No caso brasileiro, as distâncias entre as usinas e os centros de consumo e a característica de distintos regimes hidrológicos entre as regiões em que estão localizadas as centrais hidrelétricas exigem extensa rede de linhas de transmissão de alta tensão para transmitir a energia gerada e interligar os subsistemas regionais. Essa configuração interligada (sistema elétrico interligado, é aquele que se estende por um vasto território, composto por diversas usinas ligadas entre si e com os centros de consumo, por meio das linhas de transmissão) em praticamente todo o território nacional, implica ganhos de produção no sistema elétrico brasileiro.
O sistema elétrico brasileiro era composto até recentemente por dois grandes sistemas interligados, desconectados entre si, e por uma série de pequenos sistemas isolados, situados sobretudo na região Norte. As principais empresas das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste formavam o sistema interligado de maior porte, atendendo cerca de 80% do mercado brasileiro de energia elétrica. O outro sistema interligado abrangia toda a região Nordeste e parte da região Norte, localizada no estado do Pará.
Em dezembro de 1998, os dois sistemas interligados foram conectados do ponto de vista elétrico com a entrada em operação da primeira etapa da interligação Norte-Sul: linha de transmissão em 500 kV, com pontos terminais nas subestações de Imperatriz, no Maranhão, e de Samambaia, no Distrito Federal. Além disso, já havia uma ligação energética entre os dois sistemas através do rio São Francisco.
O serviço de transporte de grandes quantidades de energia elétrica por longas distâncias é feito utilizando-se de uma rede de linhas e subestações em voltagem igual ou superior a 230 kV, é denominado de Rede Básica.
Qualquer agente que compre ou venda energia tem direito à utilização da rede básica, assegurado em lei e garantido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): esta condição é chamada de Livre Acesso. A administração da operação da rede básica fica a cargo do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, instituição privada, mas fiscalizada pela ANEEL, formada por empresas de geração, transmissão e comercialização, responsável por gerenciar o despacho de energia em condições otimizadas, que envolve o uso dos reservatórios das hidrelétricas e o combustível das termelétricas componentes do sistema elétrico interligado.
3 A EPTE foi incorporada pela CTEEP em 1999.
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As concessionárias distribuidoras de energia elétrica que estão vinculadas às empresas de geração por meio de contratos iniciais, firmados há alguns anos e cuja vigência foi até o ano de 2005, pagam tarifas iguais, mas o encargo é calculado de acordo com a demanda de cada empresa.
Os novos agentes do mercado de energia os comercializadores, produtores independentes e consumidores livres surgidos depois que a ANEEL implantou o Livre Acesso, seguem regras diferentes. A tarifa de transmissão é calculada com base na distância entre o ponto de injeção da geração e ponto de consumo, bem como o total da carga utilizada.
O custo do serviço de transmissão de energia elétrica é composto da Receita Permitida (denominada RAP) no ano para as concessionárias do serviço público de transmissão em operação no País e por uma parcela para pagar o serviço do ONS.
A receita permitida às empresas de transmissão é definida pela ANEEL e ONS é uma instituição privada que gerencia a operação do sistema elétrico interligado, ou seja, determina como a energia produzida chegará até os centros de consumo.
O montante formado pela receita permitida e uma parte do orçamento do ONS deve ser rateado entre os usuários da rede básica de transmissão, que são as centrais geradoras, consumidores livres, concessionárias de distribuição e agentes de importação e exportação de energia elétrica.
A forma de rateio desses custos de transmissão está regulamentada pela ANEEL e obedece à definição de uma tarifa de uso da transmissão, calculada de acordo com uma metodologia denominada nodal, porque leva em consideração cada subestação ou nó da rede básica.
O cálculo das tarifas de transmissão contempla o conjunto das linhas de transmissão, transformadores, geradores e cargas elétricas em cada subestação, ou nó, do sistema elétrico interligado. A ANEEL utiliza esse mesmo programa e informações para estabelecer a tarifa de transmissão a ser usada para o cálculo dos encargos de cada usuário (TUST). Como o sistema está em permanente expansão, com o acréscimo de novas usinas e linhas de transmissão, esse valor é recalculado todos os anos.
As concessionárias mantêm com o ONS o Contrato de Prestação de Serviços de Transmissão CPST, pelo qual autorizam o ONS representá-las junto a usuários e se comprometem a acatar todas as ordens de operação do sistema por ele ditadas. Por sua vez, o ONS contrata com os usuários, pelo Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST, a prestação do serviço de transmissão e se encarrega de medir o serviço prestado pelos
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concessionários. Por fim, o ONS informa aos usuários e transmissores o valor do pagamento que os primeiros deverão realizar a esses últimos pelo serviço prestado.
