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Nota Técnica no 23/2017–SGT/ANEEL

Em 16 de fevereiro de 2017.

Processo n.º 48500.004550/2016-69 Assunto: Estabelecer os procedimentos e critérios a serem utilizados no cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016, e dar outras providências.

I. OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Técnica é apresentar a análise de contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 68/2016, que apresentou proposta de regulamentação para o cálculo da Receita Anual Permitida – RAP das concessionárias de transmissão, nos termos da Lei nº 12.783/2013 e em consonância com a Portaria MME nº 120/2016. II. DOS FATOS 2. Em 11 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisória nº 579, posteriormente convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. A Lei dispôs sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, redução dos encargos setoriais, modicidade tarifária, entre outros. 3. A Medida Provisória nº 591/2012alterou o §2º do artigo 15 da MP 579/2012, ambas convertidas na Lei nº 12.783/2013, que passou a vigorar com a seguinte redação:

“Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Lei deverá considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, não depreciados ou não indenizados pelo poder concedente, e será revisada periodicamente na forma do contrato de concessão ou termo aditivo. [...] § 2º Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5º do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel”. (grifos nossos)

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9074cons.htm#art17§5

(Fls. 2 da Nota Técnica no 23/2017-SGT/ANEEL, de 16/02/2017).

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

4. Em 13 de agosto de 2013 foi publicada a Portaria MME nº 267, que atribuiu à ANEEL a realização de estudos para a definição do Valor Novo de Reposição – VNR dos ativos não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, observado o disposto no art. 15 acima mencionado. 5. Após a realização da Audiência Pública nº 101/2013, foi publicada a Resolução Normativa nº 589, de 10 de dezembro de 2013, que estabeleceu os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR) das instalações de transmissão. 6. A Portaria MME nº 120, de 20 de abril de 2016, definiu que os valores referentes aos ativos previstos no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783/2013 passariam a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e deu outras providências sobre o cálculo tarifário.

7. Em 16 de setembro de 2016, a SGT solicitou à SFF as Bases de Remuneração Regulatórias das concessionárias de transmissão prorrogadas, por meio do Memorando nº 333/2016-SGT/ANEEL.

8. O Memorando nº 527/2016-SFF/ANEEL, de 30 de setembro de 2016, apresentou os resultados dos laudos de avaliação fiscalizados.

9. A Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL, de 6 de outubro de 2016, apresentou proposta de regulamentação para o cálculo da Receita Anual Permitida – RAP das concessionárias de transmissão, nos termos da Lei nº 12.783/2013 e em consonância com a Portaria MME nº 120/2016. 10. Na Reunião Pública de 11 de outubro de 2016, a Diretoria da ANEEL submeteu à Nota Técnica acima mencionada à Audiência Pública nº 68/2016. III. DA ANÁLISE III.1. ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES 11. A Audiência Pública nº 68/2016 recebeu 78 contribuições de diversos agentes no período de 14 de outubro de 2016 a 14 de novembro de 2016, conforme descrito na tabela a seguir:

Tabela 1: Contribuições recebidas na AP 68/2016

Contribuições Aproveitamento

Aceitas 17

Parcialmente Aceitas 8

Não aceitas 53

Total 78

12. As principais contribuições e a análise da SGT sobre os itens pleiteados estão resumidas a seguir:



(i) Compensação de Tributos

13. Diversas contribuições de agentes solicitaram que fossem acrescidos tanto à parcela de remuneração como à parcela de depreciação um montante relativo à compensação tributária, decorrente da diferença entre a depreciação contábil e a regulatória, resultando em uma BRR adicional (“definida como Componente Tributário”). 14. A premissa básica de argumentação das empresas é que o valor homologado às transmissoras é o mínimo incontroverso, e que seu recebimento se configura em um direito adquirido em 2012. Essa visão claramente se equipara à de indenização e não à de BRR, que segue a lógica tarifária ordinária. 15. Ressalta-se que a diferença entre contábil e regulatório sempre existiu desde o início do contrato, em 2001, quando a receita ficou blindada até 2012. A diferença ficou mais evidente a partir de 2007 com as mudanças contábeis, em que as empresas foram obrigadas a definirem o valor justo dos ativos.

