Tarifa de Transmissão

No caso da transmissão, no mercado elétrico peruano reconhecem-se os custos médios eficientes por ser um dos segmentos que atua como monopólio natural, os quais são pagos mediante às remunerações que geram o uso de custos marginais e um encargo complementar que garanta os custos restantes. Assim mesmo, outorgou-se ao regulador a responsabilidade de não considerar investimentos ineficientes.

Na regulação do setor elétrico peruano estabelece-se que os preços regulados deverão refletir os custos marginais de suprimento de energia e são estruturados de modo a promover a eficiência do setor, também estabelece-se que as tarifas de transmissão e distribuição são reguladas pelo Osinergmin, independentemente da energia ser vendida para o mercado regulado ou para o

mercado livre. No caso destes últimos, os preços de geração serão obtidos segundo acordo entre as partes. As vendas de energia e potência destinadas ao mercado livre deverão considerar obrigatoriamente, e de forma separada, os preços conveniados no barramento de referência da geração, bem como os encargos de transmissão, distribuição e comercialização, (HUAYLLAS, 2008).

Para a determinação dos encargos de transmissão o sistema elétrico peruano está composto por um sistema principal de transmissão, que é aquele onde o fluxo de energia pode fluir em duas direções, razão que não permite identificar exatamente quais geradores e quais distribuidores usam a infraestrutura, e um sistema secundário, onde o fluxo da energia é unidirecional e, portanto, possibilita a identificação dos usuários, (DE LA CRUZ, et al., 2004).

Os geradores conectados ao sistema principal de transmissão (SPT) deverão pagar mensalmente ao menos uma parcela de compensação, a fim de cobrir o custo total de transmissão (CTT). Tanto os sistemas que compõem o SPT, quanto os do sistema secundário de transmissão (SST), deverão permitir aos geradores comercializar potência e energia em qualquer de seus barramentos, (HUAYLLAS, 2008).

O método base de tarifação é o sistema nodal baseado em custos marginais de curto prazo, além de encargos por conexão. O custo total anual eficiente de transmissão (CTT) é calculado em maio de cada ano, e corresponde à anuidade do investimento descontado em 12% (aVNR) mais os custos de operação e manutenção (COeM), (OSINERG, 2005).

CTT = aVNR + COeM

O valor novo de reposição (VNR) é o custo de renovação das instalações, ou seja, do investimento feito em (linhas, subestações, centro de controle, telecomunicações) e os custos da operação e manutenção (incluindo gestão, segurança, etc.). Considera-se que a vida útil das instalações de transmissão, é de 30 anos. A atualização do VNR das instalações de transmissão é feita pelo Osinergmin a cada quatro anos, com a informação apresentada pelos concessionários. Tanto o VNR como o COeM são calculados para as instalações principais e secundárias. Estas últimas devem ser desagregadas em linhas para serem atribuídas aos usuários, (DE LA CRUZ, et al., 2004).

Uma vez definido o CTT, deve-se arrecadar a receita tarifária, assim os mecanismos de arrecadação dos custos são cobrados através de dois encargos: a receita Tarifária (RT) e o Pedágio (Pdg), conforme o critério Marginal, (HUAYLLAS, 2008).

CTT = aVNR + COeM = RT + Pdg

Onde,

CTT : Custo Total de Transmissão (anual)

RT : Receita Tarifária baseado nos custos marginais Pdg : Pedágio (cargo complementar para cobrir o CTT)

A receita tarifária é o valor das diferenças de preços entre os barramentos de entrega e o rendimento de energia ao sistema, os quais surgem pela existência de uma capacidade de transmissão limitada e pela forma como se valorizam as perdas de energia em cada barramento de entrega do sistema. Este valor deve ser transferido dos geradores às empresas transmissoras, a fim de quitar as despesas com instalações de transmissão. A diferença entre o custo total anual e o ingresso tarifário é coberta mediante um pedágio ou encargo complementar, o qual é calculado com diferentes critérios.

