; ninguna condena en proceso administrativo de la CVM ni las penas aplicadas; ni ninguna condena de sentencia definitiva, en la esfera judicial o administrativa, que haya tenido como efecto la suspensión o la inhabilitación para la práctica de cualquier actividad profesional o comercial.

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Rinaldo Pecchio

Diretor Financeiro e de TI

El Sr. Rinaldo Pecchio Jr. es licenciado en Economía por la Unicamp y en Ciencias Contables por la Puccamp, y cuenta con MBA en Finanzas por la IBEMEC. Tiene una carrera de más de 30 años y es CFO desde 2004. Inició su carrera como auditor en Arthur Andersen y desarrolló su carrera principalmente en el sector eléctrico, con pasajes en los sectores de industria y agronegocios. Desarrolló un repertorio en FP&A al principio de su carrera y tiene una sólida experiencia en financiamiento de proyectos y emisión de deuda, siendo pionero en la emisión de bonos verdes en el sector de transmisión. Como CFO, trabajó para empresas como Centro de Tecnología Canavieira S.A.- CTC, ISA Cteep S.A., Grupo AES Brasil, Tetra Pak Ltda y Elektro.

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Marco Faria

Diretor Técnico

Graduado en Ingeniería Eléctrica por la Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC/MG en 1987. Posee un MBA en Gestión de Proyectos y Personas por la FGV. A lo largo de su carrera profesional, iniciado en CEMIG en 1978 (generación, transmisión y distribución de energía eléctrica), realizó varias funciones. Desde 1988, ha ocupado cargos gerenciales, el último de los cuales fue (i) Gerente de Operación y Mantenimiento de Transmisión, desde 1997 hasta 2008; y (ii) Gerente del Proyecto de Integración de la Compañía, en 2009. En el mismo año, asumió la gestión técnica de TAESA. En 2017, fue elegido para acumular temporalmente los cargos de Director Ejecutivo y Director de Desarrollo de Negocios de la compañía. Actualmente es director de otras compañías del grupo y asesor del Operador Nacional del Sistema Eléctrico y de la Asociación Brasileña de Empresas de Transmisión de Energía Eléctrica.

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Fábio Fernandes

Diretor de Negócios e Gestçao de Participações

Es licenciado en Ciencias Económicas por la Facultad Cândido Mendes, Máster en Economía Empresarial por la misma institución y con MBA en Finanzas Corporativas por IBMEC, y 30 años de experiencia profesional en diversos sectores del área financiero, como planificación financiera, tesorería, evaluación económico-financiera, project finance, M&A y operaciones de mercado de capitales. Actualmente es responsable de la prospección y evaluación de los nuevos negocios de la Compañía, y ya ha trabajado en diversas áreas de la Compañía desde 2007.

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Luis Alves

Diretor de Implantação

Es ingeniero eléctrico por la Universidade Estadual Paulista Júlio de Mesquita Filho, con un Postgrado en Planificación de Sistemas Energéticos por la Unicamp y un MBA en Gestión empresarial por la Fundação Getúlio Vargas (FGV). Cuenta con más de 25 años de experiencia en el area de energía, con enfoque en operación, mantenimiento y expansión y con desempeño en grandes empresas del sector eléctrico.

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