16. Além disso, conforme explicitado na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL, há diversas diferenças entre o ambiente regulatório e o real com implicações positivas ou negativas. Nesse sentido, houve contribuições mostrando que algumas dessas diferenças não se aplicavam no caso específico aqui tratado. No entanto, a abordagem adotada na nota técnica foi de mostrar, em termos gerais, que existem diferenças que afetam os diversos segmentos, distribuição, transmissão e geração, não estando restrito ao caso da RBSE. 17. Vale ressaltar que no caso da RBNI, o recebimento da indenização implicou no pagamento de impostos, uma vez que a lei não deu tratamento excepcional nessa questão. Para a RBSE remeteu-se ao regime tarifário ordinário, também sem qualquer tratamento excepcional. 18. Uma argumentação apresentada pelas empresas é que o texto do §1º da portaria que diz sobre observar a legislação societária, como segue:

“§ 1º O custo de capital correspondente aos ativos, de que trata o caput, será composto por parcelas de remuneração e depreciação, acrescidos dos devidos tributos, observada a legislação societária, e será reconhecido a partir do processo tarifário de 2017, sendo reajustado e revisto conforme as regras previstas nos Contratos de Concessão.” (grifos nossos)

19. Contudo, o texto é genérico e entendemos que não é suficiente para extrapolar para a questão específica da diferença entre depreciação regulatória e real. Por exemplo, é fato que há pagamento de tributos sobre o lucro e que as alíquotas nominais somam 34%. Tal questão é geral e afeta igualmente qualquer segmento e está refletido no cálculo regulatório. 20. Assim, ratificamos a posição já exposta na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL de que esta contribuição não deve ser reconhecido, uma vez que não há garantia de neutralidade tributária, seja no cálculo tarifário em geral ou mesmo no caso específico da RBSE.

(ii) Aplicação do Capital Próprio (ke) na Remuneração que Compõe o Custo de Capital 21. A Portaria nº 120/2016 reconheceu o pagamento do custo de capital correspondente aos ativos não depreciados no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 pelo prazo de 8 anos. O custo de capital,



conforme §1º do artigo 1º, deve ser calculado pela soma das parcelas de remuneração e depreciação e será incluído na receita anual permitida das concessionárias alcançadas pela mencionada Portaria, sendo tratado, portanto, como receita adicional à Rede Básica e DIT’s. 22. Especificamente para o cálculo da parcela de remuneração do custo de capital, a proposta da SGT, consolidada na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL, de 6/10/2016, aplicou o WACC vigente em cada ano, adotando, excepcionalmente, uma proporcionalidade no ano de 2013, observada a aprovação de um novo WACC em 9/6/2013, por meio do Submódulo 9.1 do PRORET. 23. Em relação a esse item, foram apresentadas diversas contribuições que solicitam, entre outros, a utilização do custo de capital próprio (ke) na formação do custo de capital não incorporado entre 2013 e 2017. Em resumo, alegam que “[...] com base nessas premissas que o MME, por meio da Portaria nº 120/2016, determinou (i) que desde a prorrogação das Concessões (Janeiro de 2013) até Junho de 2017 seja utilizado o custo de capital próprio Ke; e (ii) que a partir de Julho de 2017 seja utilizado a WACC”.

24. Inicialmente, ao definir que os parâmetros para o cálculo da receita adicional serão aqueles definidos nas metodologias de revisão tarifária periódica das receitas das concessionárias existentes, aprovadas pela ANEEL, conforme § 2º do artigo 1º da Portaria, não restam dúvidas que a parcela de remuneração que formará o custo de capital não incorporado (2013-2017) deve ser definida a partir do WACC, incluído os impostos, aprovado no Submódulo 9.1 do PRORET.

25. Assim, não há embasamento legal para que o retorno sobre o capital seja obtido a partir do custo de capital próprio, conforme contribuição. Este será aplicado especificamente para a remuneração das parcelas de receitas não incorporadas desde as prorrogações das concessões até o próximo processo tarifário, ou seja, entre 2013 e 2017, conforme estabelece o §3º do artigo 1º da Portaria.

26. No sentido contrário, há contribuições que questionam a adoção do WACC, tal como aprovado pela ANEEL no Submódulo 9.1 do PRORET, para remuneração do custo de capital não pago entre 2013 e 2017. Alegam que “[...] é necessário alterar o patamar de custo de capital a ser utilizado na definição da parcela indenizatória a compor a RAP, de maneira a não incluir prêmios de risco que não estão relacionadas à questão de pagamento de indenização”.

27. Quanto ao esse item, é importante esclarecer que a definição do custo de capital aqui adotado foi estabelecida nos §2º e §3º do artigo 1º da mencionada Portaria. Assim, entende-se não cabe à ANEEL qualquer alteração das premissas que estabeleceram o WACC nesse período, pois os resultados seriam parâmetros distintos ao já aprovados e aplicados nas revisões tarifárias que antecederam o presente cálculo, o que fere ao disposto na Portaria nº 120/2016.