No caso das linhas principais, definidas como aquelas de uso comum e onde o fluxo de energia é bidirecional, o pedágio é cobrado através de um encargo mensal por potência, que transferem os geradores às distribuidoras e clientes livres nos contratos. Por outro lado, no caso das linhas secundárias, definidas como aquelas de uso exclusivo e onde o fluxo de energia é unidirecional, o encargo complementar é pago usando diferentes critérios que buscam identificar aos usuários. Então se a linha é usada por alguns geradores para chegar ao sistema, estes pagam o custo anual da mesma em proporção ao “uso” da linha. Este “uso” estima-se com base em uma série de algoritmos de validação física. Se a linha é usada por uma distribuidora para abastecer os clientes de sua área de concessão, seu custo é calculado de maneira equivalente à energia. Por último, no caso de linhas utilizadas por ambos, se utiliza o critério de partilha em relação aos benefícios (OSINERG, 2005), (REYES, 2005).

Segundo Huayllas (2008) a receita tarifária ou ingresso tarifário é calculado em função da potência e energia, entrega e retirada nos barramentos principais das subestações, sem incluir o respectivo pedágio. A RT por energia no SPT é determinado através do modelo PERSEO. A RT por potência (anual) resulta da diferença entre os fatores de perdas marginais calculados para cada elemento do sistema de transmissão.

A receita tarifária é igual a:

RT = RTPotência + RTEnergia

RT = (P2 PP2 - P1 PP1) + (E2 Pe2 - E1 Pe1)

Onde,

RT : Receita Tarifária.

P1, P2 : Potência de entrega e retirada, respectivamente. E1, E2 : Energia de entrega e retirada, respectivamente.

Pp1, Pp2: Preços de potência em barramentos de entrega e retirada, respectivamente.

Pe1, Pe2: Preços de energia em barramentos de entrega e retirada, respectivamente.

O pedágio por conexão resulta da diferença entre o custo total de transmissão (CTT) e a receita tarifaria RT.

Pdg = VNR + COeM – RT = CTT - RT

No caso das redes secundárias, onde é possível identificar os usuários que geram os fluxos de energia, foram estabelecidas duas formas de pagamento, isto segundo as linhas que são utilizadas pelos geradores, para se conectar ao SPT (linhas de Geração), ou se estas forem usadas pelos distribuidores para se conectar aos usuários finais (linhas de Demanda), (HUAYLLAS, 2008).

Segundo Huayllas (2008) no sistema secundário de geração, as receitas são pagas pelos geradores que utilizam as instalações. O pagamento ao transmissor é feito ao final de cada mês e está baseado na mensalidade dos custos médios anuais, usando uma taxa de 12% a.a. Este valor é arrecadado pelo COES e é reajustado mensalmente segundo a variação da taxa de câmbio.

Quanto ao sistema secundário de demanda, estabelece-se um encargo de pedágio secundário, desta vez a ser pago pelos consumidores. Este pedágio unitário aos consumidores resulta da relação entre a energia e a potência transportada. O pedágio em cada instalação é calculado através da diferença entre o custo anual de transmissão e o ingresso tarifário, (HUAYLLAS, 2008).

No caso do tratamento dos contratos BOOT (Build, Own, Operate and Transfer)28_{, originados mediante contrato em leilões, o procedimento de}

remuneração das instalações utiliza também os conceitos de receita tarifária RT e pedágios, sendo o custo total de transmissão (CTT = RT+ Pdg). No entanto existem algumas diferenças em relação aos investimentos realizados no marco da LCE, sendo a principal, o valor do VNR não se revisa periodicamente. No caso da concessão das empresas Etecen e Etesur a ISA, que constituiu a empresa Rede Elétrica do Peru (REP), se optou por uma modalidade diferente, onde o empreendedor se oferece a pagar o maior valor para ter o direito a uma quantidade fixa de rendimentos ao ano denominado: “Remuneração Anual Garantida” (RAG)29_,

(HUAYLLAS, 2008), (OSINERG, 2005).