anexo i - nt n 49-2007 respostas às contribuições · − nota técnica nº 062/2006-srt/aneel...

ANEXO I Nota Técnica nº 49/2007-SRE/ANEEL

Brasília, 05 de março de 2007

R E S P O S T A S A O S C O M E N T Á R I O S E C O N T R I B U I Ç Õ E S R E C E B I D O S

N A A U D I Ê N C I A P Ú B L I C A N º 0 0 7 / 2 0 0 6

índice

I. ESTRUTURA DE CAPITAL...........................................................................................................3 II. CUSTO DE CAPITAL....................................................................................................................7 III. BASE DE REMUNERAÇÃO ..................................................................................................... 20 IV. CUSTOS OPERACIONAIS........................................................................................................ 33 V. OUTRAS RECEITAS.................................................................................................................... 55 VI. ASPECTOS GERAIS ................................................................................................................... 59

(Fl. 2 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007).

RESPOSTAS E ESCLARECIMENTOS DA ANEEL ÀS CONTRIBUIÇÕES E COMENTÁRIOS RECEBIDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA SOBRE A PRIMEIRA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA

DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DO BRASIL – AP 007/2006. O presente anexo apresenta as respostas e esclarecimentos da ANEEL referente às contribuições relativas à metodologia da revisão tarifária periódica apresentada na audiência pública 007/2006 e constante dos seguintes documentos:

− Nota Técnica nº 068/2006-SRT/ANEEL – Metodologia e critérios gerais para a primeira revisão tarifária periódica das concessionárias de transmissão;

− Nota Técnica nº 048/2006-SRT/ANEEL – Metodologia e critérios gerais para definição da estrutura de capital;

− Nota Técnica nº 062/2006-SRT/ANEEL – Metodologia e critérios gerais para definição do custo de capital;

− Nota Técnica nº 063/2006-SRT/ANEEL – Metodologia e critérios gerais para definição da base de remuneração de ativos para fins de revisão tarifária periódica;

− Nota Técnica nº 064/2006-SRT/ANEEL – Metodologia e critérios gerais para definição dos custos de administração, operação e manutenção das concessionárias de transmissão;

− Nota Técnica nº 066/2006-SRT/ANEEL – Definição do tratamento regulatório das denominadas “outras receitas” para fins da primeira revisão tarifária periódica das concessionárias de transmissão de energia elétrica;

As contribuições estão apresentadas sob a forma de extratos retirados dos textos integrais apresentados na citada audiência pública com o objetivo de apresentar sucintamente a mensagem principal do autor da contribuição. Cabe ressaltar que a contribuição em sua forma integral pode ser acessada no endereço www.aneel.gov.br no link Audiências/Consultas/Fórum. Ao início de cada comentário é identificado seu autor e para cada comentário é apresentada a resposta da ANEEL, explicitando, quando for o caso, sobre sua incorporação ou não na decisão final do processo de revisão tarifária. Vale salientar que comentários sobre um mesmo tema e de conteúdo comum, feitos por autores diferentes, são acompanhados de uma única resposta.


I. ESTRUTURA DE CAPITAL

RESPOSTAS À NOTA TÉCNICA Nº 048/2006-SRT/ANEEL I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CEMIG GT I.1 – Estrutura de Capital Contribuição da CEMIG GT: “Se repararmos nas empresas do Cluster A, que participam exclusivamente do segmento Transmissão, como CTEEP, COPEL Transmissão e Eletrosul, podemos confirmar que seus graus de alavancagem são os menores da amostra, sendo eles 21,6%, 29,2% e 36,2%, respectivamente”. “Estes valores fazem sentido se considerarmos que as empresas de Transmissão existentes se encontram em estágio 100% operacional e não precisam ter um grau elevado de alavancagem para financiar seu capital de giro”. “Tendo em vista ainda que a média ponderada pela RAP das empresas do cluster A, foi de 37,2%, a CEMIG GT sugere a utilização de um critério considerando o intervalo entre 35% e 65%, sendo o limite inferior aplicável a empresas existentes (cluster A) e o limite superior a empresas licitadas (cluster B)”. Resposta da ANEEL: A definição dos clusters e o cálculo do intervalo a ser considerado será objeto de nova análise, atualizando os parâmetros considerados bem como as contribuições acatadas no âmbito da audiência pública AP 007/2006. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Price) II.1 – Estrutura de Capital – Definições de Capital Próprio e de Terceiros Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL considere: (i) que apenas a parcela relacionada à dívida onerosa do passivo exigível seja definida como capital de

terceiros; (ii) que o parâmetro utilizado para capital próprio seja o valor de mercado das ações, quando disponível, e

não o patrimônio líquido contábil; (iii) que, na estrutura de capital, a participação de capital de terceiros seja definida como a relação da dívida

onerosa sobre a soma da dívida onerosa com o capital próprio a valor de mercado, quando disponível; e (iv) que, na estrutura de capital, a participação de capital próprio seja definida como a relação do capital

próprio a valor de mercado (quando disponível) sobre a soma da dívida onerosa com o capital próprio a valor de mercado, quando disponível ”.

(Fl. 4 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: O valor de mercado do capital próprio é uma medida extremamente volátil, visto que o preço das ações é bastante sensível à conjuntura de mercado. Em função desta volatilidade, a estrutura de capital calculada em algum ponto do tempo, com base no valor de mercado, pode não refletir o real valor de longo-prazo do capital próprio que prevalecerá no próximo ciclo tarifário (2006-09). Com base no exposto, a área técnica entende ser mais prudente a utilização do valor contábil para mensurar o capital próprio por ser tratar de uma medida mais estável e menos viesada. Ademais, por questões de isonomia, a utilização do valor de mercado para o capital próprio não seria uma medida factível em virtude da dificuldade de obtenção desta informação para as empresas de capital fechado que engloba a grande maioria das concessionárias de energia do Brasil. Com relação ao capital de terceiros, o cálculo da Estrutura Ótima de Capital adota a premissa de que para qualquer unidade monetária aplicada no ativo existe uma unidade equivalente no passivo ou no patrimônio líquido, não havendo meio simples e direto do regulador distinguir sobre quais desti nações são dadas para cada item do passivo. Todas as dívidas de longo prazo contraídas pela concessionária, de uma forma ou de outra, acabam transitando pelo passivo circulante, inclusive aquelas que se destinam ao pagamento de salários e contas a pagar, constituindo, assim, uma fonte válida de financiamento do ativo permanente. É fato que uma análise contábil mais apurada do passivo circulante poderia encontrar contas não vinculadas ao ativo permanente, o que as tornaria elegíveis de expurgo para fins do cálculo da estrutura ótima de capital. No entanto, isso demandaria uma análise com elevado grau de discricionariedade que, no entendimento do regulador, não ofereceria alterações substanciais em relação à análise direta, que se considera que todos os itens do passivo sejam incluídos no capital de terceiros para efeito de determinação da estrutura ótima de capital. II.2 – Estrutura de Capital – Limitações ao Endividamento Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL considere uma estrutura de capital para as empresas definidas no Cluster A que reflita sua atual capacidade e conveniência de alavancagem financeira. Entendemos que a alavancagem possível e conveniente não acolhe a participação de capital de terceiros em mais de 30%.” [...] As transmissoras agrupadas no cluster A têm uma herança diferente: misturam ativos antigos com expansões e reinvestimentos, em grande parte não mais sujeitos a crédito do BNDES; sob uma estrutura corporativa e de negócios em migração de um modelo setorial basicamente estatal para um modelo de empreendedorismo em regime regulado; e vivem momento histórico bastante distinto das empresas do cluster B.” [...] “Foi solicitada à PwC uma análise da estrutura de capital das empresas associadas ABRATE...” [...] “Os resultados desta análise demonstram que a média da participação de capital de terceiros durante o período analisado indica alavancagem de 31,0% (Vide ANEXO I). E mesmo assim, excepcionalmente elevada entre 2001 e 2004 pelos impactos do racionamento e da desvalorização da moeda.” Resposta da ANEEL: A definição dos clusters e o cálculo do intervalo a ser considerado será objeto de nova análise, atualizando os parâmetros considerados bem como as contribuições acatadas no âmbito da audiência pública AP 007/2006.

(Fl. 5 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Neoenergia III.1 – Nível de Alavancagem das Empresas da Amostra Contribuição da Neoenergia: “Entende-se que a queda da participação do capital próprio se deve em grande parte ao fato de que no cálculo foram utilizados os dados do balanço contábil, sem a devida atualização monetária do ativo imobilizado em serviço. É importante ressaltar que a partir de 1995, as empresas brasileiras deixaram de indexar seus balanços. Esse fato gera uma contínua redução na participação do capital próprio dentro da estrutura de financiamento, uma vez que o ativo imobilizado em serviço encontra-se expressado a preços históricos, enquanto o valor da dívida está cotado a preços de mercado.” [...] Portanto, o cálculo meramente baseado nos dados contábeis sem o devido tratamento dos mesmos, leva a uma subestimação da participação do capital próprio dentro da estrutura de financiamento das empresas da amostra e, conseqüentemente, em uma sub-avaliação da taxa de remuneração regulada, uma vez que o custo do capital próprio é significativamente maior do que o custo do capital de terceiros.” Resposta da ANEEL: Não há critério definido para se fazer a atualização monetária do balanço que, conforme destacado, deixaram de ser indexados desde 1995, de forma que do ponto de vista regulatório, cabe a utilização tão somente dos valores contábeis. III.2 – Tratamento dos Clusters Contribuição da Neoenergia: “Com relação ao processo de clusterização, foram realizadas simulações, detalhadas no anexo I deste documento, que demonstraram que os resultados deste processo, utilizado pela ANEEL, não se mostram estáveis frente aos critérios objetivos de ponderação das variáveis consideradas, evidenciando o víes no critério de agrupamento.” “Adicionalmente sugere-se ao Regulador incorporar, na análise dos clusters, uma variável que reflita a antiguidade das empresas, com a finalidade de identificar de forma objetiva a estrutura de capital “ótima” para as empresas segundo sua classificação: “novas licitadas” ou “existentes”. Para levar em consideração a idade das empresas sugere-se acrescentar às três variáveis normalizadas uma quarta variável, binária, com valor igual a um para as empresas novas licitadas e zero para as existentes.” Resposta da ANEEL: O objetivo da clusterização é verificar a possibilidade de classificação das empresas em dois grupos: licitadas e existentes. Não faria sentido, portanto, acrescentar uma variável que diferencie, a priori, esses dois grupos. No entanto, a amostra considerada será revista de forma a excluir as empresas que têm participação muito pequena da transmissão em suas atividades ou então que sofreram desverticalização recentemente.

(Fl. 6 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). III.3 – Cálculo da Estrutura de Capital Associada a cada Cluster Contribuição da Neoenergia: “Não obstante, com base neste entendimento, o Regulador eliminou do cluster da amostra das empresas existentes a ELETROSUL e deixou a CTEEP, sem uma justificativa explícita. No caso particular do cluster das empresas “novas licitadas” observa-se que a NTE foi eliminada apesar de respeitar os critérios de inclusão na amostra.” “Estes procedimentos geraram uma sobre-estimação da participação do capital de terceiro tanto no grupo das empresas “existentes” quanto no das “novas licitadas”. Esse fato acarreta na diminuição da taxa de remuneração regulada, comprometendo a rentabilidade das empresas e a atratividade do setor.” “A ANEEL definiu a estrutura ótima de capital de cada um dos clusters aplicando um fator de ajuste sobre as estruturas de financiamento antes calculadas. Entende-se que a estrutura de capital ótima definida pela ANEEL subestima a participação do capital próprio e conseqüentemente sub-avalia a taxa de remuneração regulada.” Resposta da ANEEL: A amostra será novamente avaliada sem a aplicação dos desvios-padrão.

(Fl. 7 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). II. CUSTO DE CAPITAL RESPOSTAS À NOTA TÉCNICA Nº 062/2006-SRT/ANEEL I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CEMIG GT I.1 – Prêmios de Risco do Negócio, Financeiro e Regulatório Contribuição da CEMIG GT: “...que é do entendimento da CEMIG GT, que um Beta setorial baseado no Índice de Energia Elétrica da Bovespa é perfeitamente calculável. Esta abordagem conta com a vantagem adicional de não ser necessário entrar na complicada seara de tentar estimar (ou não) um risco regulatório baseado em outros ambientes regulatórios diferentes aos que as empresas do setor estão efetivamente expostas.” “ Nesta linha, o risco regulatório brasileiro é maior que qualquer um dos riscos regulatórios utilizados como referência. Afirmativa sustentada nos seguintes fatos: a. A última grande reforma do setor elétrico aconteceu em 2002/2003; b. No caso do modelo do funcionamento da transmissão, sua regulação vem sendo aprimorada desde 1997, faltando ainda regular Parcela Variável, que visa penalizar as instalações da concessionária, denominadas RBSE, devido à sua indisponibilidade; c. Falta de autonomia do órgão regulador – ANEEL. Risco de intervenção do Governo Federal e contenção de despesas que resulta em quadro técnico insuficiente.” “Neste sentido, os mercados de referência utilizados encontram-se num estágio de regulação econômica mais avançado e consolidado. Isto certamente torna questionável afirmar que os riscos destes mercados são equiparáveis.” Resposta da ANEEL: A ANEEL optou por utilizar uma versão do CAPM referenciada ao mercado Norte Americano. Tal metodologia é amplamente aceita e utilizada por diversos órgãos reguladores do mundo. O adicional de risco regulatório visa captar o efeito, em termos de risco, da mudança de regime regulatório. Como a premissa é de que EUA e Reino Unido são países de mesmo risco, então a diferença entre os betas desalanvacados do negócio de energia elétrica deve refletir tão somente o risco do regime regulatório, ou seja, independe do país. O regulador reconhece que o regime price-cap brasileiro é diferente do price-cap inglês, contudo, de acordo com a lógica do modelo, qualquer diferença entre países é capturada no risco país. A ANEEL entende ser mais adequada a adoção de um modelo de CAPM global, evitando o problema de se ter uma referência em um mercado ainda pouco maduro, além de conferir maior estabilidade às séries calculadas. I.2 – Beta Contribuição da CEMIG GT:

(Fl. 8 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Por esta razão, caso a ANEEL não opte por utilizar informações do mercado local, conforme sugerido no item 6 da presente contribuição, a CEMIG GT solicita que seja considerada a alavancagem financeira sobre o risco do negócio.” [...] “Em adição ao colocado anteriormente e sobre a alegação da equiparação dos regimes regulatórios não se aplicar em função da diferença no estágio de maturidade em que se encontram, a CEMIG GT considera que é difícil afirmar que a Transmissão não faz jus a um ajuste de risco regulatório, principalmente sem nenhum tratamento estatístico que sustente esta tese.” “Desta forma, a CEMIG GT insiste na elaboração de um estudo estatístico, seja ele através de dados históricos de ações, de volatilidade de fluxos de caixa ou até mesmo através de pesquisa bem elaborada utilizando os agentes do setor (reguladores, investidores, financiadores, analistas de mercado, consumidores, etc), para poder quantificar a diferença de risco entre as distintas atividades reguladas do Setor Elétrico Brasileiro.” Resposta da ANEEL: O cálculo do risco regulatório baseia-se na diferença dos betas desalavancados dos EUA e do Reino Unido, que tem o propósito de ajustar o beta americano ao regime de regulação price-cap. Como se sabe, o beta incorpora tanto o risco do negócio quanto o risco financeiro da alavancagem. A premissa do regulador é de que o risco financeiro independe do regime de regulação. Com base nesta premissa, quando se realavanca o beta americano pela estrutura de capital ótima do Brasil, o regulador já está incorporando o risco financeiro no regime de regulação price-cap. Neste sentido, resta o ajuste do beta americano ao risco do negócio, que é levado a efeito a partir da diferença entre os betas desalavancados dos EUA e do Reino Unido. O modelo price cap adotado no Brasil para o segmento de transmissão se diferencia de outros modelos no mundo, sendo dado ao concessionário a garantia de uma receita fixa que independe do fluxo de carga em suas instalações, como é prática usual em outros países. Essa questão aliada ao fato das empresas terem a garantia de receita imediata através de autorizações para os reforços que são executados em suas instalações confere ao setor de transmissão uma condição muito diferente do segmento de distribuição. Não se trata, portanto, apenas de comparar genericamente os regimes de price cap e taxa de retorno, devendo-se analisar as especificidades do regime adotado no Brasil. É neste contexto que a ANEEL entende ser correta a abordagem adotada e mantém a posição de não considerar um adicional de risco de regime regulatório para o setor de transmissão. I.3 – Custo de Capital de Terceiros Contribuição da CEMIG GT: “A CEMIG GT entende e concorda, que a ANEEL não deva fazer distinção entre empresas com a mesma atividade fim. Porém, também entende que as empresas passam por diferentes estágios ao longo de sua vida útil. Sem dúvida, uma empresa de Transmissão eficiente, em estágio de implantação ou que esteja ainda amortizando a dívida contraída para a construção da sua instalação, apresentará no seu passivo uma dívida de grande porte com o BNDES.” [...] “Nesta mesma lógica, é de suma importância ressaltar que toda empresa que vise ser sustentável no longo prazo, independente de ser estatal, privada ou de capital misto. Qualquer setor da economia e de qualquer lugar