(iii) Adoção do Custo de Capital Próprio e WACC na Remuneração do Financeiro (2013-2017) 28. As empresas pleitearam que fosse utilizado o custo de capital (tanto o custo de capital próprio como o custo médio ponderado de capital) antes de impostos, para remunerar as parcelas de receita entre 2013 e 2017, bem como o seu pagamento nos oito anos seguintes. 29. Como premissa básica, alegam que a regulamentação determinaria que, para assegurar a remuneração adequada ao capital investido na concessão, seria necessário realizar o citado acréscimo, o qual consiste em dividir o custo de capital por denominador equivalente a (1-T), sendo T a alíquota marginal de



tributos de 34%. Sendo assim, sempre que se aplicar o custo de capital, este deveria considerar o gross up de tributos. 30. Sobre essa contribuição, inicialmente cabe ressaltar que os parágrafos 3º e 4º da portaria 120 não especificam se a taxa é antes ou depois de impostos, como se observa abaixo:

“§ 3º O custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário, estabelecido no § 1º , deverá ser atualizado e remunerado pelo custo do capital próprio, real, do segmento de transmissão definido pela ANEEL nas metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes. § 4º A partir do processo tarifário estabelecido no §1º, o custo de capital será remunerado pelo Custo Ponderado Médio do Capital definido pela ANEEL, devendo ser incorporado a partir do referido processo, pelo prazo de oito anos.” (grifos nossos)

31. A alegação utilizada de que a regulamentação vigente da ANEEL determina utilizar a taxa antes de impostos não se aplica nesse caso, uma vez que as normas que tratam de revisão tarifária das concessões estabelecem as regras, apenas, para formação da receita, premissa que foi respeitada no cálculo feito na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL, adotando-se o WACC antes de impostos. 32. No entanto, o caso em questão diz respeito à remuneração da receita já formada, que se constitui um financeiro positivo a ser recebido pelas transmissoras. Nesse quesito, o que se tem em regulamentos vigentes da ANEEL é a utilização da SELIC como taxa para atualizar e remunerar itens financeiros no segmento de distribuição. 33. Um precedente análogo a este caso foi o diferimento de Parcela B, denominado de Delta PB, realizado com certa frequência no primeiro ciclo de revisões tarifárias das distribuidoras. Naquela ocasião, a parte diferida era recebida em parcelas durante o ciclo tarifário ou até além do próprio ciclo, sendo atualizada pelo IGP-M (índice dos contratos à época) e remunerada pelo WACC real após impostos. 34. Como se observa, trata-se de uma interpretação da Portaria em que deve ser analisada, portanto, qual alternativa conduz a resultados mais coerentes. Ressalta-se que não há na Portaria garantia de recebimento da remuneração do custo de capital próprio líquido de impostos. 35. Assim, para fins de comparação, considerando-se a inflação acumulada no período e o custo de capital próprio real, a partir de 1/7/13, de 10,44% a.a., obtém-se uma taxa equivalente de 14,18% a.a., ou o acumulado no período de 81,60%. Já ao considerar o capital próprio real, com gross up, a partir de 1/7/13, de 15,82% a.a., obtém-se uma taxa equivalente de 17,91% a.a., ou o acumulado no período de 109,90%.

36. Outra análise interessante a ser feita diz respeito ao retorno obtido com as diversas alternativas, como se observa abaixo:



Figura 1: Simulação de alternativas

37. A simulação parte da data definida para a prorrogação dos Contratos, janeiro de 2013. O Caso 1, como base, considera que as empresas receberiam uma receita desde 2013 até o fim da vida útil, sem qualquer deslocamento. A BRR homologada pela ANEEL, na data-base de dezembro de 2012, bem como outros parâmetros regulatórios vigentes a cada ano (wacc e taxa média de depreciação), foram considerados para o cálculo das receita anuais. A soma de todas as empresas resultou em uma taxa interna de retorno de 10,16%. 38. O Caso 2 considera a implementação da Portaria MME nº 120/2016, na qual o financeiro decorrente da receita não paga às transmissoras entre 2013 e 2017 será pago em 8 anos, a partir de julho de 2017, e a BRR não depreciada em 2017 continua sendo paga até o fim da vida útil. Adotando-se uma remuneração do financeiro não pago (2013-2017) pelo custo de capital próprio líquido, resulta em uma TIR de 9,95%. Por fim, o Caso 3 é igual ao 2, porém a remuneração do financeiro (2013-2017) considera o custo de capital próprio com gross up de impostos, o que resulta em uma TIR de 12,3%. 39. Os resultados apresentados para cada uma das simulações na Figura 1 devem ser analisados de forma comparativa. A proximidade entre os Casos 1 e 2 nos permitem concluir que a remuneração do financeiro pelo custo de capital próprio real, depois de impostos, ou seja, sem gross up, é a mais adequada, pois é a taxa que melhor reflete a situação original (Caso 1), ratificando a proposta colocada na abertura da audiência pública.

