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O Modelo do Setor Elétrico Brasileiro e o Segmento de Transmissão

O Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro – RE-SEB, lançado em 1996 pelo Ministério de Minas e Energia (MME), que exerce o papel de Poder Concedente e é responsável pela implementação das políticas para o setor, levou à formatação e implementação de um novo arcabouço regulatório para o setor, com a introdução das seguintes modificações principais:

– Desverticalização dos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, que se tornaram áreas de negócio independentes, e criação do segmento de comercialização. Os setores de geração e comercialização seriam gradativamente desregulados, com o objetivo de aumentar a competitividade; os setores de transmissão e distribuição são totalmente regulados, visto se tratarem de monopólios naturais, ou seja, quando os custos fixos são elevados a ponto de inviabilizar a concorrência entre empresas e quando o interesse público é mais bem servido por monopólio regulado do que pela concorrência;
– Criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em 1996, uma autarquia vinculada ao MME, com a função de regular e fiscalizar as atividades do setor;
– Criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em 1998, uma associação civil sem fins lucrativos, autorizado pelo Poder Concedente, com a atribuição de coordenar e controlar a operação da geração e da transmissão no âmbito do Sistema Interligado Nacional (SIN), sob a fiscalização e regulação da ANEEL;
– Criação do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE), também em 1998, hoje Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, com a atribuição de disciplinar as transações de compra e venda de energia elétrica e efetuar a contabilização e liquidação financeira no mercado de energia de curto prazo;
– Em 2004 foi criada em Empresa de Pesquisa Energética (EPE), empresa pública federal vinculada ao MME com o objetivo de subsidiar o planejamento e expansão do setor energético (energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes renováveis, entre outros). A EPE substituiu as funções de planejamento do setor elétrico, então exercidas pelo Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão do Setor Elétrico (CCPE).

Além dos órgãos acima, compõem também esse arranjo institucional:

– O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, responsável pela definição das políticas e diretrizes para o setor;
– O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), sob coordenação direta do MME, que tem como função acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e segurança do suprimento eletroenergético em território nacional. (Fonte: MME, ONS, CCEE).

Essas principais instituições do Modelo do Setor Elétrico são representadas na Figura 1 abaixo:

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Figura 1: Principais instituições do Modelo do Setor Elétrico 

 

O negócio de Transmissão de Energia é separado da Geração, Comercialização e Distribuição de Energia. As transmissoras celebram contratos com agentes distribuidores, transmissores e com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, responsável por administrar os serviços de transmissão no Brasil, o que inclui remunerar as transmissoras através da Receita Anual Permitida – RAP. Os recursos para pagamento das receitas advêm dos encargos de uso do sistema de transmissão, pagos pelos usuários e arrecadados pelo ONS, com base em montantes de uso previstos contratualmente. O conjunto desses encargos é calculado pela ANEEL e forma o total da RAP das empresas transmissoras.

Para ser uma nova concessionária de transmissão, a empresa tem de ser a vencedora de um leilão de transmissão, oferecendo o maior desconto da RAP através de leilão realizado pela ANEEL, ou adquirir no mercado uma concessão anteriormente leiloada, desde que a transferência de propriedade seja aprovada pela ANEEL. As receitas dos agentes de transmissão são, portanto, definidas no momento da outorga da concessão segundo um modelo de receita teto; essas receitas, calculadas em função dos investimentos necessários e de sua adequada remuneração, e do custo eficiente associado à qualidade de serviço exigida, serão reajustadas anualmente segundo índices econômicos definidos em contrato e poderão ou não estar sujeitas a revisões periódicas (dependendo da data de outorga, por desdobramentos da legislação).

As concessões da TAESA tem a sua RAP ajustada anualmente pelo IGP-M ou pelo IPCA e sofrerá redução de 50% no 16º ano de operação comercial. Conforme previsto nos contratos de concessão, vão expirar 30 anos após sua assinatura, podendo ser prorrogadas, a critério do Poder Concedente.

As Transmissoras são remuneradas pela disponibilidade plena de suas instalações, independentemente do volume de energia transmitido através dos seus ativos, de acordo com o modelo preconizado de incentivo à eficiência.

Assim, os serviços de transmissão são prestados por agentes concessionários que celebram contratos concessão de serviço público com o Estado. Esses contratos regulam os direitos e obrigações dos concessionários junto ao Poder Concedente, aos usuários e ao ONS, estabelecendo a outorga do serviço público de transmissão, as instalações associadas, a RAP e a forma de reajuste/revisão, os direitos e obrigações do concessionário e do Poder Concedente.

As concessões que compõem o mercado de transmissão no Brasil podem ser divididas em três categorias principais.
1.Concessões anteriores a 1998;
2.Concessões licitadas entre 1999 e novembro de 2006; e
3.Concessões licitadas após novembro de 2006.

A primeira categoria engloba os ativos já existentes antes de 1998. Essas concessões têm a sua RAP ajustada anualmente pelo IGP-M, seus contratos vencem em 2015 e algumas dessas concessões estão sujeitas a uma revisão tarifária ampla.

Já as concessões da segunda categoria são Projetos Greenfield, licitados entre 1999 e novembro de 2006, que têm sua RAP ajustada anualmente pelo IGP-M ou pelo IPCA e que sofrerão redução da RAP de 50% no 16º ano de operação. Conforme previsto nos contratos de concessão, essas concessões não estão sujeitas a revisão tarifária e expiram 30 anos após a assinatura do contrato.

Finalmente, as concessões da terceira categoria são Projetos Greenfield licitados a partir de novembro de 2006, que têm sua RAP ajustada anualmente pelo IPCA e que estão sujeitas a revisão tarifária restrita. Assim como as concessões da segunda categoria, esses contratos de concessão vão expirar 30 anos após a assinatura.

As concessões da TAESA estão concentradas principalmente na segunda categoria.

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