(Fl. 9 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). no mundo, sempre tentará reduzir ao mínimo seu custo de captação. Em outras palavras, as empresas possuem hoje o melhor custo da dívida que conseguiram encontrar no mercado.” “Neste sentido, a CEMIG GT sugere que seja utilizada uma metodologia, seja ela Benchmarking Financeiro ou CAPM da dívida, com parâmetros que reflitam a realidade de empresas de transmissão que não se encontram mais em fase de implantação, mas sim em um estágio 100% operacional.” “Para este efeito, uma sugestão seria considerar a taxa indicativa das Notas do Tesouro Nacional do Tipo B – NTN-B – mais um spread, conforme sugerido na própria NT 062, porém sem ser ponderada por outra taxa não disponível para as empresas com as características antes mencionadas.” Resposta da ANEEL: A ANEEL reforça o entendimento de que não deva ser feita nenhuma distinção no tratamento conferido entre empresas com a mesma atividade fim, motivo pelo qual não se justifica a diferenciação entre estatais e privadas. No entanto, dada a singularidade existente no negócio de transmissão no Brasil, torna-se prudente a análise das reais características das empresas existentes e dos novos empreendimentos que são executados pelas empresas licitadas. Assim, para as empresas licitadas que se referem a novos empreendimentos, mantém-se a abordagem de um benchmarking financeiro das melhores condições disponíveis no mercado. Já para as empresas existentes, entende-se que o método utilizado também deverá ser aderente à realidade do negócio, que por serem empresas em estágio operacional não se financiam nas mesmas condições de uma empresa iniciante para um empreendimento específico. Dessa forma, será então adotada a metodologia do CAPM da dívida para as empresas existentes. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Price) II.1 – Custo de Capital Próprio – Beta Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL revise a amostra de empresas analisadas e utilize informações de capital próprio a valor de mercado para a desalavancagem dos betas das empresas americanas analisadas.” [...] “Uma análise mais detalhada das 26 empresas americanas utilizadas pela ANEEL mostrou que, em alguns casos, estas empresas operam nos setores de telecomunicações, petróleo, gás, imóveis etc.” [...] “A PwC efetuou uma análise da mesma amostra de 26 empresas americanas e comparou com os valores apresentados na NT no. 062/2006. A PwC utilizou, como provedor de informações, a Bloomberg e levantou os betas destas empresas para o período de 60 meses. A grande maioria dos betas alavancados obtidos apresentou um nível bastante próximo aos coletados pela ANEEL na Economática.” “Neste estudo, efetuou-se a desavalancagem destes betas considerando informações de capital próprio a valores de mercado e os resultados obtidos diferiram significativamente dos resultados da ANEEL. Estas diferenças decorrem da utilização de diferentes parâmetros para a estrutura de capital. A PwC utilizou o capital próprio a valor de mercado, enquanto que a ANEEL utilizou o capital próprio a valor contábil.” [...]

(Fl. 10 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Utilizando o capital próprio a valor de mercado e a alavancagem financeira como sendo a relação Dívida/Capital Próprio a valor de mercado, obteve-se a um beta desalavancado médio de 0,425, ou seja, 40% maior que o beta de 0,306 apresentado na NT no. 062/2006 (Vide ANEXO II).” “Uma segunda análise efetuada pela PwC foi a coleta de uma amostra maior de empresas que atuam no setor de transmissão de energia elétrica no Brasil e em outros países. A amostra levantada contemplou 55 empresas dos seguintes países: Alemanha, Argentina, Brasil, Canadá, Chile, China, Colômbia, Coréia, Espanha, Estados Unidos, Grécia, Inglaterra, Itália, Japão, Rússia e Suíça.” [...] “As empresas que atenderam aos parâmetros mencionados foram agrupadas conforme o grau de previsibilidade e estabilidade dos fluxos de caixa pela regulamentação estabelecida em cada país, segundo critério adotado pela Moody’s1. Para cada grupo foi obtida uma média e o resultado final indicou que em nenhum grupo o beta desalavancado ficou abaixo de 0,520”. Resposta da ANEEL: A amostra de empresas será revisada com o objetivo de escolher as empresas mais representativas do setor elétrico americano e que apresentam as atividades de transmissão e distribuição entre suas atividades principais. Para o cálculo da alavancagem, no entanto, mantém o critério de utilização do capital próprio a valores contábeis de modo a manter em uma única base de comparação todas as empresas. II.2 – Custo de Capital de Terceiros Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL utilize um custo de capital de terceiros baseado na real capacidade de captação das empresas do setor de transmissão.” [...] “As empresas que passarão pela revisão tarifária, e que também são associadas à ABRATE, representam 90% da extensão de linhas de transmissão no Brasil pertencentes à Rede Básica. Uma característica comum a estas concessões é de serem predominantemente instalações existentes e, portanto, não sujeitas a financiamento ou refinanciamento pelas linhas do BNDES. “ [...] “Desta forma, a utilização do custo de captação junto ao BNDES não reflete o custo de capital de terceiros das empresas que passam pela revisão tarifária. A ANEEL deve refletir no seu cálculo um parâmetro que possa ser realmente obtido por uma administração eficiente das empresas do setor.” [...] “O estudo da PwC, que procurou efetuar um levantamento de informações financeiras através de entrevistas com executivos das empresas e com representantes do mercado financeiro, apurou as principais opções de captação e respectivos indicadores de custos disponíveis às empresas do segmento como sendo: • Debêntures: CDI + 1,5% a.a. a 2,0% a.a. (spread) + 1,5% na emissão (custo de colocação e emissão) =

13,00% a.a. a 13,50% a.a. em moeda constante; • FIDC (Fundo de Investimento em Direitos Creditórios): CDI + 1,5% a.a. a 5,0% a.a. (spread) + 1,5%

(custo de colocação e emissão) = 13,00% a.a. a 16, 50% a.a. em moeda constante.”

1 Moody’s, 2005, “Rating Methodology: Global Regulated Electric Utilities”, p. 5.

(Fl. 11 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: A ANEEL reforça o entendimento de que não deva ser feita nenhuma distinção no tratamento conferido entre empresas com a mesma atividade fim, motivo pelo qual não se justifica a diferenciação entre estatais e privadas. No entanto, dada a singularidade existente no negócio de transmissão no Brasil, torna-se prudente a análise das reais características das empresas existentes e dos novos empreendimentos que são executados pelas empresas licitadas. Assim, para as empresas licitadas que se referem a novos empreendimentos, mantém-se a abordagem de um benchmarking financeiro das melhores condições disponíveis no mercado. Já para as empresas existentes, entende-se que método utilizado também deverá ser aderente à real idade do negócio, que por serem empresas em estágio operacional não se financiam nas mesmas condições de uma empresa iniciante para um empreendimento específico. Dessa forma, será então adotada para as empresas existentes a metodologia do CAPM da dívida. II.3 – Custo de Capital Próprio – Risco Regulatório Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL considere um risco regulatório para o setor de transmissão de energia elétrica.” [...] “A ANEEL reconhece que o regime de price cap brasileiro oferece maiores riscos do que o regime de taxa de retorno adotado nos Estados Unidos e, por isso, seria necessário efetuar um ajuste no custo de capital em função do risco regulatório. Entretanto, o mesmo órgão regulador argumenta que o regime de price cap influencia de forma diferente o setor de distribuição e o de transmissão e, por isso, acaba não considerando um risco regulatório para a transmissão.” [...] “Na análise efetuada pela PwC com uma amostra de 55 empresas que atuam no setor de transmissão de energia elétrica no Brasil e em outros países ficou evidente a presença de um risco regulatório, representado no beta.” Resposta da ANEEL: O modelo price cap adotado no Brasil para o segmento de transmissão se diferencia de outros modelos no mundo, sendo dado ao concessionário a garantia de uma receita fixa que independe do fluxo de carga em suas instalações, como é prática usual em outros países. Essa questão aliada ao fato das empresas terem a garantia de receita imediata através de autorizações para os reforços que são executados em suas instalações confere ao setor de transmissão uma condição muito diferente do segmento de distribuição. Não se trata, portanto, apenas de comparar genericamente os regimes de price cap e taxa de retorno, devendo-se analisar as especificidades do regime adotado no Brasil. É neste contexto que a ANEEL entende ser correta a abordagem adotada e mantém a posição de não considerar um adicional de risco de regime regulatório para o setor de transmissão. II.4 – Custo de Capital Próprio – Risco de Crédito Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL não deduza do risco país o risco de crédito.” [...]

(Fl. 12 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “A análise efetuada pela PwC indica que o risco de crédito faz parte do risco país. Desta forma, um investidor ao analisar o papel de um país irá requerer um retorno sobre o risco país em sua totalidade, independente do rating.” Resposta da ANEEL: O risco país é entendido como o risco adicional que um projeto incorre ao ser desenvolvido em um determinado país de economia emergente (mercado doméstico) ao invés de um país com economia estável (geralmente, o mercado dos EUA). Então, este risco procura medir a desconfiança dos investidores quanto ao cumprimento ou não do reembolso prometido pelo devedor soberano na data de vencimento dos títulos por ele emitidos, ou seja, o investidor está interessado em quanto deveria ser recompensado por aplicar em papéis que embutam certa possibilidade de default (não recebimento) em relação a um título de um país considerado como risco “zero”. No entanto, uma vez tendo sido estimado o risco país, uma questão a ser abordada é a exposição de uma firma individual ou um determinado setor da economia ao risco país. Isso é colocado porque não é razoável que todas as indústrias, independente de suas especificidades, estejam expostas igualmente a riscos iguais ao risco país. Dessa forma, enquanto a grande maioria dos setores da economia brasileira está completamente exposta ao risco sistêmico (ou macroeconômico), a distribuição de energia elétrica, como um setor regulado, possui um importante “hedge” em virtude da cláusula de equilíbrio econômico-financeiro inclusa em seus contratos de concessão. Além disso, dada a importância estratégica do setor de energia para toda a indústria nacional, parece razoável supor que, diante de eventos de default do país, este setor deve ser o último a sofrer algum impacto significativo. Estas características do setor justificam a abordagem de expurgo do risco de default do país ao cálculo do risco soberano, uma vez que as concessionárias de distribuição de energia elétrica são pouco sensíveis ao risco de default do país. Diante disso, o que é relevante para o investidor é o risco de default da empresa para quem ele emprestou, e não o risco de default do país onde a empres a se localiza. Pelos argumentos expostos, a área técnica entende que o risco de default do país deve ser subtraído do prêmio de risco soberano, evitando uma dupla contabilização de riscos, o que faria com que um custo desnecessário fosse erroneamente repas sado para a tarifa do consumidor final. II.5 – Custo de Capital Próprio – Ativo Livre de Risco Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL considere como referência da taxa livre de risco o bônus do governo dos EUA com prazo de 30 anos.” [...] “A análise efetuada pela PwC indica que o bônus do governo dos EUA com prazo de 30 anos reflete melhor a opção de investimento a longo prazo em concessionárias de transmissão de energia elétrica, cujos prazos de concessão são de 30 anos, havendo possibilidade de renovação.” Resposta da ANEEL: A escolha de um bônus do governo dos EUA com prazo de 10 anos até o vencimento (tipo UST10) tem uma duration (que representa a duração média ponderada dos fluxos de caixa de um ativo ou carteira) de aproximadamente 8 anos. Esse título é compatível com um empreendimento de longo prazo (maturidade) e que

(Fl. 13 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). apresenta uma duration de aproximadamente 7 anos. Assim, a área técnica entende ser correto manter a escolha adotada para o título americano para a estimação da taxa livre de risco. II.6 – Custo de Capital Próprio – Risco Cambial Contribuição da ABRATE (Price): “Solicitamos que a ANEEL considere a atualização do cálculo do risco cambial para o período de julho de 1999 a abril de 2006.” [...] “A ANEEL considera como parâmetro de referência na definição do risco cambial o período de julho de 1999 a junho de 2002. A análise efetuada pela PwC indica que o risco cambial deve refletir a volatilidade atual do mercado e, portanto, a necessidade de atualização do risco cambial para o período proposto.” Resposta da ANEEL: A ANEEL acata a sugestão e atualizará o premio de risco cambial será atualizado para o período compatível com os demais parâmetros utilizados. III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Neoenergia III.1 – Taxa Livre de Risco e Prêmio de Risco de Mercado Contribuição da Neoenergia: “O intervalo de tempo utilizado (1928-2005) como base para a projeção da taxa livre de risco é inadequado uma vez que inclui casos de extrema instabilidade econômica mundial como o foi a grande depressão dos anos 30 e a Segunda Guerra Mundial, as quais não podem ser consideradas nas previsões futuras. A prudência indica que seria adequado escolher um período de análise posterior ao fim da Segunda Guerra Mundial, período que reflete uma maior estabilidade econômica global.” “Entende-se que existe uma inconsistência na periodicidade das séries utilizadas, dado que no cálculo da taxa livre de risco foi empregada uma série anual e no cálculo do prêmio de risco de mercado foram utilizadas séries mensais.” [...] “Devido à maior volatilidade das taxas de curto prazo com relação às de longo prazo, sugere-se calcular a taxa livre de risco anual a partir de séries de rendimento mensais.” “Desta forma, sugere-se que seja considerado, tanto para o cálculo do prêmio de risco de mercado quanto da taxa livre de risco, um período de observação posterior ao fim da Segunda Guerra mundial.” Resposta da ANEEL: Para o prêmio de risco de mercado, por se tratar de uma série extremamente volátil, a utilização de uma série mais longa se justifica na medida em que ela possibilita a redução do ruído gerado pelos impactos conjunturais do mercado acionário dos EUA. Sendo assim, um melhor preditor para o prêmio de risco de mercado deve ser baseado na série mais longa possível. Portanto, para efeito de cálculo do prêmio de risco de mercado, tanto para

(Fl. 14 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). a taxa de retorno de mercado quanto para a taxa livre de risco será utilizado a série desde 1928. Dessa forma, as séries de taxa livre de risco e da taxa de retorno do S&P500, utilizadas no cálculo do prêmio de risco de mercado, apresentarão a mesma periodicidade. Para a taxa livre de risco, no entanto, será utilizada uma série de menor período, mantendo a consistência na periodicidade das séries temporais adotadas no cálculo da taxa de remuneração tanto no segmento de transmissão quanto de distribuição. III.2 – Beta Contribuição da Neoenergia: “Sugere-se que para o cálculo dos Betas do negócio, sejam utilizados os Betas ajustados ao invés dos Betas de regressão. É conhecido na teoria da regulação o fato de que Betas de regressão (ou desajustados) não medem de forma adequada o risco de uma atividade”. [...] “De fato, as mudanças ocorridas nos fundamentos de risco nos principais mercados de energia elétrica ainda não se encontram refletidas nas estimações dos Betas históricos. Desta forma, a estimação do Beta deve ser realizada utilizando fundamentos forward looking e não apenas backward looking.” [...] “A conseqüente subestimação do risco do negócio, na determinação de taxa de remuneração regulada, gera um desestímulo aos investimentos no setor, podendo comprometer a capacidade de expansão do sistema e a sustentabilidade do setor.” Resposta da ANEEL: A área técnica entende que para a aplicação regulatória desses resultados deve-se manter a opção de utilizar o beta de regressão, uma vez que todos os outros parâmetros são calculados com base em séries históricas, sem projeções para o futuro. III.3 – Prêmio do Risco País (Brasil) e Risco Cambial Contribuição da Neoenergia: “Com respeito à proposta metodológica apresentada pela ANEEL, cabe destacar que na concessão de serviços públicos existe uma alta correlação entre o risco da atividade concedida e o risco de default do governo. Portanto, a desconsideração de tal fato subestima o risco associado à atividade em países em via de desenvolvimento.” [...] “Pelos motivos acima indicados, sugere-se calcular o risco Brasil como o risco soberano (que é a diferença entre o rendimento em dólares no mercado secundário de títulos públicos brasileiros emitidos e negociados no exterior e o rendimento de um bônus do tesouro norte-americano de duração equivalente).” Resposta da ANEEL: O risco país é entendido como o risco adicional que um projeto incorre ao ser desenvolvido em um determinado país de economia emergente (mercado doméstico) ao invés de um país com economia estável (geralmente, o mercado dos EUA). Então, este risco procura medir a desconfiança dos investidores quanto ao cumprimento ou não do reembolso prometido pelo devedor soberano na data de vencimento dos títulos por ele emitidos, ou seja,