40. Ainda sobre a remuneração do financeiro constituído entre 2013 e 2017, a ABRACE apresentou a seguinte contribuição: “[...]deve a Aneel alterar a forma de cálculo da parcela financeira, de maneira a aplicar a taxa de capital próprio somente sobre a componente “remuneração do capital” que deixou de ser incluída na RAP das concessionárias de transmissão após a prorrogação da concessão”.

41. Novamente, faz-se necessário remeter ao disposto da Portaria 120/2016, que define, no § 1º do artigo 1º, o custo de capital como a soma das parcelas de remuneração e depreciação. Assim, quando são definidas no § 3º do mesmo artigo, a remuneração e atualização do custo de capital não incorporado desde a prorrogação das concessões, não restam dúvidas que estas devem aplicar-se sobre as duas parcelas e não, apenas, sobre a remuneração do capital.



(iv) Retroatividade das Taxas de Remuneração na Revisão Periódica de 2018 42. Inúmeras contribuições trataram de uma eventual provisoriedade do WACC adotado na formação do custo de capital não incorporado entre 2013 e 2017, com base do disposto do Submódulo 9.7 do PRORET. Alegam as empresas que “[...] qualquer WACC definida antes da próxima revisão tarifária das Transmissoras, e com base em outra metodologia de revisão tarifária, tem caráter provisório, devendo a WACC a ser definida na próxima revisão tarifária ser aplicada de forma retroativa à 1º de Janeiro de 2013 no que se refere aos ativos RBSE”. 43. Em suma, a contribuição prevê “(i) que a WACC a ser definida no próximo processo de revisão tarifária das Transmissoras, a ocorrer em Julho de 2018, deve ser aplicada, sobre os valores homologados dos ativos RBSE, a partir de 1º de Janeiro de 2013 [...]”.

44. Inicialmente, merece destaque a abrangência do Submódulo 9.7, que estabelece retroatividade apenas para os investimentos autorizados: "Nos períodos entre revisões as receitas associadas às melhorias e aos reforços têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente". (grifos nossos) 45. É entendimento da SGT que o presente processo não tem por objetivo estabelecer a receita para reforços/melhorias autorizados, mas definir uma receita associada a ativos específicos que já estavam em operação comercial em 31 de maio de 2000, e somente para as transmissoras alcançadas pelo §5º do art. 17 da Lei nº 9.074/1995. Portanto, o disposto no Submódulo 9.7 não se aplica ao cálculo decorrente da Portaria nº 120/2016.

46. Além disso, os ativos em questão passarão a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão, conforme artigo 1º da Portaria, e é sabido que, no caso de BRR já constituída, não se retroage o WACC. A única proposta de alteração da BRR a posteriori refere-se à consideração das baixas de 2013 a 2017, motivada, apenas, pela dificuldade de se apurar, nesse momento, a movimentação da BRR ao longo do período, o que é uma regra disposta no Submódulo 9.1 do PRORET, que deverá ser observada de acordo com o §2º do artigo 1º da Portaria 120/2016.

(v) Aplicação do WACC Vigente na última Revisão Periódica (2º Ciclo) 47. Além da provisoriedade do WACC para apuração da receita entre 2013 e 2017, já tratada no item anterior, as concessionárias pleiteiam “[...] (ii) que a WACC provisória a ser utilizada até 30 de Junho de 2018, deve ser aquela definida no processo de revisão tarifária anterior da respectiva concessionária (2º Ciclo), ou seja, 7,24% a.a”. Alegam que a taxa de 6,64%, adotada a partir de 9/6/2013 na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL, não deve ser aplicada às transmissoras, sendo aplicável, apenas, aquela taxa definida em sua última revisão tarifária (2º Ciclo de Revisão Tarifária), que é de 7,24%. Na contribuição argumenta-se, ainda, que a taxa de 6,64% somente se aplicaria às concessionárias cuja revisão tarifária ocorresse entre julho de 2013 e junho de 2018. 48. O pleito é reforçado pelo seguinte argumento: “[...]o Valor Homologado dos ativos mencionados no § 2º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013, se pago à época devida, não teria sido alcançado pela WACC prevista



no 3º Ciclo, de 6,64% a.a., sendo esta mais uma razão para se concluir que a WACC provisória aplicável é a de 7,24% a.a”.

