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 para a integração, o Operador Nacional emite e encaminha à ANEEL o respectivo Termo de Liberação Provisória (TLP), até que seja expedido, posteriormente, o Termo de Liberação Definitiva (TLD).

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 no 5º, 10º e 15º ano do contrato de concessão (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), que presta serviços ao Ministério de Minas e Energia (MME), é responsável pela elaboração de estudos e análises que guiarão as escolhas do Estado 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 11 de fevereiro de 2020, o PDE 2029 foi publicado. De acordo com o plano, os investimentos em infraestrutura de energia para suprir a expansão necessária até 2029 podem chegar a R$ 2,3 trilhões. Do total de investimentos, 77,4% serão absorvidos pelo setor de petróleo e gás. A área de geração e transmissão de energia elétrica representará 19,6%, incluindo a geração distribuída. E 3% serão utilizados para aumentar a oferta de biocombustíveis.

A expansão da capacidade instalada de geração de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) prevista para o horizonte de dez anos é de 75,5 GW, sendo 60 GW em geração centralizada e 15,5 GW em autoprodução e geração distribuída.

Com relação à transmissão de energia elétrica, o total de investimentos deverá chegar a aproximadamente R$ 103,7 bilhões ao longo da década, dos quais R$ 73,6 bilhões em linhas de transmissão e R$ 30,1 bilhões em subestações, incluindo instalações de fronteira. O PDE prevê um aumento de 55,8 mil km nas linhas de transmissão e um aumento de 172 GVA na capacidade de transformação.

O Plano também sinalizou a expansão da Rede Básica de Transmissão como principal medida de crescimento do setor, considerando-se uma maneira eficiente de permitir que os agentes de mercado também tenham livre acesso à rede, possibilitando um ambiente favorável à competitividade e interconexão dos segmentos de geração e comercialização de energia para o Sistema Interligado Nacional.

De acordo com a EPE, no PDE 2029, a expansão das interconexões regionais, as interconexões de sistemas isolados ao SIN no horizonte de dez anos, a situação das interconexões, os sistemas regionais de transmissão, a evolução física e o valor estimado dos investimentos e a estimativa da evolução do TUST pelos submercados. Também foram discutidas a atualização dos critérios de planejamento, os desafios de transmissão, as perspectivas tecnológicas e a modernização do sistema de transmissão associado à UHE Itaipu, além da análise dos impactos dos projetos atrasados ​​na Região Sul.

Devido à crise global devido à nova pandemia de coronavírus (Covid-19) e aos impactos da pandemia no setor de economia e energia do país, a EPE pretende divulgar antecipadamente informações parciais do PDE 2030, que normalmente ocorreriam somente em dezembro de 2020, a fim de fornecer aos investidores dados atualizados sobre o planejamento do mercado de energia pós-coronavírus.

Com a crise atual, foi criado um senso de urgência sobre o cronograma de divulgação do PDE 2030, uma vez que o PDE 2029, publicado em fevereiro deste ano, não é mais válido como cenário de referência para orientar investidores e políticas do setor energético.

Durante um webinar promovido pelo Fórum de Associações do Setor Elétrico (FASE) e Fórum do Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE), realizado em 2 de junho de 2020, o presidente da EPE, Thiago Barral, lembrou que antes da crise o cenário para 2020 teve um crescimento de 4,2% na demanda elétrica em relação a 2019. As projeções foram atualizadas em maio considerando uma retração do PIB de 5%, resultando em uma queda de 3% na demanda em relação a 2019. Segundo Barral, essa redução de mercado pode ser ainda maior, já que existem bancos que já projetam retração de 7% no PIB brasileiro. O executivo disse que a equipe da EPE está se esforçando para atualizar as informações e disponibilizá-las ao mercado o mais rápido possível.

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 841/2018 – Estabelece critérios para entrada em operação de Funções Transmissão sob responsabilidade de Transmissoras a serem integradas ao Sistema Interligado Nacional.

Resolução Normativa ANEEL nº 766/2017 – Disciplina o oferecimento de garantias por concessionárias, permissionárias e autorizadas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

Resolução Normativa ANEEL nº 729/2016 – Estabelece as disposições relativas à qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica, associada à disponibilidade e à capacidade operativa das instalações sob responsabilidade de concessionária de transmissão integrantes da rede básica e das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais que se conectam à rede básica.

Resolução Normativa ANEEL nº 699/2016- Disciplina os atos e negócios jurídicos entre concessionárias, permissionárias, autorizadas de energia elétrica e suas partes relacionadas.

Resolução Normativa ANEEL nº 669/2015 – Estabelece os requisitos mínimos de manutenção das instalações de transmissão de Rede Básica.

Resolução Normativa ANEEL nº 484/2012- Estabelece os procedimentos a serem adotados pelas concessionárias, permissionárias e autorizadas de serviços e instalações de energia elétrica para obtenção de anuência à transferência de controle societário.

Resolução Normativa ANEEL nº 435/2011- Define a estrutura dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que consolida a regulamentação acerca dos processos tarifários.

Resolução Normativa ANEEL nº 443/2011 (com alterações da Resolução Normativa ANEEL nº 643/2014) – Estabelece a distinção entre melhorias e reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionária de transmissão.

Resolução Normativa ANEEL nº 149/2005 – Estabelece os procedimentos para solicitação de anuência, pelos agentes prestadores de serviço de energia elétrica, para alteração de atos constitutivos, e indica os casos previamente autorizados.