(Fl. 15 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). o investidor está interessado em quanto deveria ser recompensado por aplicar em papéis que embutam certa possibilidade de default (não recebimento) em relação a um título de um país considerado como risco “zero”. No entanto, uma vez tendo sido estimado o risco país, uma questão a ser abordada é a exposição de uma firma individual ou um determinado setor da economia ao risco país. Isso é colocado porque não é razoável que todas as indústrias, independente de suas especificidades, estejam expostas igualmente a riscos iguais ao risco país. Dessa forma, enquanto a grande maioria dos setores da economia brasileira está completamente exposta ao risco sistêmico (ou macroeconômico), a distribuição de energia elétrica, como um setor regulado, possui um importante “hedge” em virtude da cláusula de equilíbrio econômico-financeiro inclusa em seus contratos de concessão. Além disso, dada a importância estratégica do setor de energia para toda a indústria nacional, parece razoável supor que, diante de eventos de default do país, este setor deve ser o último a sofrer algum impacto significativo. Estas características do setor justificam a abordagem de expurgo do risco de default do país ao cálculo do risco soberano, uma vez que as concessionárias de distribuição de energia elétrica são pouco sensíveis ao risco de default do país. Diante disso, o que é relevante para o investidor é o risco de default da empresa para quem ele emprestou, e não o risco de default do país onde a empresa se localiza. Pelos argumentos expostos, a área técnica entende que o risco de default do país deve ser subtraído do prêmio de risco soberano, evitando uma dupla contabilização de riscos, o que faria com que um custo desnecessário fosse erroneamente repassado para a tarifa do consumidor final. III.4 – Custo de Capital de Terceiros Contribuição da Neoenergia: “Considera-se que os critérios utilizados no cálculo do custo do capital de terceiro, estão insuficientemente justificados e discricionariamente arbitrados. Portanto solicita-se detalhar a metodologia utilizada e os valores considerados, a fim de avaliar a sua pertinência com as reais condições de financiamento do mercado local para o setor de transmissão.” Resposta da ANEEL: Para as empresas licitadas, a abordagem baseia-se em um benchmarking financeiro das melhores condições disponíveis no mercado, cujos parâmetros dependem de séries amplamente divulgadas, tais como TJLP, IPCA e NTN-B. Para a definição dos spreads, foram adotados os valores máximos sugeridos pelo principal órgão de financiamento do setor para este tipo de empreendimento específico. Já para as empresas existentes, entende-se que método utilizado também deverá ser aderente à realidade do negócio, que por serem empresas em estágio operacional não se financiam nas mesmas condições de uma empresa iniciante para um empreendimento específico. Dessa forma, será então adotada para as empresas existentes a metodologia do CAPM da dívida, que visa emular as condições das empresas mais eficientes, levando-se em conta parâmetros objetivos, tais como taxa livre de risco, prêmio de risco país, prêmio de risco cambial e prêmio de risco de crédito.

(Fl. 16 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). IV. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Energias do Brasil IV.1 – Custo do capital de terceiros Contribuição da Energias do Brasil: “A atividade de concessão de financiamento é regulada pelo mercado e, ao menos para as transmissoras existentes, o custo de capital de terceiros guarda estrita relação com as condições de mercado, de forma que sugerimos como parâmetro o custo médio das linhas de financiamento com debêntures do setor elétrico no horizonte de seis anos passados.” [...] Observa-se que o custo médio nominal das linhas de financiamento via Debêntures é da ordem de 21,05%. Acredita-se que esse valor se aproxima mais da realidade do custo de capital de terceiros, bem diferente dos resultados apresentados pelo modelo proposto pelo regulador.” Resposta da ANEEL: Para as empresas licitadas que se referem a novos empreendimentos, mantém-se a abordagem de um benchmarking financeiro das melhores condições disponíveis no mercado. Já para as empresas existentes, entende-se que método utilizado também deverá ser aderente à realidade do negócio, que por serem empresas em estágio operacional não se financiam nas mesmas condições de uma empresa iniciante para um empreendimento específico. Dessa forma, será então adotada para as empresas existentes a metodologia do CAPM da dívida, que visa emular as condições das empresas mais eficientes, levando-se em conta parâmetros objetivos, tais como taxa livre de risco, prêmio de risco país, prêmio de risco cambial e prêmio de risco de crédito. IV.2 – Risco regulatório Contribuição da Energias do Brasil: “...a Nota Técnica frustra as expectativas ao estabelecer que para o segmento de Transmissão, não será considerado o adicional por risco regulatório (Nota Técnica n. 062/2006-SRT-ANEEL, fl. 16).” [...] “Sendo o risco regulatório um exemplo típico de risco assimétrico, aceitar a hipótese de que seu valor é nulo, quando efetivamente não é, significa impingir ao regulado um risco de difícil (ou impossível) mitigação.” [...] “Nossa contribuição é no sentido de que o Regulador observe que o risco regulatório no segmento de transmissão pode até ser diferente do segmento de Distribuição, mas não é idêntico ao risco regulatório de mercados como o americano.” Resposta da ANEEL: O modelo price cap adotado no Brasil para o segmento de transmissão se diferencia de outros modelos no mundo, sendo dado ao concessionário a garantia de uma receita fixa que independe do fluxo de carga em suas instalações, como é prática usual em outros países. Essa questão aliada ao fato das empresas terem a garantia de receita imediata através de autorizações para os reforços que são executados em suas instalações confere ao setor de transmissão uma condição muito diferente do segmento de distribuição.

(Fl. 17 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Não se trata, portanto, apenas de comparar genericamente os regimes de price cap e taxa de retorno, devendo-se analisar as especificidades do regime adotado no Brasil. É neste contexto que a ANEEL entende ser correta a abordagem adotada e mantém a posição de não considerar um adicional de risco de regime regulatório para o setor de transmissão. V. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ANACE V.1 – Custo do capital próprio Contribuição da ANACE: “O objetivo é evitar que a utilização do fator risco cambial em adição ao risco soberano represente na verdade uma redundância de efeitos. Como o risco cambial está incluído no risco soberano, a consideração do risco cambial como zero elimina este risco. Alternativamente pode-se retirar da fórmula o índice Rx (Risco Cambial).” Resposta da ANEEL: O risco país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados financeiros tais como custos de transação, custos de informação, controle de capitais, leis sobre tributação e o risco de futuros controles cambiais. O objetivo do risco país, medido por meio do prêmio de risco soberano, é captar a percepção do investidor com relação aos riscos envolvidos na aplicação de recursos em determinado país dentro de uma perspectiva condizente com o prazo do investimento, ou seja, dentro de uma perspectiva de mais longo prazo. O risco cambial considerado na metodologia da ANEEL mede o risco de que, no momento das movimentações financeiras que envolvam troca de moeda, a taxa de câmbio não reflita a situação de equilíbrio de longo prazo. Assim, o risco cambial é um risco que se refere às incertezas sobre um panorama de curto prazo, portanto, diferente daquele embutido no risco país. Dito isso, o regulador entende que a inclusão do risco cambial não representa um efeito redundante com o risco soberano. V.2 – Custo do capital de terceiros – Alteração do texto Contribuição da ANACE: “117. Assim, no cálculo da taxa de juros para definição do custo de capital de terceiros será simulada uma taxa em termos reais, adotando-se a formulação descrita a seguir:” Taxa de juros (rD) = Custo Financeiro + Spread “118. O custo financeiro será dado pela seguinte composição: - 85% do valor da operação atrelado à Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP, calculada a partir da média dos últimos 24 meses; - 15% do valor da operação atrelada à Taxa Referencial de Mercado (igual à taxa indicativa das Notas do Tesouro Nacional do Tipo B – NTNB – indexadas ao IPCA, com vencimento para cinco anos, em 2011).” [...] Resposta da ANEEL: A composição do custo financeiro baseia-se na estrutura verificada no mercado, uma vez que a metodologia baseia-se em um benchmarking financeiro das melhores condições de financiamento disponíveis para o

(Fl. 18 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). segmento em análise. Assim, a ANEEL entende que deva ser mantida a composição proposta para fins de aplicação no primeiro ciclo de revisão tarifária. VI. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Advocacia Waltenberg) VI.1 – Custo de Capital de Terceiros Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg): “A ANEEL não pode ignorar as especificidades das empresas estatais que, por força da Constituição Federal e de normas federais e estaduais, estão sujeitas, em determinados aspectos de sua gestão, a tratamentos diferentes dos das empresas privadas.” [...] “A desconsideração da realidade dessas empresas resultará no desrespeito ao princípio do equilíbrio econômico-financeiro e da isonomia, sendo imprescindível a adoção de critérios distintos para tais situações.” [...] “Assim, conclui-se que, para essa hipótese de restrição de crédito junto ao BNDES, que afeta a formação do custo de capital de terceiro e, conseqüentemente, a estrutura ótima de capital, resta plenamente justificada a possibilidade de tratamento especifico às empresas de transmissão estatais sem que dessa medida resulte violação ao princípio da isonomia, devendo ser revisada a proposta metodológica apresentada nesse ponto.” Resposta da ANEEL: A ANEEL reforça o entendimento de que não deve ser feita nenhuma distinção no tratamento conferido entre empresas com a mesma atividade fim, motivo pelo qual não se justifica a diferenciação entre estatais e privadas. No entanto, dada a singularidade existente no negócio de transmissão no Brasil, torna-se prudente a análise das reais características das empresas existentes e dos novos empreendimentos que são executados pelas empresas licitadas. Assim, para as empresas licitadas que se referem a novos empreendimentos, mantém-se a abordagem de um benchmarking financeiro das melhores condições disponíveis no mercado. Já para as empresas existentes , entende-se que método utilizado também deverá ser aderente à realidade do negócio, que por serem empresas em estágio operacional não se financiam nas mesmas condições de uma empresa iniciante para um empreendimento específico. Dessa forma, será então adotada para as empresas existentes a metodologia do CAPM da dívida, que visa emular as condições das empresas mais eficientes, levando-se em conta parâmetros objetivos, tais como taxa livre de risco, prêmio de risco país, prêmio de risco cambial e prêmio de risco de crédito. VII. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – COMPANHIA DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA – CTEEP VII.1 – Estrutura e Custo de Capital Contribuição da CTEEP:

(Fl. 19 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Nesse sentido, o principal aspecto a ser destacado é que, ao longo do tempo, as empresas hoje existentes foram constituídas com estruturas de capital específicas, não podendo agora perseguir a estrutura ótima definida pela ANEEL dada a falta de condições objetivas do mercado financeiro para tanto, tanto para as Transmissoras privadas como para as estatais”. [...] “Como melhor opção disponível no mercado de financiamento, deveria ser tomado, por exemplo, o custo de captação através da emissão de debêntures, renováveis por períodos consecutivos. A remuneração praticada no mercado para operações desta natureza é estimada atualmente em 103,8% do CDI, representando um custo real final para o emissor de 12,82% ao ano, deduzida a inflação prevista. Sendo assim, deveria a ANEEL considerar o custo de capital de terceiros para novos investimentos, composto pelo custo do BNDES em 12 anos e do mercado de debêntures para os restantes 18 anos.” [...] “Contribuição 6: A Transmissão Paulista propõe que a ANEEL cons idere custos de capital de terceiros compatíveis com a realidade das empresas e do mercado financeiro, ao longo de todo o período da concessão, observando ainda as peculiaridades das Transmissoras estatais, face às restrições impostas pelo Conselho Monetário Nacional quanto ao financiamento de entidades públicas.” Resposta da ANEEL: A ANEEL reforça o entendimento de que não deve ser feita nenhuma distinção no tratamento conferido entre empresas com a mesma atividade fim, motivo pelo qual não se justifica a diferenciação entre estatais e privadas. No entanto, dada a singularidade existente no negócio de transmissão no Brasil, torna-se prudente a análise das reais características das empresas existentes e dos novos empreendimentos que são executados pelas empresas licitadas. Assim, para as empresas licitadas que se referem a novos empreendimentos, mantém-se a abordagem de um benchmarking financeiro das melhores condições disponíveis no mercado. Já para as empresas existentes , entende-se que método utilizado também deverá ser aderente à realidade do negócio, que por serem empresas em estágio operacional não se financiam nas mesmas condições de uma empresa iniciante para um empreendimento específico. Dessa forma, será então adotada para as empresas existentes a metodologia do CAPM da dívida.


III. BASE DE REMUNERAÇÃO

RESPOSTAS À NOTA TÉCNICA Nº 063/2006-SRT/ANEEL I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CTEEP I.1 – Definição dos Custos de Referência ANEEL Contribuição da CTEEP: “Contribuição 2: O processo de Revisão Tarifária Periódica das Transmissoras só deve ser concluído após a divulgação pela ANEEL de Nota Técnica específica relativa ao Custo de Referência ANEEL e respectivos critérios de indexação, a qual deverá ser submetida à Audiência Pública, visando a necessária transparência do processo.” Resposta da ANEEL: O Custo de Referência ANEEL será publicado oportunamente e antes da conclusão do processo de revisão tarifária periódica, haja vista o mesmo ser utilizado em algumas etapas da revisão. I.2 – Poder de Compra aplicado à Base de Remuneração dos Ativos do Serviço Existente Contribuição da CTEEP: “Considerando que os Ativos componentes do chamado Serviço Existente – SE, foram adquiridos pelas concessionárias nas últimas 4 décadas, a utilização de um “Poder de Compra” atual certamente não refletirá a correta valoração dos investimentos efetuados pelas Transmissoras.” [...] “Contribuição 3: Se aditados os contratos de concessão para essa finalidade, que no processo de Revisão Tarifária Periódica das Transmissoras não seja aplicado o chamado fator “Poder de Compra” para avaliar a Base de Remuneração dos ativos do Serviço Existente – SE, dado o enorme tempo decorrido entre a constituição da base SE e a apuração dos valores de mercado atuais desses bens ou de bens substitutos, produzindo uma distorção inaceitável na base de remuneração.” Resposta da ANEEL: O poder de compra visa aferir as compras realizadas pela concessionária no passado recente, com o objetivo de efetuar a valoração da Base de Remuneração Regulatória - BRR. Desta forma, como a valoração da BRR é feita por intermédio da metodologia de Valor Novo de Reposição – VNR, em nenhum momento a idade dos ativos é considerada. I.3 – Rede Básica – Novas Instalações - RBNI Contribuição da CTEEP:

(Fl. 21 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Contribuição 4: Para definir a Base de Remuneração das Novas Instalações, deve ser efetuada a comparação entre os valores equalizados de Investimento Máximo Autorizado pela ANEEL e o Investimento Efetivamente Realizado pela Transmissora, sendo que a eventual economia realizada pela concessionária seja compartilhada, com parcela voltada à modicidade tarifária e parcela apropriada pela transmissora como incentivo à busca permanente do menor preço. ” [...] “Contribuição 5: Considerando que o correto poder de compra já está diretamente incluído na Base de Remuneração das Novas Instalações, apurada pela verificação do Investimento Efetivamente Realizado em cada caso, conforme exposto anteriormente, o chamado fator “Poder de Compra” obtido pela ANEEL de forma amostral não deverá ser aplicado a essa base.” Resposta da ANEEL: A proposta tal como apresentada acima remete ao período em que o setor elétrico era regido pelo “serviço pelo custo”. Como é sabido, o regime econômico financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica é baseado no “serviço pelo preço”. A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, estabelece, in verbis:

“Art. 14. O regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica, conforme estabelecido no respectivo contrato, compreende: I - a contraprestação pela execução do serviço, paga pelo consumidor final com tarifas baseadas no serviço pelo preço, nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;”

Face ao exposto, a comparação vis a vis do investimento realizado versus investimento autorizado não é adequada para o atual estágio da regulação do setor elétrico. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CEMIG GT II.1 – Critérios de determinação da Base de Remuneração Regulatória (BRR) Contribuição da CEMIG GT: “O método a ser escolhido deveria ser aquele que buscasse a remuneração justa do capital prudentemente investido.” “O que mais se aproxima desses princípios é sem dúvida o do Custo Corrente III.2.2., que representa menor risco para o negócio, pois uma vez tomada à deci são de investimento e executada a obra, o investidor não tem mais nenhum controle sobre os eventos futuros no tocante ao surgimento de novas tecnologias e na variação de preços dos equipamentos já imobilizados, seja por que motivos forem.” “Tanto o Custo de Reprodução quanto o de Reposição trazem tais riscos ao negócio, sendo o primeiro mais pela variação de preços e o último por ambos.” [...] “Como grande parte da metodologia (Banco de Preços e Poder de Compra) conforme mencionado no início de nossa contribuição ainda não foi disponibilizada, acreditamos que no transcorrer do processo possamos encontrar um caminho que atenda as necessidades de transparência exigidas por um processo de revisão, mas

(Fl. 22 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). que não penalize o investidor e nem introduza distorções que impliquem em tarifas mais elevadas para os consumidores.” “Portanto pode-se concluir que a sua aplicação deveria ser feita de forma muito restrita sob pena de ora subavaliarmos os ativos existentes ou o contrário. Eis portanto o porquê da defesa de utilização do método do Custo Corrente como sendo mais justo.” Resposta da ANEEL: A área técnica da ANEEL entende que a metodologia que melhor se aplica ao regime de regulação no Brasil é o Custo de Reposição. Tal metodologia já é aplicada no segmento de Distribuição e considera-se também ser adequada ao setor de Transmissão. II.2 – Critério de Movimentação da BRR Contribuição da CEMIG GT: “Entende-se que o índice a ser adotado deva ser aderente à atualização monetária do capital investido nos ativos que compõem a base.” Resposta da ANEEL: Para fins dessa revisão tarifária será adotado como índice de atualização o IGP-M. A utilização de qualquer outro índice deverá ser precedida de estudos e discussões sobre o tema. II.3 – Tratamento dos Investimentos Realizados entre Períodos de Revisão Tarifária Contribuição da CEMIG GT: “Destes parágrafos, percebe-se claramente o reconhecimento da importância de se considerar os investimentos previstos em melhorias, entre os períodos tarifários na definição da receita da transmissora para o ciclo tarifário subseqüente.” “Fica ainda evidente que o parágrafo 70 conflita com o 181 e 185, necessitando portanto de esclarecimentos, sobre o tratamento que será dado a remuneração dos reforços e melhorias a serem realizados entre as revisões.” Resposta da ANEEL: O tratamento das melhorias na revisão tarifária se dará no âmbito da legislação vigente. II.4 – Consideração dos Custos Indiretos Referentes à Engenharia e Supervisão de Obras na Empresa de Referência Contribuição da CEMIG GT: “1) A mão de obra capitalizada na base já foi feita no passado como investimento sem gerar nenhum benefício fiscal, portanto sua recuperação se dá via depreciação e remuneração de capital;” “2) Transformar a depreciação mais a remuneração dessa mão de obra em custos da empresa de referência teria, de imediato, o problema de que por força da legislação essa receita seria tributada já que esse custo não é

(Fl. 23 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). reconhecido pelo fisco como despesa e sim como investimento. A ANEEL teria portanto que acrescentar 34% a essa receita;” [...] “Concluindo, se mantida a opção de ressarcir os custos de engenharia e supervisão de obras na empresa de referência, o valor deverá ser calculado em função do que está imobilizado nos ativos acrescido dos tributos aos quais estará sujeita essa parcela da RAP.” Resposta da ANEEL: Em nenhum momento, nesta Audiência Pública, foi mencionado o ressarcimento dos custos de engenharia e supervisão de obras na empresa de referência. Desta forma, o pleito solicitado não é aderente aos documentos disponibilizados na Audiência Pública em questão. III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Andrade & Canellas) III.1 – Levantamento da Base de Ativos para o Serviço Existente Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “A utilização do método de modularização, apesar de amplamente difundido, apresenta algumas falhas quando da sua utilização para avaliar ativos antigos. Por este motivo a sua aplicação como metodologia para a base de ativos existentes é limitada. Na maioria dos casos, as estruturas modulares vigentes no período de revisão tarifária não representam as estruturas físicas instaladas, nas concessionárias de transmissão, com relação à base de ativos existentes relativas às Instalações de Transmissão integrantes da Resolução ANEEL 166/ 00. É preciso garantir que todos os ativos instalados sejam apontados fisicamente e componham as relações de instalações a serem valoradas na Base de Remuneração.” Resposta da ANEEL: A modularização Eletrobrás é uma metodologia da década de 70 utilizada pelas empresas transmissoras para especificação de seus ativos. Por este motivo, nos causa estranheza esta contribuição, pois tanto as empresas transmissoras, quanto a ANEEL possuem planilhas de ativos (RBSE) modularizadas para fins de rateio da receita anual permitida desde a celebração dos contratos. Desta forma, é fato consumado e notório que tanto as empresas, quanto a ANEEL utilizam desta metodologia como base primordial dos ativos. Assumir hoje, que esta base modularizada é limitada, significa dizer que tudo o que tem sido feito entre Agentes e ANEEL no setor de transmissão é, conseqüentemente, limitado e ineficaz. Portanto, acreditamos no fato da modularização Eletrobrás ser uma metodologia extremamente lógica, eficaz e não limitada para fins de valoração dos ativos. III.2 – Empresa Avaliadora Independente Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas):

(Fl. 24 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “A avaliação da Base de Ativos das Transmissoras, depois de definidos os critérios para esta finalidade, deve ser efetuada por empresa avaliadora independente, credenciada pela ANEEL, garantindo desta forma, uma maior transparência ao processo.” Resposta da ANEEL: A Base de Ativos das Transmissoras, diferentemente das Distribuidoras, é claramente identificada (modularizada) e conhecida, desde a assinatura dos contratos de concessão. Adicionalmente, todas as autorizações de novas instalações são realizadas pela ANEEL e, desta forma, tudo o que é autorizado também é de conhecimento de todos. Adicionalmente, os ativos de Transmissão são para prestação de serviços no Sistema Interligado Nacional – SIN e, portanto, devem ser conhecidos pois são operados pelo ONS. Portanto, acreditamos que a Base de Ativos das Transmissoras é perfeitamente possível de ser construída entre a Agência e os Agentes de Transmissão. III.3 – Método Proposto para Valoração da Base de Ativos Existentes Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “Concluindo, a valoração da Base de Ativos do chamado Serviço Existente - relativa às instalações de transmissão integrantes da Resolução ANEEL 166/00 – para as concessionárias que optarem pela desblindagem da parcela RBSE, deve ser efetuada pelo Método do Custo de Reprodução, que é a metodologia que mais se aproxima do capital investido pelas empresas Transmissoras.” “A avaliação do Ativo Existente deve ser efetuada uma única vez, ficando o valor resultante blindado. Para as revisões tarifárias subseqüentes, a agência deve considerar esta base de ativos do Serviço Existente blindada, estando sujeita aos procedimentos a seguir:

a) Da base blindada, devem ser expurgadas as baixas de ativos ocorridas entre o ciclo de revisão tarifária anterior e o subseqüente;

b) Após a exclusão das baixas, a base blindada deve ser corrigida pelo IGP-M; c) Deve ser considerado, entre os ciclos de revisão tarifária, o efeito da depreciação acumulada dos ativos

que compõem a base; d) Adicionalmente, devem ser considerados os investimentos em substituições e melhorias sem autorização

prévia nos ativos que compõem o Serviço Existente. Para o ciclo tarifário seguinte, estes investimentos devem ser valorados pelo método idêntico ao utilizado para avaliação da base de ativos existentes, integrantes da Resolução ANEEL 166/00, cuja metodologia de avaliação está submetida a esta audiência pública.”

Resposta da ANEEL: Em virtude da revisão ocorrer apenas sobre a RBNI não será definido o método de valoração da base de ativos existentes. III.4 – Reforços e Adequações com Resolução Prévia Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas):

(Fl. 25 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Concluída a fase de obras destas instalações, cabe a ANEEL comparar os valores dos investimentos efetivamente realizados com aqueles previamente autorizados, constantes dos processos de autorização da receita. Entretanto, para a correta execução deste trabalho, alguns procedimentos devem ser adotados pela ANEEL, visando que os investimentos efetuados sejam valorados corretamente. Dentre estes procedimentos destacamos:

a) O valor de investimento autorizado deve ser corrigido, pelo índice inflacionário do Contrato de Concessão, no caso presente o IGP -M, entre a data base de preços constante da resolução autorizativa e a data base de preços da revisão tarifária;

b) Da mesma forma, o valor efetivamente investido deve ser indexado pelo IGP-M, entre as diversas datas-base de sua constituição (diversos meses de ocorrência de eventos de investimento) até a data base de preços da revisão tarifária;

c) Observa-se que este procedimento de indexação visa exclusivamente à obtenção de valores referidos na mesma data-base, portanto comparáveis entre si. Alternativamente, podemos deflacionar os valores investidos para a data-base da resolução e comparar valores de investimento na data de referência da Resolução Autorizativa;

d) Não podemos deixar de incluir no valor do investimento os custos indiretos e administrativos incorridos pela transmissora na fase de implantação do empreendimento; e

e) Outro valor que deve ser agregado ao valor do investimento é a remuneração do capital investido na fase de obras, através da parcela JOA – Juros sobre Obras em Andamento. Os empreendimentos de transmissão são normalmente executados em períodos de 12 a 30 meses. Além disso, é necessário remunerar as diversas parcelas mensais de capital investido, proporcionalmente ao tempo decorrido entre o seu ingresso no empreendimento e a data de conclusão final do mesmo. Cabe ressaltar que este procedimento só é necessário por que a ANEEL utiliza para cálculo da Receita Anual Permitida, uma planilha que trata o valor do investimento como apenas uma saída de recursos no fluxo de caixa, ou seja, o valor total do empreendimento concluído, ao invés de detalhar este fluxo em parcelas mensais. Este procedimento não se constitui em erro metodológico, entretanto, sua adoção requer que seja feita a inclusão da remuneração da fase de obras por meio de um cálculo auxiliar.

Resposta da ANEEL: O investimento realizado deverá ser comparado com os custos de referência ANEEL, definindo-se uma “faixa de aceitação”. Resta claro, no entanto, que os mesmos deverão estar em uma mesma data-base e incluir todos os custos para a efetiva conclusão da obra. III.5 – Melhorias Executadas sem Autorização Prévia Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “A metodologia para seu cálculo deverá seguir os mesmos procedimentos mencionados no item anterior, relativamente aos valores de investimentos efetuados e custos de administração, operação e manutenção.”

(Fl. 26 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: Idem a resposta anterior. III.6 – A Revisão Periódica da Receita Anual Permitida de Novas Instalações Autorizadas Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “Efetuada a Primeira Revisão Tarifária do empreendimento vinculado a uma Resolução Autorizativa e calculada sua Receita Anual Permitida revisada, não haverá novas revisões tarifárias, por todo o período remanescente de 30 anos contados da respectiva resolução inicial.” Resposta da ANEEL: Este pleito é totalmente contrário ao estabelecido nos contratos de concessão celebrados entre o Poder Concedente e as Transmissoras. O Contrato de Concessão estabelece, in verbis:

[...] CLÁUSULA SEXTA - RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO [.. .] Oitava Subcláusula - A ANEEL procederá, após a data de assinatura deste CONTRATO, a cada 4 (quatro)anos, a REVISÃO PERIÓDICA da RECEITA ANUAL PERMITIDA com objetivo de promover a eficiência e modicidade tarifária, conforme regulamentação específica. Nona Subcláusula - Para efeito do disposto na Subcláusula anterior, não serão objeto de revisão as parcelas RBSEi E RPCi, definidas na Quarta Subcláusula desta Cláusula, referente às instalações relacionadas na Resolução no 166, de 2000, estabelecida na Resolução no 167, de 2000. [...]

III.7 – Valor Referencial de Mercado Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “É de relevância capital a disponibilização à audiência pública da tabela de Custo de Referência ANEEL, para que sua composição seja objeto de discussão com as concessionárias e com os demais interessados.” “A metodologia de formação dos preços de referência da ANEEL também deve ser submetida à audiência pública, para que os agentes possam certificar-se que todos os custos incorridos com investimentos sejam capturados pelos preços de referência.” Resposta da ANEEL: O Custo de Referência ANEEL será publicado oportunamente e antes da conclusão do processo de revisão tarifária periódica, haja vista o mesmo ser utilizado em algumas etapas da revisão. III.8 – Atualização do Valor Referencial de Mercado Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “Sugere-se a criação de Índice Paramétrico de Atualização destes Custos de Referência ANEEL, com a ponderação de uma função, que determinará quais indicadores e respectivos pesos serão utilizados para corrigir um determinado tipo de equipamento ou material, constante da tabela de Custos de Referência ANEEL.”

(Fl. 27 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). [...] “...Portanto, sugere-se que a reponderação da função paramétrica, ocorra num intervalo de 5 a 10 anos.” Resposta da ANEEL: O Custo de Referência ANEEL possuirá índices paramétricos para atualização. III.9 – O Poder de Compra Contribuição da ABRATE (Andrade & Canellas): “O Poder de Compra da concessionária já estará capturado pela ANEEL quando da verificação da totalidade dos Investimentos efetuados em Novas Instalações Autorizadas, conforme proposto no item 5 - MÉTODO PROPOSTO PARA VALORAÇÃO DAS NOVAS INSTALAÇÕES AUTORIZADAS.” “Destaca-se também, a não aplicação do Poder de Compra para a valoração dos ativos do chamado Serviço Existente, para o qual propomos a valoração pelo Método do Custo de Reprodução. Ver item 4 - MÉTODO PROPOSTO PARA VALORAÇÃO DA BASE DE ATIVOS EXISTENTES.” Resposta da ANEEL: O poder de compra visa aferir as compras realizadas pela concessionária no passado recente, com o objetivo de efetuar a valoração da Base de Remuneração Regulatória - BRR. Desta forma, como a valoração da BRR é feita por intermédio da metodologia de Valor Novo de Reposição – VNR, em nenhum momento a idade dos ativos é considerada. IV. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Energias do Brasil IV.1 – Perfil de Remuneração Contribuição da Energias do Brasil: “Dessa forma, propomos a utilização para a RBSE do mesmo critério empregado para a RBNI, ou seja, a aplicação do enfoque econômico que resulta em remuneração total (incluindo a depreciação) constante ao longo da vida útil (tabela price), calculado sobre a base de remuneração regulatória bruta.” Resposta da ANEEL: A aplicação do enfoque econômico na RBSE não é factível uma vez que os ativos estão em parte depreciados, o que impossibilita o cálculo sobre a base de remuneração bruta. IV.2 – Rentabilidade decrescente no período tarifário Contribuição da Energias do Brasil: “Dessa forma, caso a ANEEL não reconheça o pleito anterior da aplicação da mesma fórmula utilizada para a RBNI, propomos que o regulador considere a rentabilidade constante calculada com base no valor da BRR líquida inicial (ano da revisão) para todo o período tarifário, uma vez que a substituição desses ativos seria mais freqüente, como reconhecido pelo próprio regulador. Este critério, similar ao utilizado para as distribuidoras, torna