49. Quanto a esse item, importante esclarecer que o §2º do artigo 1º da Portaria 120/2016 remete à adoção dos parâmetros definidos na metodologia de revisão tarifária periódica das concessionárias de transmissão para o cálculo de receita adicional às RAPs, no entanto, isso não o caracteriza como um processo ordinário de revisão periódica. O cálculo proposto tem por objetivo reconstituir a receita devida e não paga às concessionárias de transmissão, ano a ano, entre 2013 e 2017. Desse modo, entendemos que deve-se utilizar os parâmetros vigentes na data de cada ano tarifário, o que inclui a alteração ocorrida no WACC, de 7,24% para 6,64%. 50. Outra contribuição apresentado questiona a proporcionalidade adotada para o ano de 2013. Solicita que se considere a vigência do novo WACC (6,64%) a partir de 1º de julho de 2013, quando iniciou-se o novo ciclo das concessionárias de transmissão, e não a partir de 9/6/2013, quando foi publicado o Submódulo 9.1 do PRORET.

51. De fato, há uma correção a ser feita na proporção adotada para 2013, já que o WACC de 6,64%, bem como o custo de capital próprio de 10,44%, somente foram adotados como parâmetros da metodologia de revisão tarifária a partir de 1º de julho de 2013. Portanto, a contribuição deve ser reconhecida.

(vi) Aplicação da Parcela Variável – PV 52. O principal questionamento acerca da aplicação da Parcela Variável sobre as instalações alcançadas pela Portaria 120/2016 é resumido a seguir: “[...] não pode um evento futuro, seja baixa de ativo, aplicação de penalidades, PV, afetar um direito adquirido, líquido e certo, das transmissoras, sob pena de se ferir o princípio da legalidade, proporcionalidade, razoabilidade, dentre outros”. 53. Pleiteiam, ainda, que: “No que diz respeito ao montante que integra o Componente Financeiro, dada sua natureza de pagamento futuro de parcelas vencidas no período de 2013 a Junho de 2017, este se reveste das mesmas características da Parcela de Ajuste (“PA”) prevista no Contrato de Concessão, sendo imperativo que lhe seja conferido o mesmo tratamento da PA, evitando-se quaisquer deduções sobre esse valor”. 54. Ao estabelecer que os valores dos ativos não depreciados serão incluídos às BRR das concessionárias, a Portaria 120/2016 definiu um tratamento equivalente à receita vigente das concessionárias de transmissão, afastando, portanto, o caráter de indenização para esses ativos. Assim, não procede o pleito de que não pode existir nenhuma dedução sobre o valor homologado, sob alegação de afetar um direito adquirido, já que essa não é a lógica do pagamento de uma receita ao longo da vida útil de um ativo.

55. O pagamento base de uma função de transmissão sempre esteve associado à plena disponibilização das instalações e, conforme REN 729/2016, está sujeito à aplicação das regras de Parcela Variável (PV). Portanto, por se tratar de receita adicional à RAP vigente, é entendimento da SGT que cabe aplicação de PV ou demais penalidades sobre a receita advinda da regulamentação da Portaria, inclusive sobre o custo de capital não incorporado apurado desde 2013 até 2017, que será adicionado à receita no período de 8 anos a partir de 1º de julho de 2017.



(vii) Apuração da Base de Remuneração Regulatória 56. A Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL propôs no parágrafo 94: “[...] esse cálculo é provisório e deverá ser refeito na revisão periódica em 2018, uma vez que não foram contemplados as baixas e os ativos totalmente depreciados no período entre jan/13 e jun/17. Dessa forma, o laudo de avaliação que será elaborado para a revisão periódica deverá incorporar todos os investimentos feitos após jan/13 e, especificamente sobre os ativos da RBSE/RPC, deverá ser feita a movimentação anual, considerando baixas e depreciação. De posse dessa informação, a ANEEL recalculará o componente financeiro e eventuais diferenças serão devolvidas no ciclo 2018/2019”. 57. Tal como apresentado na discussão sobre a aplicação da Parcela Variável, as concessionárias alegam que não é possível deduzir nenhum valor sobre aquele homologado na data-base de 31/12/2012:

“144. [...] a baixa de um ativo da BRR não pode implicar na perda do direito ao recebimento do valor definido em Lei. 145. Ou seja, o direito das concessionárias de transmissão está relacionado ao recebimento do Valor Homologado, independente da duração efetiva do ativo. Corroborando esse conceito, o Proret 9.7 prevê regra para o tratamento a ser dado no caso de substituição de ativos tratados com base na Lei nº 12.783/2013”.