A Rede Básica de Transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) teve sua origem determinada pelo art. 17 da Lei 9.074, de 28.09.1995, sendo regulamentada pelo Decreto nº 1.717, de 24.11.1995.
Tendo como base a relação elaborada conjuntamente pelo Grupo Coordenador da Operação Interligada GCOI e Grupo Coordenador de Planejamento do Sistema GCPS, sob a coordenação da Eletrobrás, o DNAEE publicou a Portaria 244, em 28 de junho de 1996, relacionando as instalações de transmissão que deveriam integrar a Rede Básica, definindo assim a sua primeira configuração, que teve como referência a data de 8 de julho de 1995.
A partir de 1998, a ANEEL, tendo em vista a necessidade de revisar a composição da Rede Básica estabelecida inicialmente pela Portaria DNAEE n° 244/96, de forma a adequá-la à reestruturação do setor elétrico brasileiro emitiu a Resolução 245/98, de caráter normativo, com as regras de classificação das instalações de transmissão para fins de composição da Rede Básica e, publicou, conforme consta no Processo 48500.000610/99-21:
i. A Resolução n° 166, de 2000, relacionando as instalações de transmissão
componentes da Rede Básica incluindo as denominadas Demais Instalações de Transmissão, que se encontravam em operação até 31 de dezembro de 1999; e ii. A Resolução n° 167, de 2000, definindo as receitas anuais permitidas dessas instalações (inclusive as Demais Instalações de Transmissão) relacionadas na Resolução 166/2000, estabelecendo-se assim o equilíbrio econômico-financeiro inicial dos contratos.
O Sistema Interligado Nacional é responsável pelo atendimento de 98% do mercado brasileiro de energia elétrica. A rede básica de transmissão, compreendendo as tensões de 230 kV a 750 kV, atingiu, em dezembro de 2004, uma extensão de 80.022 km, englobando 815 circuitos de transmissão e uma capacidade de transformação de 178.447 MVA, em 321 subestações. A dimensão desse sistema pode ser visualizada na figura a seguir:
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Apenas o Amazonas, Roraima, Acre, Amapá, Rondônia e parte do Pará ainda não fazem parte do sistema integrado de eletrificação. Nestes Estados, o abastecimento é feito por pequenas usinas termelétricas ou por usinas hidrelétricas situadas próximas às suas capitais. O sistema interligado de eletrificação permite que as diferentes regiões permutem energia entre si, quando uma delas apresenta queda no nível dos reservatórios. Como o regime de chuvas é diferente nas regiões Sul, Sudeste, norte e Nordeste, os grandes troncos (linhas de transmissão da mais alta tensão: 500 kV ou 750 kV) possibilitam que os pontos com produção insuficiente de energia sejam abastecidos por centros de geração em situação favorável.
Atualmente, as concessionárias de transmissão detêm, para fins de remuneração, três tipos de instalações:
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a) as classificadas como Rede Básica, composta por instalações com tensão igual ou superior a 230 kV, de uso compartilhado, e por transformadores de potência com tensão primária igual ou superior a 230 kV, e tensões secundária e terciária inferiores a 230 kV;
b) as instalações com tensão de 230 kV e acima, porém classificadas como instalações de conexão (de uso exclusivo de um consumidor ou de um gerador, por exemplo); e c) as instalações com tensão menor que 230 kV, classificadas como Demais Instalações de Transmissão.
Com relação às parcelas utilizadas nos Contratos de Concessão, o termo RBSE (Rede Básica do Sistema Existente) refere-se às instalações componentes da Rede Básica, definidas no anexo da Resolução nº 166/2000. O termo RPC refere-se às instalações de conexão e às Demais Instalações de Transmissão, ambas dedicadas aos respectivos usuários. A soma das duas parcelas relativas à RBSEi e à RPCi compõe a Receita Anual Permitida RAP das respectivas concessionárias de transmissão, dando início ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão.
Os reforços nas instalações existentes das concessionárias constantes da Resolução nº 166/2000, bem como adequações de menor porte, como permitido pela legislação e previsto nos contratos de concessão das concessionárias em apreço, foram por elas implementadas por meio de autorizações expedidas pela ANEEL.
As RAPs associadas aos reforços ficaram caracterizadas pela parcela denominada RBNI (Rede Básica Novas Instalações), que é a parcela correspondente às novas instalações autorizadas e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL, n. 167/2000.
Assim, a evolução da receita ao longo do primeiro período tarifário foi conseqüência exclusiva da aplicação do mecanismo de reajuste previsto no Contrato de Concessão.
O sistema de remuneração no segmento de transmissão é diferente para os diversos tipos de contratos existentes sendo, portanto, necessária a sua caracterização, e se divide em:
i) Instalações Existentes;
ii) Novas Instalações Autorizadas; iii) Novas Instalações Licitadas.
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