(Fl. 28 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). o processo mais simples e justo para as transmissoras com instalações que apresentam alto grau de depreciação.” Resposta da ANEEL: O critério proposto é exatamente o mesmo utilizado para as distribuidoras e considera a remuneração sobre a base de remuneração líquida ao longo do período tarifário. IV.3 – JOA Contribuição da Energias do Brasil: “Os juros sobre obras em andamento (JOA) correspondem a valores significativos que não foram integralmente reconhecidos processo de revisão tarifária das distribuidoras, embora a existência desses custos financeiros seja indispensável no caso de obras de infra-estrutura.” [...] “Com a alteração desses parâmetros na revisão tarifária das transmissoras, é necessário assegurar que os “Custos de Referência ANEEL” também incorporem esses custos financeiros.” Resposta da ANEEL: Este pleito será contemplado nos Custos de Referência ANEEL. IV.4 – Poder de compra Contribuição da Energias do Brasil: “O critério “poder de compra” que corresponde à valoração do equipamento considerando o menor entre os preços de mercado e o pago pela concessionária resulta na punição da eficiência empresa, contrariando a regulação por incentivos adotada no sistema regulatório brasileiro. Ademais, o preço pago pode refletir não o “poder de compra” da empresa, mas sim um cenário econômico pontual que não pode ser generalizado para todo o período.” Resposta da ANEEL: A empresa pode auferir ganhos entre o momento da conclusão da obra até a revisão tarifária, quando deverá ser valorada a base de remuneração. Essa é a lógica da regulação por incentivos e em nada contraria os critérios propostos. V. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Neoenergia V.1 – Determinação dos Custos de Reposição dos Ativos Contribuição da Neoenergia: “A definição dos custos eficientes para determinação da BRR é incompatível com a metodologia de cálculo da taxa de remuneração (WACC), a qual é calculada a partir de rendimentos médios do mercado e não apenas com

(Fl. 29 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). os das empresas mais eficientes. Esse fato acarreta em uma taxa de remuneração efetiva média do setor menor do que a taxa de remuneração (WACC) estipulada pelo Regulador.” “A definição de custos eficientes depende das alternativas tecnológicas e econômicas no momento da realização de cada investimento, portanto custos eficientes atuais não são diretamente extrapoláveis a investimentos realizados no passado onde as opções econômicas e tecnológicas não eram similares às atualmente praticadas.” “O custo de reposição será ajustado considerando o poder de compra, ou seja, todo o ganho produzido em função da eficiência econômica gerada da própria estrutura da concessionária – ou de seu grupo econômico – será totalmente transferido ao consumidor, desestimulando a busca pela eficiência. Tal procedimento compromete, inclusive, o principal instrumento da regulação por incentivos, onde o estímulo à eficiência se dá, justamente, através da possibilidade de apropriação pela concessionária, de parte dos benefícios auferidos em função de uma boa gestão de compras.” Resposta da ANEEL: A busca pela eficiência se constitui em um dever de qualquer empresa atuante em um mercado competitivo, tal como a regulação procura emular, onde ela deve buscar a contínua otimização de seus recursos. Assim, o reconhecimento do investimento realizado de forma eficiente não é de modo algum uma punição para a empresa. Por outro lado, reconhecer valores que não foram efetivamente realizados se constituiria em uma punição ao consumidor. V.2 – Reavaliação / Reprecificação da Base de Remuneração Regulatória (BRR) Contribuição da Neoenergia: “Com relação a proposta de reavaliação/reprecificação da base de remuneração constante na Nota Técnica 063/2006-SRT/ANEEL , entende-se que deve ser estabelecido um período mínimo, ainda não explicitado, para reavaliação/reprecificação de ativos, durante o qual a base valorada inicialmente será reajustada através de um índice paramétrico que seja aderente à atualização monetária real dos ativos que compõem a base.” [...] “Com o intuito de preservar o valor financeiro dos investimentos realizados, o valor da base de remuneração bruta, ao inicio de cada período tarifário, deveria ser determinado pela soma de: Base de remuneração bruta do início do período tarifário anterior, líquida das baixas ocorridas durante o período, devidamente atualizada por um indexador2. No caso particular da primeira revisão tarifária o valor desta base corresponderá ao valor indexado do custo histórico de aquisição dos ativos; e Investimentos efetuados ao longo do período tarifário, valorados ao preço de mercado (segundo o banco de preços referenciado) do ano em que foram realizados e indexados até o início do novo período tarifário.” Resposta da ANEEL: A reavaliação dos ativos será objeto de discussão somente para a próxima revisão tarifária, onde é possível até se adotar o mesmo critério usado para o segundo ciclo de revisão das distribuidoras, onde se blindou a base do primeiro ciclo. No entanto, há que se avaliar a aplicação desse critério às transmissoras para se decidir qual a melhor opção.

2 Utilização do índice geral de inflação (IGP-M )

(Fl. 30 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). V.3 – Capital de Giro e Almoxarifado Contribuição da Neoenergia: “A proposta apresentada na audiência publica não torna explícita a metodologia a ser adotada para a determinação do almoxarifado de operação e nem a do capital de giro. Sobre estes temas as metodologias a serem adotadas para seus cálculos deverão manter consistência com os requisitos de indisponibilidade (qualidade) e os custos operacionais regulatórios reconhecidos.” “Com relação ao capital de giro, propõe-se que o mesmo deverá ser estabelecido pela diferença entre o ativo circulante operacional menos passivo circulante operacional considerando, desta maneira, o capital necessário para financiar o giro da atividade de transmissão.” Resposta da ANEEL: A valoração da base se dará apenas sobre os ativos da RBNI, não cabendo a consideração do capital de giro. Quanto ao almoxarifado, o mesmo deverá ser avaliado quanto à pertinência de sua inclusão ou não. V.4 – Ativos Não-Elétricos Contribuição da Neoenergia: “Destaca-se que a metodologia proposta pela ANEEL para a determinação dos custos operacionais de O&M, através de técnicas de fronteira estocástica – Benchmark, poderá subestimar a remuneração dos ativos não elétricos, uma vez que reconhecerá os menores custos associados às empresas da amostra onde os ativos não-elétricos são próprios.” Resposta da ANEEL: A metodologia final a ser adotada considera apenas os ativos da RBNI, não valorando, portanto, os ativos não elétricos. V.5 – Mudança do Critério de Remuneração dos Ativos Contribuição da Neoenergia: “Dessa forma, caso se mantenha o critério de depreciação ora proposto pela ANEEL, torna-se necessário incorporar na taxa de rentabilidade um maior risco associado à postergação do fluxo de caixa. Alternativamente, caso se optar por uma depreciação linear, não será necessário adicionar tal fator de risco na taxa de remuneração.” Resposta da ANEEL: O fluxo de caixa resultante deve ser equivalente ao que se obtém com a depreciação linear, igualando-se a taxa interna de retorno em ambos os casos. Não há que se falar, portanto, em maior risco associado com conseqüente aumento na taxa de remuneração.

(Fl. 31 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). VI. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Eletrosul VI.1 – Preços de Referência da ANEEL Contribuição da Eletrosul: “Até que ocorra AP específica sobre os preços de referência ANEEL, propõe-se que os ativos das Transmissoras sejam valorados como segue: i) RBNI – custos modulares da ELETROBRAS, atualizados pelo IGP-M; ii) RBSE – custos de reprodução, conforme contribuição da ABRATE; iii) equipamentos com características especiais – pesquisa de mercado.” Resposta da ANEEL: O Custo de Referência ANEEL será publicado oportunamente e antes da conclusão do processo de revisão tarifária periódica, haja vista o mesmo ser utilizado em algumas etapas da revisão. VI.2 – Avaliação de Investimentos de Empresas com revisão apenas sobre a RBNI Contribuição da Eletrosul: “A ELETROSUL referenda o entendimento da ABRATE de que a metodologia apresentada pela ANEEL extingue direitos das Transmissoras, previstos no Contrato de Concessão e nos regulamentos, quando propõe não conceder receita adicional para reforços e melhorias efetuados na RBSE após a Resolução ANEEL 166/00. ” Resposta da ANEEL: Esta questão será tratada oportunamente em resolução específica e não terá influência sobre a primeira revisão tarifária cuja data base é em 2005. VI.3 – Poder de Compra Contribuição da Eletrosul: “Reitera-se o posicionamento da ABRATE de que não cabe a aplicação do Poder de Compra para valoração dos ativos sejam estes da RBSE ou da RBNI. Este entendimento está justificado na coluna à direita.” Resposta da ANEEL: O poder de compra visa aferir as compras realizadas pela concessionária no passado recente, com o objetivo de efetuar a valoração da Base de Remuneração Regulatória - BRR. Desta forma, como a valoração da BRR é feita por intermédio da metodologia de Valor Novo de Reposição – VNR, em nenhum momento a idade dos ativos é considerada. VII. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Advocacia Waltenberg) VII.1 – Custo de Referência ANEEL Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg):

(Fl. 32 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “As contratações realizadas pelas concessionárias de transmissão foram autorizadas, individualmente, por meio de resoluções específicas. Não pode a ANEEL adotar um novo manual de custos de referência ou custos padrão, fazendo-o incidir sobre instalações já concluídas. A sugestão da ABRATE é que tais custos sejam submetidos a uma Audiência Pública para contribuição dos agentes setoriais e que, após a sua conclusão, incidam somente sobre as novas obras a serem autorizadas – e não sobre as instalações da RBNI já concluídas.” Resposta da ANEEL: As resoluções específicas referem-se à autorização para construção com direito ao recebimento de uma determinada receita cujo valor se mantém até a próxima revisão tarifária, quando então dever avaliada a base de remuneração bem como o custo de capital e então reposicionada a receita, para mais ou para menos, conforme previsão contratual. Por fim, o Custo de Referência ANEEL será publicado oportunamente e antes da conclusão do processo de revisão tarifária periódica, haja vista o mesmo ser utilizado em algumas etapas da revisão.


IV. CUSTOS OPERACIONAIS

RESPOSTAS À NOTA TÉCNICA Nº 064/2006-SRT/ANEEL I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CTEEP I.1 – Enfoque Bottom-Up – Empresa Típica Contribuição da CTEEP: “Contribuição 7: À vista do acima exposto, recomendamos a utilização de pesquisa salarial específica para o setor elétrico, considerando as parcelas fixas e as variáveis da remuneração, o porte e a região de atuação da concessionária.” Resposta da ANEEL: A ANEEL irá contratar (Concorrência 04/2006) consultoria para efetuar aprimoramentos no modelo de Empresa de Referência a ser utilizado no segundo ciclo de revisão tarifária periódica das Distribuidoras. Nesta contratação, está prevista a pesquisa salarial em todas as regiões do país, bem como amostra mínima de empresas. I.2 – Enfoque Top-Down - Benchmarking Contribuição da CTEEP: “Contribuição 8: A aplicação dos critérios Top-Down exige um prazo de convergência para a adaptação em relação aos indicadores de eficiência. Entendemos que ao longo de 4 (quatro) anos a Empresa poderá gerenciar tal convergência, período onde devem ser previstas e reconhecidas pela ANEEL as despesas relacionadas à adaptação, que possibilitam atingir os índices de eficiência necessários, na forma proposta no item 51 do Anexo IV.” Resposta da ANEEL: A aplicação dos critérios Top-Down se dará apenas sobre a RBNI que em função de sua menor participação sobre os custos totais não se fazendo necessário o estabelecimento de uma trajetória de convergência. Casos específicos, no entanto, deverão ser analisados no âmbito das audiências individuais de cada empresa. I.3 – Recursos Humanos – Diretoria de Administração Contribuição da CTEEP: “Contribuição 9: Contemplar no organograma da Diretoria Administrativa, na Gerência de Sistemas as seguintes áreas (conforme já considerado na Fls. 11 da Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006): Sistema de Informação – responsável pelo desenvolvimento, implantação e manutenção dos processos informatizados de gestão e as comunicações de suporte destes sistemas, e das comunicações que suportam a operação; e Infra-

(Fl. 34 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Estrutura Tecnológica – responsável pela manutenção e suporte dos computadores centrais, redes internas, sistemas operacionais e a padronização de software e hardware.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão (ETT´s) estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.4 – Postos de Trabalho - Conselhos Contribuição da CTEEP: “Na unidade Conselhos, foi considerado 1 posto de trabalho com a função de assistente administrativo”. “Contribuição 10: Entendemos que essa função deve ser de analista, conforme já considerado nas Fls. 18 da Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.5 – Postos de Trabalho - Presidência Contribuição da CTEEP: “Na unidade Presidência, foi considerado 1 posto de trabalho com a função de assistente administrativo.” “Contribuição 11: Entendemos que essa função deve ser de analista.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.6 – Postos de Trabalho – Diretoria Administrativa Contribuição da CTEEP: “Na Unidade Gerência de Recursos Humanos – Segurança do Trabalho, foi considerado 1 posto de trabalho com a função de engenheiro de segurança do trabalho, 1 posto de trabalho com a função de médico do trabalho e 2 auxiliares de enfermagem do trabalho.” “Contribuição 12: Entendemos que, para esses postos de trabalho, deve ser mantida a estrutura já considerada na fls. 21 da Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006, ressaltando que eventuais ajustes poderão ser efetuados para atendimento da legislação vigente.”

(Fl. 35 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.7 – Postos de Trabalho – Diretoria Administrativa Contribuição da CTEEP: “Na Unidade Gerência de Recursos Humanos – Administração de RH, foram considerados 10 postos de trabalho com a função de auxiliar administrativo.” “Contribuição 13: Entendemos que o mais apropriado, neste caso, seria o reconhecimento de 5 analistas e de 5 auxiliares administrativos.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.7 – Postos de Trabalho – Diretoria Administrativa Contribuição da CTEEP: “Na Unidade Gerência de Sistemas, foram considerados 35 postos de trabalho com a função de analista de sistemas pleno.” “Contribuição 14: Entendemos que devem ser considerados os seguintes postos de trabalho: 15 engenheiros de sistemas e 30 analistas de sistemas, conforme já considerado na Fls. 21 da Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.8 – Postos de Trabalho – Diretoria Administrativa Contribuição da CTEEP: “Na Unidade Gerência de Suprimentos e Gestão Patrimonial, foi desconsiderado 1 posto de trabalho com a função de secretária em relação ao já considerado na Fls. 21 da Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL.” “Contribuição 15: Entendemos que este posto de trabalho desconsiderado deve ser compensado com 1 posto de trabalho com a função de assistente administrativo.”

(Fl. 36 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.9 – Postos de Trabalho – Diretoria Administrativa Contribuição da CTEEP: “Na Unidade Gerência de Suprimentos e Gestão Patrimonial – Administração de Patrimônio e Serviços, não foi considerado 1 posto de trabalho com a função de Chefia Administração de Patrimônio.” “Contribuição 16: Entendemos que este posto de trabalho deve ser considerado.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.10 – Postos de Trabalho – Diretoria Financeira Contribuição da CTEEP: “Na Unidade Gerência de Gestão Financeira, foram considerados 17 postos de trabalho com a função de assistente administrativo, com 1 posto de trabalho a menor em relação ao já considerado na fl. 23 da Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006.” “Contribuição 17: Entendemos que devem ser considerados os 18 postos de trabalho, considerado anteriormente na Nota Técnica acima referenciada e reclassificando esses postos de trabalho para a função compatível com a de Técnico em Contabilidade.” Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. I.11 – Transporte Contribuição da CTEEP: “No entanto, a mencionada relação de veículos não contempla a totalidade dos veículos que são, de fato, necessários e utilizados na atividade de transmissão de energia elétrica da CTEEP. De outro lado, a Nota Técnica não especifica como se dará a validação da quantidade de veículos.” “Contribuição 18: À vista do acima exposto, a CTEEP propõe a ANEEL, neste caso, reconhecer e aceitar para estes fins a relação de veículos anteriormente aceita pela Agência e constante da Nota Técnica 052/2006.”