58. Novamente, ao estabelecer que os valores dos ativos não depreciados serão incluídos às BRR das concessionárias, a PRT 120/2016 definiu tratamento equivalente à receita vigente das concessionárias de transmissão, afastando o caráter de indenização desses ativos. O recebimento da receita depende, portanto, da dinâmica própria da Base de Remuneração Regulatória, observada a regulamentação vigente. 59. Nesse sentido, o cálculo proposto simula a movimentação da BRR ao longo do período e tem por objetivo reconstituir a receita devida e não paga às concessionárias de transmissão, ano a ano, entre 2013 e 2017, observada a regulamentação vigente. Portanto, ao estabelecer que as parcelas de remuneração e depreciação serão definidas a partir das regras vigentes de revisão tarifária, não restam dúvidas que as baixas ocorridas devem ser consideradas nesse período, pois assim está tratado no Submódulo 9.1 do PRORET. 60. Ocorre que os laudos de avaliação aprovados ou em fase de aprovação pela ANEEL tiveram sua data-base definida em 31 de dezembro de 2012, conforme REN 589/2013. E sabe-se, também, que sua atualização não é possível nesse momento, o que torna mais adequado que esta seja feita no momento da revisão periódica. A próxima revisão será realizada em 2018 e trará ampla discussão acerca da Base de Remuneração Regulatória das transmissoras, pela inclusão da base incremental dos ativos, entre outros, tornando possível a avaliação das baixas ocorridas no período. Portanto, é entendimento da SGT que os resultados aprovados devem ser provisórios até essa data. 61. Quanto a uma eventual dupla redução da receita em caso de substituição de um ativo baixado, em virtude da aplicação do disposto no Submódulo 9.7 do PRORET, conforme alegado na contribuição, ressalte-se que não há, atualmente, qualquer desconto em relação à substituição dos ativos remunerados via RBSE/RPC, já que essas instalações recebem hoje apenas a receita associada aos seus custos operacionais, o que ratifica a necessidade de se considerar as movimentações desses ativos. Ademais, as funções de transmissão incluídas no SIGET deverão ser atualizadas periodicamente a partir da revisão tarifária de 2018, de modo a excluir aqueles módulos baixados ou 100% depreciados, o que evitará que as substituições sejam consideradas indevidamente.



62. Finalmente, foram apresentados outros questionamentos acerca da Base de Remuneração Regulatória:

63. A CEMIG questiona o valor da Base Bruta associada à indenização já paga por meio da Portaria Interministerial MME/MF nº 580, de 1º de novembro de 2012, e que deve ser deduzida do montante final do laudo, conforme determina o §3º do artigo 4º da REN 589/2013.

64. A Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL utilizou o valor de R$ 559.885.496,33. No entanto, conforme apresentado na contribuição, a Nota Técnica nº 396/2012-SRE/ANEEL, de 31 de outubro de 2012, que subsidiou o Poder Concedente no processo de definição do VNR das instalações de transmissão autorizadas, apresentou, na Tabela 1, o valor de R$ 371.187.750,02. Nesse caso, trata-se de equívoco que deve ser corrigido na versão final dos cálculos.

65. A CEEE questiona, também, o montante associado aos bens totalmente depreciados. No entanto, informamos que esse tema deverá ser tratado especificamente no processo de fiscalização que aprovou o resultado final da Base de Remuneração da concessionária. Eventuais alterações serão adequadamente incluídas no cálculo final da receita associada à Portaria nº 120/2016.

(viii) Atualização monetária

66. O artigo 5º da Resolução Normativa nº 589/2013, que tratou da valoração dos ativos, estabelece a data-base do laudo em 31 de dezembro de 2012: “§ 1º A data-base do laudo de avaliação deverá ser 31 de dezembro de 2012, conforme art. 9º do Decreto nº 7.805/2012, devendo considerar os investimentos realizados até essa data”. 67. Além disso, o § 1º do art. 1º da Portaria MME 120/2016 estabelece que o adicional de receita "será reconhecido a partir do processo tarifário de 2017, sendo reajustado e revisto conforme as regras previstas nos Contratos de Concessão". (grifos nossos) 68. Desse modo, as receitas foram atualizadas de 31/12/2012 (considerando IPCA do mês de dezembro de 2012) até 1º de junho de 2017, já que é essa a data-base do segmento de transmissão a cada ciclo, conforme consta na Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão. Por esse motivo, é entendimento da SGT que não cabe o pleito de que a atualização deveria ser realizada considerando 54 meses: “(i) do período de 01 de dezembro de 2012 a 31 de maio de 2017, para manter esta data considerada na Nota Técnica; ou (ii) do período de 31.12.2012 a 31 de junho de 2017”.