(Fl. 37 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: A relação de veículos apresentada na Nota Técnica representa uma média dos veículos utilizados pelas empresas de transmissão. No entanto, particularidades efetivamente comprovadas e justificadas, serão tratadas no âmbito das audiências públicas individuais. I.12 – Custos das Bases SE e NI Contribuição da CTEEP: “No entanto, o disposto nos itens 178 e 179 da Nota Técnica sugere o não reconhecimento de custos adicionais vinculados aos novos investimentos. À vista do exposto, a CTEEP recomenda o que segue.” “Contribuição 19: Os custos adicionais correspondentes aos reforços e/ou expansão necessários aos serviços devem ser claramente reconhecidos pela ANEEL, independentemente da abordagem Top-Down que leva em conta apenas a eficiência histórica e comparativa, tendo em vista que os custos adicionais existem, de fato, e decorrem da efetiva prestação dos serviços, com os padrões de qualidade exigidos.” Resposta da ANEEL: Como é de conhecimento de todo o Setor de Trans missão, os reforços autorizados (RBNI) são, em sua totalidade, aplicáveis em subestações e linhas de transmissão existentes, que compõem a base de ativos da RBSE. Desta forma não existe maneira de dissociar os reforços das instalações existentes, haja vista a clara existência de sinergia na operação e manutenção dos mesmos. Adicionalmente, novas instalações completas (Subestações e Linhas) via de regra não são objeto de autorização e sim de outorgas obtidas mediante processo de licitação, caracterizando uma nova concessão. I.13 – Pessoal Administrativo Contribuição da CTEEP: “Contribuição 20: Deve ser considerada a parcela de 15% sobre o salário nominal atual a título de horas extras no custo de pessoal administrativo, em conformidade com as fls. 33 a 39 da Nota Técnica 052/2006. No tocante ao adicional de periculosidade, o mesmo deve ser calculado sobre o total da remuneração, conforme a legislação vigente, e não sobre o total dos salários nominais.” Resposta da ANEEL: Na Empresa Típica de Transmissão, são considerados e calculados todos os benefícios legais na forma da Legislação vigente. I.14 – Participação nos Lucros Contribuição da CTEEP: “Contribuição 21: A participação dos empregados em lucros e resultados é prática usual do mercado, constituindo ferramenta eficiente na busca de padrões de qualidade exigidos pela ANEEL, devendo, portanto, ser considerada na apuração dos custos da empresa. Analogamente, a gratificação de férias adicional à gratificação constitucional está prevista nos acordos coletivos, portanto, ser considerada pela ANEEL.”

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(Fl. 38 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: A participação nos lucros e resultados não é gerada pelos clientes do serviço de transmissão e sim, pelas decisões empresariais e de gestão dos acionistas da empresa. Portanto, a PLR deve ser assumida pelos acionistas. Ademais, fica claro que uma vez que seja admitida na receita, não seria mais participação em lucros e resultados. Quanto aos acordos coletivos, resta claro que se tratam de acordos entre empregador e empregado, ou seja, em nenhum momento o cliente do serviço de transmissão participa das negociações. Portanto, não é admissível que o cliente suporte este ônus. Trata-se também de política de gestão da empresa. I.15 – Custos de Rescisões e de Saída Incentivada Contribuição da CTEEP: “Contribuição 22: No tocante aos custos de rescisões e rotatividade de pessoal, o principal instrumento à disposição das empresas para sua realização são os programas de saídas incentivadas que, por sua natureza, demandam um desembolso antecipado das despesas de pessoal; é imprescindível, portanto, que essas despesas sejam reconhecidas integralmente pela ANEEL. Quanto às contingências cíveis e trabalhistas, dada a sua especificidade e obrigatoriedade, entendemos que também essas despesas sejam reconhecidas integralmente pela ANEEL.” Resposta da ANEEL: Com relação às verbas rescisórias e contingências cíveis e trabalhistas deve-se analisar um nível prudente de custos que reflita uma gestão eficiente. Já o “turnover” é um instrumento de gestão da empresa, podendo a mesma utilizar ou não. Desta forma, não se pode imputar este custo ao cliente do serviço de transmissão. I.16 – Custos de O&M Contribuição da CTEEP: “Contribuição 23: No tocante aos custos de O&M, entendemos que deve ser mantida a metodologia aplicada na Nota Técnica nº 052/2006-SRT/ANEEL, sem prejuízo de aprimoramento desses custos ao longo de um certo período de convergência, voltado ao atingimento de benchmarks submetidos a audiência pública.” Resposta da ANEEL: A metodologia para determinação dos custos de O&M apresentados nesta Audiência Pública é resultado do aprimoramento realizado pela Agência desde a Audiência Pública específica da CTEEP. Desta forma, entendemos que a metodologia apresentada é mais adequada e condizente com os estudos conduzidos pela ANEEL. I.17 – Outros Custos Adicionais Contribuição da CTEEP: “Contribuição 24: À vista do exposto, a CTEEP demanda que a ANEEL reconheça os custos reais incorridos pela Companhia nos chamados custos adicionais. Para tanto, apresenta a comparação dos custos adicionais

(Fl. 39 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). incorridos pela CTEEP no período de jul/04 a jun/05 e os respectivos valores reconhecidos pela Nota Técnica 068/2006 SRT/ANEEL e Nota Técnica 052/2006.”

Resposta da ANEEL: Os índices percentuais decorrem da análise comparativa de todas as transmissoras. Nos itens que não são dados por percentuais, os mesmos devem ser determinados em função do tamanho da empresa. Situações específicas, no entanto, devem ser analisadas no âmbito das audiências individuais das empresas. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CEMIG GT II.1 – Formatação dos tipos de ETT´s Contribuição da CEMIG GT: “Na tabela do § 48 na formatação dos tipos de ETTs, considerar a quantidade de subestações ou a quilometragem de linhas de transmissão, como item de classificação, tornando a proposta mais próxima da realidade das concessões sob revisão, visto serem os custos com a operação e manutenção – O&M – de subestações mais representativos que aqueles incorridos com linhas de transmissão. Portanto, agindo assim, estará a Agência incentivando uma formatação para a “administração central”, que possibilite a prestação adequada do serviço regulado de transmissão, dimensionada dentro da razoabilidade dos custos necessários ao funcionamento da empresa.” “Assim a proposta de alteração para o § 48 é apresentada a seguir:”

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Resposta da ANEEL: Não será aplicado neste ciclo de revisão o critério sugerido em função de se tratar da revisão apenas sobre a RBNI. II.2 – Etapas de cálculo dos custos Contribuição da CEMIG GT: “Na composição total dos custos tratados no § 63, sugere-se a seguinte ordem para as etapas de cálculo dos custos a serem reconhecidos na receita anual da empresa: Custos de operação e manutenção (pessoal, materiais e serviços) – Etapa I; Custos de pessoal administrativo – Etapa II; Custos de materiais e serviços administrativos – Etapa III; Custos adicionais – Etapa lV; Custos dos ativos não elétricos – Etapa V.” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.3 – Gestão da Empresa - § 70 Contribuição da CEMIG GT: “Quanto à gestão da empresa tratada no § 70 é importante a inclusão de alterações para contemplar atividades necessárias ao cumprimento dos requisitos de qualidade e eficiência que uma empresa de transmissão moderna exige na confecção do produto oferecido.” “Desta forma, sugere-se as seguintes mudanças no texto: • Direção, Estratégia e Controle: Alterar o item a) Gestão Estratégica...... • Administração: Incluir na proposta deste item a atividade de Gestão Empresarial. • Técnica: Incluir itens: d) Supervisão e Controle da Operação das instalações e e) Gestão de Contratos de Transmissão.” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais.

(Fl. 41 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). II.4 – Alteração do § 75 Contribuição da CEMIG GT: Alterar o § 75 para: Para atender esse objetivo (...) Apresenta-se a seguir um organograma (...) de energia elétrica. Destaca-se que este organograma deverá ser adequado às necessidades de cada empresa, em função de suas particularidades, considerando práticas modernas e eficientes de gestão, estabelecidas nas normas regulatórias aplicáveis, para a elaboração do produto e do serviço prestado. As funções (...) Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.5 – Alteração do § 82 Contribuição da CEMIG GT: “No § 82 sugerem-se as seguintes modificações:” “Alterar: • DE Controle Estratégico e Gestão PARA Assessoria de Planejamento Estratégico: Responsável pela elaboração e implementação das estratégias da empresa, concernentes às ações setoriais, tecnológicas, ambientais e mercadológicas, para fins de planejamento corporativo.” “Incluir: • Assessoria de Assuntos Regulatórios: Responsável pela coordenação do relacionamento institucional com a agência reguladora, órgãos externos, demais agentes e associações de classe do setor e estabelecimento de posicionamento estratégico de forma a garantir o atendimento às exigências regulatórias e a defesa dos interesses da empresa em todos os fóruns pertinentes. • Assessoria de Relacionamento com Investidores: Responsável pelo atendimento aos acionistas da empresa conforme disposição da Instrução CVM 202 de 06/12/93, que estabelece que uma empresa de capital aberto deve ter um diretor de relações com investidores designado pelo conselho de administração. • Assessoria de Tecnologia e Normatização: Responsável pela coordenação e condução dos Programas Anuais de P&D, visando à otimização dos resultados do processo tecnológico da empresa, nos termos das leis federais 9.991/2000 e 10.848/2004 e das Resoluções Normativas ANEEL 185/2000 e 219/2006. • Assessoria de Coordenação Ambiental e Qualidade: Responsável pela coordenação, assessoramento, implantação e manutenção dos Sistemas de Gestão da Qualidade, Ambiental, de Saúde e Segurança da empresa;” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.6 – Alteração do § 83 Contribuição da CEMIG GT:

(Fl. 42 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Alterar: • Gerência de Sistema: (...) sistemas de Informática e Telecomunicações da empresa, englobando ges tão de softwares e hardwares e estruturas de telecomunicações, (...) • DE Gerência de Suprimentos e Gestão Patrimonial PARA Gerência de Suprimentos: Responsável pelos processos de compras, gestão de estoque, armazenamento e logística da empresa. É dividida nas seguintes áreas:” “Excluir: - Administração de Patrimônio e Serviços.” “Incluir: • Gerência de Gestão Empresarial: Responsável pelo provimento de todas as soluções de transporte e infra-estrutura administrativa da empresa. É dividida nas seguintes áreas: - Transporte: Responsável pela Administração, provimento e normatização dos meios de transporte aéreo e terrestre na empresa. - Infra-Estrutura: Responsável pela gestão das estruturas prediais, dos serviços e bens patrimoniais associados a estas estrut uras.” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.7 – Alteração do § 85 Contribuição da CEMIG GT: “No § 85 sugerem-se as seguintes modificações:” “Excluir: - Assessoria de Assuntos Regulatórios (incluída na Presidência).” “Incluir: • Assessoria de Finanças Corporativas: Responsável pelo planejamento e formulação da política de captação de recursos financeiros, acompanhamento dos projetos financiados e gerenciamento dos riscos corporativos da empresa. • Assessoria de Análise de Receitas e de Investimentos: Responsável pela coordenação das negociações das receitas permitidas da empresa com a ANEEL e coordenar o planejamento financeiro.” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.8 – Parágrafo 93 Contribuição da CEMIG GT: “Quanto ao § 93, de acordo com o exposto anteriormente e admitindo-se uma empresa com aproximadamente 5.000 Km de linhas de transmissão e 30 subestações, sugere-se o seguinte dimensionamento para sua estrutura empresarial:” (dimensionamento nas Fls. 18, 19, 20 e 21 da contribuição)

(Fl. 43 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.9 – Pesquisa Salarial Contribuição da CEMIG GT: “A pesquisa do Datafolha pode ser adotada como um balizamento, já que é uma fonte de referência que leva em consideração alguma base técnica. Isoladamente, sem uma parametrização adequada que possibilite uma melhor comparação entre empresas de mesmo desenvolvimento tecnológico, independente de ser somente do setor energético, poderia resultar em bases salariai s não muito consistentes.” “Uma pesquisa mais próxima deste contexto deveria envolver empresas de telecomunicações, do setor de mineração, siderúrgico e automotivo, que têm desenvolvimento tecnológico compatíveis àqueles que se esperam para as empresas transmissoras de energia elétrica.” [...] “Considerando que a CEMIG GT e demais empresas transmissoras de energia, para cumprimento de suas obrigações contratuais e atendimento aos usuários de sua rede elétrica no melhor nível de qualidade técnica, necessitam de empregados em constante processo de desenvolvimento e treinamento, agregando valor de forma contínua ao seu Capital Humano, seja adotada uma pesquisa que reflita mais adequadamente a realidade do setor elétrico.” Resposta da ANEEL: A ANEEL irá contratar (Concorrência 04/2006) empresa para efetuar aprimoramentos no modelo de Empresa de Referência a ser utilizado no segundo ciclo de revisão tarifária periódica das Distribuidoras. Nesta contratação, está prevista a pesquisa salarial em todas as regiões do país, bem como amostra mínima de empresas. II.10 – Parágrafo 106 Contribuição da CEMIG GT: “No § 106 sugere-se a seguinte inclusão:” “O dimensionamento da infra-estrutura necessária para abrigar almoxarifados, oficinas, escritórios e outras instalações auxiliares, será elaborada considerando-se as peculiaridades de cada concessionária, especificamente no tocante ao volume de ativos, quantidade de procedimentos de manutenção e distribuição geográfica das suas instalações. A partir deste dimensionamento, estabelecer-se-á os gastos gerais de manutenção, limpeza, segurança, seguros e áreas de estacionamento.” Resposta da ANEEL: O dimensionamento da infra-estrutura deverá de fato considerar as características de cada empresa. II.11 – Parágrafo 111 Contribuição da CEMIG GT: “No § 111 sugere-se a seguinte inclusão:”

(Fl. 44 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Sistemas de Gestão de Manutenção: Software para o controle e acompanhamento dos processos de manutenção, das equipes de trabalho e dos equipamentos do sistema elétrico existentes nas instalações da Concessionária.”

Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.12 – Parágrafo 119 Contribuição da CEMIG GT: “No § 119 sugere-se a seguinte inclusão: ” Os outros custos associados (Impostos, taxas e seguros) serão calculados levando-se em consideração as particularidades de cada concessionária, tais como legislações locais, a idade da frota, etc.” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais. II.13 – Parágrafo 120 Contribuição da CEMIG GT: “No § 120 sugere-se a seguinte inclusão:” • Motocicleta • Caminhão leve • Cavalo Mecânico • Helicóptero “O dimensi onamento da frota será elaborado tomando-se por base os processos desenvolvidos por cada área da Empresa, o seu volume de ativos e a dispersão geográfica das suas instalações.” Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais.

III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE III.1 – Custos para as Áreas Administrativas e Técnicas Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Justificamos a necessidade de revisão da proposta da ANEEL, por entendermos que a tabela 1, ao tratar uma questão complexa como esta, associada unicamente à extensão das linhas de transmissão, aborda com fragilidade o tema, deixando aspectos de igual importância fora da devida consideração, tai s como: número de subestações, quantidade de vãos de manobra, classe de tensão, dispersão geográfica, redes subterrâneas, etc..”