69. Cabe lembrar que os ciclos de transmissão sempre adotam a mesma referência de preços, considerando o IPCA do mês de maio. Assim, nos processos tarifários subsequentes a receita associada a esses ativos sempre serão consideradas na data de 1º de junho. 70. Há, ainda, alteração a ser realizada nos valores atualizados para a CEMIG. Foi observado um equívoco na consideração dos valores referentes à indenização já paga por meio da Portaria Interministerial MME/MF nº 580, de 1º de novembro de 2012. Para esse caso, os valores a serem deduzidos devem ser atualizados, pelo IPCA, até a data-base do cálculo tarifário.



71. Finalmente, destaca-se a contribuição da ABRACE que pleiteia a “alteração da referência temporal a ser adotada para correção dos valores de indenização, não só em razão da demora das concessionárias de transmissão na apresentação dos laudos de avaliação de ativos, mas sobretudo por força da Lei nº 12.783/2013, que veda a inclusão de parcela indenizatória na RAP enquanto a empresa não apresentar as “informações necessárias” ao cálculo das indenizações”. 72. A Resolução Normativa nº 589/2013 atendeu ao disposto na Portaria nº 267/2013, que estabeleceu à ANEEL a competência para a definição do VNR dos ativos. No entanto, faltava, ainda, a definição da forma e prazo de pagamento, que seria estabelecido em diretrizes complementares, conforme art. 2º dessa mesma Portaria. Ressalte-se, no entanto, que a REN 589 estabeleceu prazo para entrega dos cronograma de elaboração dos laudos de avaliação, até o fim de 2013.

73. É certo que houve atrasos na entrega dos laudos, mesmo após firmados os cronogramas iniciais, entretanto, apenas com a publicação da Portaria nº 120, em abril de 2016, foram definidos todos os dispositivos necessários à regulamentação dessa matéria. A Portaria estabeleceu, inclusive, a data de julho de 2017 para início do pagamento dessas receitas adicionais.

74. Desse modo, entendemos que não cabe qualquer ajuste na atualização monetária proposta na AP 68/2016, visto que não poderia a ANEEL antecipar qualquer cálculo para pagamentos dos ativos aqui discutidos se a decisão quanto a valores, forma e prazo foi atribuída a um regulamento do Poder Concedente.

(ix) Pagamento da RAP Rateio da RAP

75. Conforme consta da Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL, após o cálculo da receita anual permitida associada aos ativos da RBSE/RPC faz-se necessário o rateio das receitas entre as instalações que compõem a base das concessionárias de transmissão. A proposta da SGT, submetida à Audiência Pública 68/2016, apresenta um rateio da receita total de forma proporcional ao Valor Novo de Reposição – VNR de cada módulo da BRR, excluídos aqueles ativos totalmente depreciados. O VNR seria encontrado a partir do Banco de Preços Referenciais da ANEEL. 76. Dentre as diversas contribuições recebidas, as concessionárias de transmissão questionam o método escolhido na Nota Técnica e pleiteiam a adoção do método 2 (rateio da receita de forma proporcional ao ativo não depreciado): “[...] exclusivamente para fins de alocação da RAP por unidade modular, o rateio deveria levar em consideração a depreciação média do módulo, devendo o rateio ser com base no VBR, de forma a diferenciar o mesmo tipo de módulo, entre o mais novo e o mais antigo”. (nossos grifos) 77. Quanto a esse item, cabe destacar que a principal questão trazida pelas concessionárias está fundamentada numa alegada cobrança indevida da Parcela Variável sobre esses ativos, no entanto, sua efetiva aplicação já foi superada pela discussão apresentada no item (vi) dessa seção. O regime de remuneração adotado atualmente, que prevê o pagamento das instalações mediante sua disponibilização ao sistema, exige uma criteriosa medição da qualidade do serviço, o que é obtida mediante a cobrança da PV sobre as receitas. Para tanto, faz-se necessário assegurar a aplicação da regra de forma uniforme ao longo do da vida útil do ativo.



78. Para fins de cobrança de PV, a alegação de que o rateio da RAP pelo VNR pode distorcer o valor do ativo é fortemente questionável. As concessionárias justificam que não é razoável que ativos com diferentes vidas úteis tenham a mesma RAP e, consequentemente o mesmo desconto. No entanto, situa-se exatamente nesse ponto o cerne da discussão proposta na Audiência Pública e a contribuição apresentada é contrária ao entendimento da SGT sobre a aplicação da regra.