(Fl. 45 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). [...] “Desta forma, solicitamos que o dimensionamento da ETT- Custos Administrativos - (Estrutura Central) seja feito respeitando as particularidades das empresas e construído a partir da identificação prévia dos processos atividades de O&M de cada uma delas.“ [...] “As considerações feitas pela Agência na NT 166/2006 reforçam nosso entendimento de que é fundamental que o estabelecimento da Estrutura Central, seja feito somente após a perfeita definição e quantificação dos processos e atividades de O&M, levada em conta as particularidades de cada concessão.” Resposta da ANEEL: Inicialmente, entendemos que não é possível realizar comparações entre a metodologia apresentada para as Transmissoras e a metodologia apresentada para as Distribuidoras. São negócios diferenciados e com processos de O&M distintos, haja vista o Setor de Transmissão possuir um Operador Nacional do Sistema Elétrico. Quanto a menção de que a metodologia proposta para definição das ETT´s é frágil, não concordamos. Inclusive, alguns aspectos solicitados são aplicados somente a distribuição, tais como: redes subterrâneas, haja vista existirem alguns quilômetros apenas na CTEEP e dispersão geográfica, pois a transmissão de energia já contempla a dispersão geográfica. III.2 – Levantamento de Dados e Informações Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “A ABRATE ressalta, no entanto, a necessidade de se estabelecer um maior grau de interação entre a Agência e as Concessionárias durante este processo de levantamento e consolidação de informações de natureza técnica e econômica, principalmente no que se refere aos prazos e consolidação dos mesmos.” [...] “Adicionalmente, um motivo de grande preocupação das transmissoras, ditas verticalizadas (com atividades G, T, C ou D) , está relacionado à apuração de custos operacionais de forma desagregada, feitos a partir de registros contábeis e observados em período restrito a 12 meses anteriores à data da Revisão.” “A contabilidade das empresas não foi desenhada para este fim e mesmo quando uma empresa pratica exclusivamente a atividade de transmissão, sua estrutura contábil provavelmente não refletirá de forma detalhada a apuração de custos dos processos e atividades que a agência precisa identificar para formulação de sua proposta. Este fato decorre do Plano de Contas Contábil Padrão, a que estas empresas estão submetidas, não estabelecer este tipo de detalhamento.” Resposta da ANEEL: Não concordamos com a preocupação apresentada, pois independente da verticalização, o Plano de Contas é claro quando solicita a contabilização em separado das atividades. III.3 – Atividades Administrativa e de O&M Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia):

(Fl. 46 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “No Brasil existem 12 empresas de Transmissão, sujeitas à Revisão Tarifária, e apenas 8 delas de porte significativo, por isso não é necessário fazer classificações em grupos. Como já se expôs, a estrutura central e regional deve ser conseqüência do porte e particularidade de cada empresa, tendo como parâmetro mais significativo o volume de recursos dos processos de O&M.” Resposta da ANEEL: Os grupos não foram dimensionados para atender o número de transmissoras existentes e sim seu porte. Desta forma a proposta é coerente em se definir as 4 empresas típicas de transmissão. III.4 – Custo de Pessoal Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Das oito maiores concessionárias de transmissão do Brasil, três delas estão situadas na região Sul, uma no Nordeste, três no Sudeste e uma delas atuando nas regiões Centro–Oeste e Norte do país. Constituem-se em empresas de grande porte, e algumas delas são parte integrante de organizações ainda maiores (empresas não desverticalizadas). Logo não se justifica o uso, de forma exclusiva, da pesquisa salarial da Datafolha para o estabelecimento de referência salarial para as Transmissoras. Esta pesquisa refere-se a empresas de porte médio, com o requisito de ter mais de cem empregados para integrar a amostra e reflete, entre outros, os salários praticados no comércio e na indústria de construção civil de São Paulo.” [...] “Pesquisa Salarial: Deve levar em conta a região em que a empresa opera, considerar os requisitos técnicos de pessoal especializado e que as Transmissoras sob Revisão são empresas de grande porte.” “Encargos Salariais e Benefícios: Além dos encargos salariais decorrentes de Lei devem ser considerados aqueles decorrentes dos Acordos e Convenções Coletivas.” “Devem ser consideradas as especificidades das Empresas Estatais.” Resposta da ANEEL: A ANEEL irá contratar (Concorrência 04/2006) empresa para efetuar aprimoramentos no modelo de Empresa de Referência a ser utilizado no segundo ciclo de revisão tarifária periódica das Distribuidoras. Nesta contratação, está prevista a pesquisa salarial em todas as regiões do país, bem como amostra mínima de empresas. III.5 – Trajetória Regulatória Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Trajetória Regulatória ou Custos de Adaptação: Os custos decorrentes da adequação dos custos operacionais da transmissora da situação atual para situação referência devem ser reconhecidos pela ANEEL como passíveis de consideração na determinação da Receita Anual Permitida.” Resposta da ANEEL: Tal procedimento deverá ser analisado no âmbito das audiências individuais de cada empresa. III.6 – Custos de O&M Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia):

(Fl. 47 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Para tal é imperativo que, à exemplo do que está ocorrendo no trato desta questão na área de distribuição, a Agência disponibilize, em Audiência Pública, previamente à realização da revisão, um MANUAL completo da metodologia de custos operacionais e que apresente com clareza as questões tratadas no parágrafo 56 da NT 068/2006-SRT/ANEEL, reproduzidas acima.” Resposta da ANEEL: A metodologia já foi apresentada nesta Audiência Pública. No entanto, cada empresa de transmissão terá uma Audiência Pública individual, onde serão disponibilizados todos os documentos e planilhas necessários para simulação de seus custos operacionais. III.7 – Indicadores de Benchmarking Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Cabe salientar que esta é a primeira experiência de RTP das concessionárias de transmissão no Brasil, o que torna altamente provável que se encontre uma série de dificuldades no estabelecimento da etapa de benchmark do método proposto.” [...] “No que se refere à organização particular de cada concessionária, há diferenças de agrupamento de funções nas unidades, o que dificulta a comparação entre empresas. Isto ocorre, inclusive, nas unidades de caráter operacional. Em contrapartida, será relativamente acessível identificar grandes grupos de atividades, como manutenção de linhas, subestações e toda a área de administração.” Resposta da ANEEL: O regulador não pode se pautar por previsões, e sim em propor metodologias e soluções adequadas e consistentes com o Setor de Transmissão no Brasil. III.8 – Custos dos Ativos Não Elétricos Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Ressaltamos que o tratamento percebido através das informações disponibilizadas, relativas a identificação e quantificação dos custos dos ativos não elétricos (edificações, veículos, sistemas de informática e telecomunicação) exige que enfatizemos a necessidade do regulador considerar na base de ativos a parcela de ativos não elétricos da concessão imobilizada para a prestação de serviços da transmissão a qual não foi reconhecida na apuração dos custos operacionais.” Resposta da ANEEL: A consideração dessa parcela na base de ativos é incoerente com o tratamento que a ANEEL vêm adotando, inclusive com o setor de Distribuição. III.9 – Metodologia Geral de Implantação da Empresa de Referência Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia):

(Fl. 48 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Como já evidenciado anteriormente, ressaltamos a necessidade de se ter concluída integralmente, para a primeira revisão das transmissoras a Etapa II, relativa a parcela que determina pelo enfoque “Botton-Up” a formação dos Custos de Materiais e Serviços, de Pessoal, de Administração e de O&M, ficando desta forma dispensada a condição estabelecida ao final do parágrafo 64 dessa NT, “ calculado na Etapa II, quando estiver disponível.” Resposta da ANEEL: A realização do enfoque “Botton-up” não é condição necessária para a determinação dos custos operacionais na metodologia proposta. III.10 – Custos Operacionais Exclusivamente para RBNI das empresas não sujeitas à revisão da RBSE Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Na hipótese de manutenção da blindagem, deverão ser definidos os critérios que serão aplicados para determinar os custos operacionais das novas instalações. Seu impacto econômico é significativo, pois as novas instalações formam uma proporção cada vez maior dos ativos, e os custos operacionais não serão marginais com o decorrer do tempo.” Resposta da ANEEL: Como é de conhecimento de todo o Setor de Transmissão, os reforços autorizados (RBNI) são, em sua totalidade, aplicáveis em subestações e linhas de transmissão existentes, ou seja, que compõem a base de ativos da RBSE. Desta forma não existe maneira de dissociar os reforços das instalações existentes, haja vista a clara existência de sinergia na operação e manutenção dos mesmos. Adicionalmente, novas instalações completas (Subestações e Linhas) não são objeto de autorização e sim de outorgas obtidas mediante processo de licitação, caracterizando uma nova concessão. III.11 – Efeito da Inflação sobre os Custos Operacionais Contribuição da ABRATE (Mercados de Energia): “Na NT 068/2006 não se faz menção a métodos de ajustes de custos quando as referências não correspondem ao período de aplicação dos custos.” Resposta da ANEEL: Evidentemente os custos deverão ser ajustados para o período de sua aplicação. Neste caso, adotam-se os índices mais adequados para as parcelas de pessoal e de materiais. IV. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Energias do Brasil IV.1 – Recursos Humanos Contribuição da Energias do Brasil: “Quanto ao dimensionamento do quadro de pessoal da Área Administrativa da Empresa Típica de Transmissão nº 4 – ETT4, sugerimos acrescentar os seguintes postos de trabalho:”


Resposta da ANEEL: Entendemos que as estruturas típicas de transmissão (ETT´s) estão coerentes com o efetivamente empregado nas empresas de transmissão. No entanto, questões específicas de cada empresa serão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. IV.2 – Metodologia de Cálculo dos custos de O&M Contribuição da Energias do Brasil: “Independentemente do critério de comparação aplicado, entendemos que os custos unitários de O&M não podem ser totalmente modelados como custos variáveis, pois dependem do porte das instalações de transmissão.” [...] “Propomos a segregação das empresas em grupos com extensões similares para o estabelecimento de custos de O&M, pois a adoção de técnicas de análise comparativa deve ser feita usando elementos que apresentem o maior grau de semelhança possível.” Resposta da ANEEL: A comparação entre as empresas deverá ser feita usando elementos que possam diferenciar e caracterizar cada uma das empresas. V. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Neoenergia V.1 – Descontinuidade na Estimação da Estrutura Central Contribuição da Neoenergia: “Desse modo, os parâmetros para determinação dos agrupamentos deveriam levar em consideração não somente a extensão das redes, mas também os níveis de tensão associados, a capacidade de transformação e a quantidade de subestações. Adicionalmente, seria necessário um estudo mais apurado para se definir a estrutura central e a quantidade de pessoal .”

(Fl. 50 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: A ANEEL entende que a proposta na forma como foi apresentada em Audiência Pública reflete o porte das empresas de transmissão. V.2 – Indefinição dos Critérios Contribuição da Neoenergia: “A proposta em análise carece de um maior detalhamento em vários aspectos, podendo-se destacar:” “Não estão definidos os critérios para a avaliação da quantidade de regionais adequadas para a ER;” “Não estão estabelecidos os critérios para definir a quantidade de veículos associados a cada estrutura organizacional;” “Não estão justificados os índices de produtividade associados ao dimensionamento da estrutura central.” Resposta da ANEEL: A definição dos critérios e parâmetros específicos se dará na aplicação individual a cada empresa e será colocado em audiência. V.3 – Mensuração dos Custos Associados a Ativos Não-Elétricos Contribuição da Neoenergia: “A seguir, são enumerados alguns parâmetros e premissas definidas pelo Regulador, consideradas como subestimadas: A vida útil dos veículos utilizados (para fim de depreciação) é maior do que as homologadas no Manual de Contabilidade de Serviço Público de Energia Elétrica; A taxa para os custos de manutenção dos veículos proposta pela ANEEL foi de 5% do valor do investimento. Essa taxa é considerada insuficiente para a cobertura dos custos associados. Por outro lado, cabe ressaltar que o mesmo Regulador considerou uma taxa de 16% nas Revisões Tarifárias das Distribuidoras; A taxa de manutenção dos sistemas proposta pela ANEEL foi de 2% ao ano. Devido às características dos sistemas, essa taxa é demasiadamente insuficiente para a manutenção e adequação dos mesmos;” “Adicionalmente, podem-se ressaltar os seguintes custos não contemplados na ER: Verbas rescisórias e “turnover” do quadro de pessoal; Disposições dos acordos sindicais vigentes, bem como acordos de planos de pensão suplementares ou previdência suplementar; Contingências cíveis e trabalhistas; Participação em organismos representativos: ABRATE, CVM etc; Responsabilidade social; Licenciamento ambiental.” Resposta da ANEEL: A definição dos critérios e parâmetros específicos se dará na aplicação individual a cada empresa e será colocado em audiência.

(Fl. 51 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). V.4 – Abordagem “Top-Down” ou “Benchmarking” Contribuição da Neoenergia: “Em relação à metodologia proposta, cabem os seguintes comentários:” “O cálculo de uma fronteira de eficiência estocástica é uma metodologia complexa que requer, além de informação precisa e de um número relevante de observações, experiência na sua aplicação direta, uma vez que inconsistências na informação ou na especificação dos modelos podem gerar estimações de níveis de eficiência inatingíveis. A aplicação dessa metodologia indiscutivelmente aumenta o risco regulatório;” “Sobre a modelagem de fronteira estocástica, a ANEEL propõe considerar uma distribuição semi-normal para mensurar o fator de ineficiência. Esse critério é o mais severo penalizando fortemente as empresas que se afastam da média, dado que considera que as ineficiências são casos extremos ou isolados. A literatura recomenda a aplicação de uma função de distribuição exponencial ou gamma com a finalidade de evitar incorrer em um erro estatístico do tipo I, ou seja, enquadrar como ineficiente uma empresa que não é;” “A metodologia não considerada a correlação existente entre a determinação dos custos eficientes e o estado de conservação das redes;” “O conjunto de variáveis exógenas proposto pela ANEEL resulta insuficiente, uma vez que não consideram fatores determinantes dos custos operacionais tais como: (i) participação das redes por nível de tensão, (ii) as características geográficas e ambientais, (iii) o nível de infra-estrutura da área de atuação da empresa, (iv) e as diferentes propriedades dos ativos não-elétricos (exemplo: carros próprios e carros alugados de terceiros);” “A determinação dos custos eficientes não é compatível com a metodologia de cálculo da taxa de remuneração (WACC), a qual é calculada a partir de rendimentos médios do mercado e não apenas com os das empresas mais eficientes. Essa metodologia acarreta em uma taxa de remuneração efetiva média do setor menor do que a taxa de remuneração (WACC) estipulada pelo Regulador.” “O fator de ajuste regional sugerido pela ANEEL tem uma definição ampla dando possibilidade à aplicação de critérios subjetivos e discricionários, o que aumenta o risco regulatória associado à atividade.” Resposta da ANEEL: A definição dos critérios e parâmetros específicos se dará na aplicação individual a cada empresa e será colocado em audiência. VI. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Eletrosul VI.1 –ETT - Empresa Típica de Transmissão Contribuição da Eletrosul: “Propõe-se formatar uma empresa de referência para cada transmissora sujeita ao processo de revisão tarifária, eliminando o enquadramento das transmissoras dentro de uma tabela de empresas típicas. Desta forma o dimensionamento dos Custos Operacionais respeitará as especificidades de cada uma das Transmissoras.” Resposta da ANEEL: A ANEEL entende que a proposta na forma como foi apresentada em Audiência Pública reflete o porte das empresas de transmissão.

(Fl. 52 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). VI.2 –Custos de O&M Contribuição da Eletrosul: “Propõe-se que os custos de O&M (custos variáveis) sejam calculados dentro da empresa de referência, adotando, também, a metodologia bottom-up, conforme descrita na Etapa II do Anexo IV (itens 56 e 57), não se adotando nesta primeira revisão tarifária a metodologia de benchmarking.” Resposta da ANEEL: A ANEEL entende que a proposta na forma como foi apresentada em Audiência Pública reflete o porte das empresas de transmissão.

VII. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ANACE VII.1 – Alteração de texto – Empresa Típica de Transmissão Contribuição da ANACE: “O objetivo é garantir um ajuste efetivo na apuração dos custos administrativos e de áreas técnicas, que reflita a realidade regional dos custos reais de contratação e manutenção de mão-de-obra por parte das empresas reguladas. O mesmo raciocínio se deve adotar em relação à contratação de serviços de terceiros.” “Isto implica em rever na Nota Técnica no. 64/2006 – SRT/ANEEL o item iii.3.3.3 – Remunerações, adequando-o à essa necessidade.” Resposta da ANEEL: As remunerações, quando aplicável, deverão refletir as condições regionais. VII.2 – Alteração de texto – Levantamento, Consolidação e Auditagem de Informações Contribuição da ANACE: “É fundamental observar que estes dados representam a entrada de dados para o modelo de revisão tarifária.” “O objetivo é garantir que os dados físicos em relação à rede, subestações, capacidades e dados de custos operacionais representem com total fidelidade os valores que serão considerados na revisão tarifária.” [...] “Sem a devida fiscalização, as revisões, a modicidade tarifária e a relação preço de tarifa e qualidade de serviço passam a trazer enormes riscos ao consumidor e à competitividade de nossa indústria.”

Resposta da ANEEL: A auditagem de informações constitui-se em etapa do processo. VII.3 – Alteração de texto – Etapa II – Enfoque Bottom-Up – Empresa Típica Contribuição da ANACE:

(Fl. 53 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “O objetivo é garantir que os custos máximos admitidos respeitem as variações regionais existentes e o efeito escala nestas contratações. Isto implica em rever na Nota Técnica no. 64/2006 – SRT/ANEEL o item iii.3.3.3 – Remunerações, adequando-o à essa necessidade.”

Resposta da ANEEL: As remunerações, quando aplicável, deverão refletir as condições regionais. VII.4 – Alteração de texto – Ativos Não Elétricos Contribuição da ANACE: “O objetivo é garantir que na apuração destes custos, prevaleça a lógica e o que está referenciado no mercado doméstico como a melhor prática na contratação de veículos que é representada pela locação. As empresas de locação de veículos têm cobertura nacional, e dada a escala de aquisição, conseguem descontos diretos das montadoras, empresas de leasing, seguradoras, e redes autorizadas para manutenção, que trazem o efeito anuidade para um parâmetro inferior à alternativa de aquisição.” “Os parâmetros apontados na NT 064/2006 – SRT/ANEEL de 18 de abril de 2006, trazem valores de custo unitário e manutenção que impactam na apuração deste custo, comparado com a alternativa de alocação.”

Resposta da ANEEL: O estabelecimento de uma anuidade deve considerar as condições eficientes de utilização do recurso, seja pela aquisição ou locação dos mesmos. VIII. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Advocacia Wal tenberg) VIII.1 – Empresa de Referência (Empresa Típica de Transmissão – ETT) Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg): “A utilização do modelo da ETT para fins de determinação do nível apropriado de custos operacionais das empresas de transmissão não tem previsão expressa nos Contratos de Concessão do Serviço Público de Transmissão. Nesse aspecto, sem prejuízo de eventual questionamento quanto à possibilidade de implementação de tal mecanismo pela ANEEL no âmbito da RTP, é imprescindível que sua utilização seja precedida de discussões específicas com as transmissoras para formação do modelo adequado e compatível a cada caso.” [...] “Diante disso, em face das particularidades e significativas distinções entre as empresas de transmissão sob controle estatal, resta plenamente justificada a possibilidade de aplicação de tratamento desigual às mesmas, sem que dessa medida resulte violação ao princípio da isonomia. Portanto, é imprescindível a revisão da metodologia proposta.”

Resposta da ANEEL: O Contrato de Concessão estabelece a revisão tarifária periódica a cada quatro anos. A metodologia para definição dos custos operacionais é um dos instrumentos para determinação da revisão. Adicionalmente, entendemos que esta Audiência Pública foi o fórum adequado para as discussões.

(Fl. 54 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). IX. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ELETRONORTE IX.1 – Empresa de Referência Contribuição da ELETRONORTE: “Igualmente consideramos importante a caracterização de empresa de referência para cada concessionária de transmissão, contemplando as especificidades regionais e sua dimensão geográfica no dimensionamento da estrutura organizacional e dos custos operacionais.” Resposta da ANEEL: A ANEEL entende que a proposta na forma como foi apresentada em Audiência Pública reflete o porte das empresas de transmissão, não necessitando individualizar o tratamento. No entanto, questões específicas de cada empresa poderão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. X. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – COPEL X.1 – Empresa de Referência Contribuição da COPEL: “Sendo assim, espera-se estar contribuindo para o estabelecimento de uma referência, no âmbito da operação, para a Empresa Típica de Transmissão, que necessita ter quadro próprio de operadores tanto na execução e comando das instalações, como na coordenação e supervisão das instalações, através de um centro de operação de sistema.”

Resposta da ANEEL: As sugestões serão analisadas para posterior consideração quando se fizer necessário o cálculo dos custos operacionais totais.


V. OUTRAS RECEITAS

RESPOSTAS À NOTA TÉCNICA Nº 066/2006-SRT/ANEEL I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CTEEP I.1 – Contratos de Compartilhamento Contribuição da CTEEP: “Contribuição 25: O modelo deve reconhecer despesas de, no mínimo, 30% sobre a receita líquida dos contratos de compartilhamento. Sobre o lucro líquido (após IR e CSLL) auferido nessa atividade, deve-se efetuar uma divisão equânime, ou seja, 50% para a empresa transmissora e 50% para contribuir com a modicidade tarifária.” Resposta da ANEEL: Este pleito será parcialmente atendido. Admite-se a inclusão de despesas que representam custos adicionais comprovados não previstos na RBSE e RPC´s. No entanto, todo o lucro líquido auferido será destinado a modicidade tarifária, haja vista o Contrato de Concessão estabelecer a obrigatoriedade da Transmissora compartilhar instalações e infra-estrutura com outra Concessionária de Transmissão, bem como estas instalações compartilhadas estarem sendo remuneradas pela parcela da RBSE destes contratos, a qual não faz parte do processo de revisão. I.2 – Serviços de Consultoria Contribuição da CTEEP: “Contribuição 26: O modelo deve reconhecer despesas de, no mínimo, 50% sobre a receita líquida dos contratos de consultoria. Sobre o lucro líquido (após IR e CSLL) auferido nessa atividade, deve-se efetuar uma divisão equânime, ou seja, 50% para a empresa transmissora e 50% para contribuir com a modicidade tarifária.” Resposta da ANEEL: A despesa reconhecida não será alterada, haja visto o valor proposto na Nota Técnica estar aderente com as despesas médias incorridas em contratos de consultoria. No entanto, a divisão será nos moldes propostos neste pleito, ou seja, divisão equânime do lucro líquido (após IR e CSLL) I.3 – Serviços de Operação e Manutenção (O&M) Contribuição da CTEEP: “Contribuição 27: O modelo deve reconhecer despesas de, no mínimo, 80% sobre a receita líquida dos contratos de consultoria. Sobre o lucro líquido (após IR e CSLL) auferido nessa atividade, deve-se efetuar uma divisão equânime, ou seja, 50% para a empresa transmissora e 50% para contribuir com a modicidade tarifária.”

(Fl. 56 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Resposta da ANEEL: As despesas reconhecidas são as mesmas da NT 066/2006-SRT/ANEEL. Quanto à divisão equânime, concordamos que a mesma deverá ser realizada sobre o lucro líquido após IR e CSLL. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CEMIG GT II.1 – Visão CEMIG GT Contribuição da CEMIG GT: “Para todos os casos acima, os critérios adotados para a definição dos percentuais de despesas incorridas no cumprimento dos contratos e conseqüentemente a margem de lucro, deve ser precedida de discussão entre a Agência e as concessionárias de transmissão, visto que o objeto dos contratos de compartilhamento de instalações possui características distintas, sendo que existem casos onde se tem até o compartilhamento dos serviços de operação e de manutenção (Casos urgentes de primeiro atendimento).” [...] “Ocorre que o tratamento conferido pela ANEEL na metodologia veiculada pela AP 007/2006 não está aderente às disposições dos Contratos de Concessão do Serviço Público de Transmissão.” Resposta da ANEEL: Os contratos de compartilhamento proposto são apenas aqueles entre a Concessionária detentora das instalações e novas Concessionárias de Transmissão. A obrigatoriedade deste tipo de compartilhamento é prevista nos Contratos de Concessão. Quanto aos critérios adotados, os mesmos foram colocados nesta Audiência Pública e, inclusive, como pode ser verificada nas Contribuições recebidas, algumas Concessionárias concordaram com alguns valores, questionaram outros e propuseram formas de repartição do lucro auferido. Desta forma, entendemos que foi dada a publicidade devida e esta AP seria o canal adequado para recebimento de contribuições convergentes e divergentes para tomarmos a decisão acertada. III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Advocacia Waltenberg) III.1 – Âmbito Contratual Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg): “No âmbito contratual, portanto, o Poder Concedente e o concessionário acordaram que tais receitas adicionais seriam parcialmente destinadas à modicidade tarifária. Com isso, essa remuneração adicional prevista ao concessionário passou a integrar a intangibilidade da equação econômico-financeira dos correspondentes Contratos de Concessão do Serviço Público de Transmissão. Não podem, desse modo, ser desconsideradas pela ANEEL as disposições contratuais que estabelecem o tratamento de receitas extraconcessão para fins da RTP.” Resposta da ANEEL:

(Fl. 57 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). A proposta apresentada na Nota Técnica 066/2006-SRT/ANEEL somente destina a totalidade do lucro auferido para a modicidade tarifária no caso do compartilhamento de instalações com novas concessionárias de transmissão. Este entendimento se deve ao fato do Contrato de Concessão estabelecer a obrigatoriedade da Transmissora compartilhar instalações e infra-estrutura com outra Concessionária de Transmissão, bem como estas instalações compartilhadas estarem sendo remuneradas pela parcela da RBSE destes contratos, a qual não faz parte do processo de revisão. III.2 – Serviços de Consultoria e Operação e Manutenção Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg): “Com relação aos serviços de consultoria e de operação e manutenção (item 34 da NT transcrita), a ANEEL define aleatoriamente percentuais para ressarcimento das despesas incorridas com essas atividades sem, todavia, apresentar os critérios que determinaram tais percentuais. Nesse ponto, observa-se que a repartição de lucros – no contexto da apropriação de ganhos pelo concessionário e a necessidade simultânea de favorecimento da modicidade tarifária – somente poderá ser realizada após a aferição e exclusão da despesa efetivamente incorrida no caso concreto. É fundamental que a metodologia proposta seja transparente, conferindo amplo acesso e conhecimento aos conc essionários de transmissão, e também coerente à realidade e situações específicas de cada empresa.” Resposta da ANEEL: Este não foi o entendimento de outras concessionárias de transmissão que contribuíram no sentido de aprimorar a proposta. Adicionalmente, entendemos que foi dada a publicidade devida, sendo esta AP o canal adequado para recebimento de contribuições convergentes e divergentes para tomarmos a decisão acertada. III.3 – Compartilhamento de Instalações Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg): “No tocante ao compartilhamento de instalações, o fato de constituir obrigação do concessionário de transmissão não afasta qualquer direito de proveito econômico, haja vista que, frise-se, o próprio Contrato de Concessão do Serviço Público de Trans missão estabelece que apenas parte da receita deve ser revertida à modicidade tarifária. Note-se que tal disposição contratual é plenamente adequada ao regime econômico-financeiro estabelecido para as concessões de serviços públicos do setor elétrico brasi leiro, que compreende duas máximas: a apropriação de ganhos de eficiência e produtividade pelo concessionário e a busca da modicidade tarifária.” Resposta da ANEEL: O Contrato de Concessão estabelece a obrigatoriedade da Transmissora compartilhar instalações e infra-estrutura com outra Concessionária de Transmissão. Adicionalmente, como estas instalações compartilhadas estão sendo remuneradas pela parcela da RBSE destes contratos, a qual não faz parte do processo de revisão. IV. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ANACE IV.1 – Alteração de texto – Atividades não concorrenciais

(Fl. 58 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). Contribuição da ANACE: “O objetivo é garantir que exista um padrão de referência para os serviços não concorrenciais que devam ser executados pela empresa regulada para atender às necessidades de seu consumidor.” “Evita-se também assim, o freqüente assédio à ANEEL na busca de mediação ou até de arbitragens. A taxa anual utilizada como parâmetro de cálculo da margem bruta, reflete um índice adequado considerando a exclusividade e o risco nulo de inadimplência que a empresa regulada tem neste tipo de situação.” Resposta da ANEEL: As atividades “complementares livres” e “excluídas” não serão tratadas na Primeira Revisão das Transmissoras. IV.2 – Alteração de texto – Atividades adicionais livres Contribuição da ANACE: “O objetivo é evitar desvios de receitas que possam contribuir para a modicidade tarifária através do expediente de utilização de empresas “co-irmãs” para absorver diretamente os ganhos destas Atividades Adicionais Livres. Com práticas comerciais inadequadas é possível deslocar estas receitas da empresa regulada. Cabe aí portanto, um cuidado maior na metodologia, que passará a verificar participações cruzadas entre as empresas envolvidas nestas Atividades.” Resposta da ANEEL: As atividades prestadas entre partes relacionadas é objeto de anuência por parte do órgão regulador.


VI. ASPECTOS GERAIS

RESPOSTAS À NOTA TÉCNICA Nº 048/2006-SRT/ANEEL I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – CTEEP I.1 – Recebimento de Contribuições Contribuição da CTEEP: “Contribuição 1: Considerando a necessidade de disponibilização pela ANEEL de procedimentos e documentos essenciais para a viabilização da revisão tarifária periódica, com destaque para a definição de metodologia de aferição dos Custos de Referência ANEEL, a CTEEP propõe que o período para recebimento de contribuições no âmbito da Audiência Pública nº 007/2006 seja prorrogado para 29 de dezembro de 2006, permitindo assim o desenvolvimento e a conclusão dos trabalhos de definição dos Custos de Referência ANEEL até 29 de novembro de 2006.” Resposta da ANEEL: O prazo para Audiência Pública foi adequado para o recebimento das contribuições. Quanto ao custo de referência, o mesmo será publicado oportunamente e antes da conclusão do processo de revisão tarifária periódica, haja vista o mesmo ser utilizado em algumas etapas da revisão. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABRATE (Advocacia Waltenberg) II.1 – Conceito da Reversão de Ativos Contribuição da ABRATE (Advocacia Waltenberg): “A ANEEL esclarece, de forma equivocada, o tratamento que pretende adotar para os ativos passíveis de reversão somente em relação às instalações que foram licitadas, nada dispondo sobre a reversão dos ativos integrantes das concessões mais antigas.” [...] “A respeito, observa-se que, desde a extinção da Correção Monetária de Balanço, em 1995, os valores registrados no Ativo Permanente das empresas refletem apenas o valor histórico de aquisição dos ativos. Em conseqüência desta norma contábil, decorrido um período de tempo, o Valor Residual Contábil (Valor de Aquisição - Depreciação Acumulada) não refletirá o Valor de Reprodução deste ativo, também depreciado pela mesma taxa, uma vez que, estes valores não são mais atualizados para refletir a desvalorização da moeda.” Resposta da ANEEL: A ANEEL tratará do tema “Reversão” em regulamentação específica.

(Fl. 60 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ELETRONORTE III.1 – Dados não disponíveis Contribuição da ELETRONORTE: “Outrossim, ressalvamos que não foram colocados disponíveis, dados suficientes para o exame preciso e adequado do assunto, o que afeta a transparência e completude dos trabalhos, imprescindíveis para a profunda, abrangente e satisfatória discussão da matéria, tais como, definições de custo padrão, de investimentos prudentes, estabelecimento da metodologia de implantação da Parcela Variável sobre a RBSE e do capital de giro necessário a operação das empresas transmissoras (NT nº 63/2006-SRT/ANEEL – item 62)..” Resposta da ANEEL: A ANEEL entende que o prazo para Audiência Pública foi adequado para o recebimento das contribuições. Cabe ressaltar que questões específicas de cada empresa poderão ser tratadas no momento da audiência pública individual para apresentação dos resultados. IV. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ABIAPE IV.1 – RBSE Contribuição da ABIAPE: “Ao cabo do exposto, verifica-se que: (i) a cláusula que exclui a RBSE da revisão tarifária periódica das transmissoras pode ser unilateralmente suprimida pela Administração; e (ii) caso não haja a supressão com base no poder de alteração unilateral dos contratos, será imperativa a anulação daquela cláusula, uma vez que a Administração tem o dever-poder de anular seus próprios atos.” Resposta da ANEEL: A ANEEL entende que a alteração contratual só deve ser feita mediante termo aditivo de contrato, o qual deve ser acordado entre ambas as partes. V. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – Prof. Maurício Melo Dolabella - UFMG V.1 – Informações Contábeis Contribuição do Prof. Maurício Melo Dolabella: “Incluir: Nona Subcláusula: - Informações contábeis”

(Fl. 61 do Anexo I da Nota Técnica no 49/2007-SRE/ANEEL, de 05/03/2007). “Quando do processo de revisões das tarifas de transmissão de energia elétrica as empresas concessionárias dos serviços deverão apresentar a Demonstração dos Excedentes compreendendo os quatro anos posteriores à última revisão tarifária.” “Justificativa:” “a) garantir uma maior transparência da apuração dos ganhos de produtividade;” “b) Analisar a eficácia do modelo de revisão tarifário proposto no que se refere ao objetivo de assegurar o equilíbrio econômico-financeiro e a distribuição dos ganhos de eficiência com os usuários dos serviços de transmissão de energia elétrica.” Resposta da ANEEL: A ANEEL está em processo de análise da revisão do Manual de Contabilidade, onde poderá incorporar sugestões neste sentido.

anexo i - nt n 49-2007 respostas às contribuições · − nota técnica nº 062/2006-srt/aneel...

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