79. O rateio pelo valor depreciado (VBR), que é pleiteado, não resultaria em adequado incentivo à cobrança de Parcela Variável, visto que os ativos pouco depreciados, cujo rateio implicaria nas maiores receitas, são aqueles que tendem a apresentar menores taxas de falha, enquanto aqueles mais depreciados teriam uma receita associada muito baixa, resultando em ínfimos valores de PV, quando sabe-se que a probabilidade de falha é muito superior nessas instalações. Isso acabaria por neutralizar o mecanismo de incentivo à qualidade, tornando inconsistente o regime de remuneração adotado do segmento de transmissão e o mecanismo regulatório estabelecido para a PV. Novamente, ao consumidor o que importa é o serviço disponibilizado, independente da depreciação do ativo, portanto mantém-se a opção pelo método 3.

80. Finalmente, é de fundamental importância ressaltar que este é o método já amplamente usado no segmento de transmissão, seja nas concessionárias cuja revisão aplica-se sobre toda a base de ativos: Cemig-GT, Evrecy e Afluente, ou o próprio rateio das receitas iniciais (RBSE/RPC) , que deu início aos contratos de transmissão, que foi realizado de forma proporcional ao VNR vigente à época. A inovação trazida pela Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL trata, apenas, da exclusão dos módulos 100% depreciados visando garantir que não haja cobrança em duplicidade ao usuário da rede de transmissão.

TUST associada ao segmento de geração 81. Foram recebidas contribuições da ABIAPE, CPFL Energia e ABRACE sobre o tema estabilidade tarifária do segmento geração e desestabilização das centrais de geração denominadas cotistas. 82. A ABIAPE e a CPFL Energia se manifestaram no sentido de manter estáveis as tarifas de todo o segmento geração e imputar os custos decorrentes da Portaria nº 120/2016 somente ao segmento consumo. Entende a ABIAPE que não seria possível aos geradores repassar os custos de transporte decorrentes das indenizações aos contratos já firmados, além de gerar distorções entre contratos de curto e longo prazo. A CPFL Energia entende que o segmento geração não deve participar do pagamento da indenização, mantendo a coerência de estabilidade frente a variações extraordinárias e inesperadas dos parâmetros de cálculo da TUST. 83. Primeiramente é importante destacar que ao estabelecer que os valores dos ativos não depreciados sejam incluídos às BRR das concessionárias, a PRT 120/2016 definiu tratamento equivalente à receita vigente das concessionárias de transmissão, afastando o caráter de indenização desses ativos, de modo que passam a compor o custo do sistema de transmissão.

84. Ademais, entende-se que que os geradores que possuem tarifas estabilizadas pelas REN nº 267/2007 e nº 559/2013 devem ter impactos pelo adicional de RAP decorrente da Portaria nº 120/2016, a partir do momento previsto para o recálculo das suas TUST, conforme definido em tais regulamentos aprovados após ampla discussão na Audiência Pública nº 040/2013. Ou seja, é condição conhecida do segmento geração que suas tarifas são recalculadas em algum momento. Neste contexto, cumpre destacar que o princípio da estabilização tarifária é sinalizar sobre certas condições e por tempo definido, a situação dos parâmetros de



cálculo (receita, configuração da rede, parâmetros elétricos, potências contratadas, etc) no momento do estabelecimento da tarifa. 85. Para os novos geradores, a TUST será calculada considerando este novo patamar de receita, entendendo que desta forma, este custo possa ser refletido nos novos contratos de energia. 86. Para os geradores cotistas cujo fornecimento se destina exclusivamente ao ACR há mecanismos de repasse desses custos aos valores das cotas de garantia física de energia, de modo que não há motivação para afastar o risco de volatilidade tarifária destes geradores por meio da estabilização tarifária vigente. 87. No sentido contrário a contribuição anterior, a ABRACE defende uma maior participação dos geradores no rateio dos custos decorrentes da Portaria nº 120/2016. Para tanto, apoia a proposta colocada em audiência pública de imputar custos aos novos geradores e cotistas, bem como sugere a revisão da REN nº 559/2013 quantos aos prazos de estabilização e a inclusão dos geradores cotistas que não vendem exclusivamente para o Ambiente de Contratação Regulada. 88. Os prazos de estabilização tarifária para geradores foram amplamente discutidos na audiência pública nº 040/2013 que resultou na REN nº 559/2013. Em síntese, buscou-se à época atrelar a variação dos custos de transmissão aos prazos dos contratos de energia dos geradores. No entanto, como fruto das discussões, entendeu-se que os geradores estabilizados pela REN nº 267/2007 deveriam ter prazo diferenciado (10 anos), assim como os que comercializam sua totalidade no ACL, cujos prazos de venda são variáveis. De toda forma, quando do cálculo ou recálculo da TUST dos geradores, há nova sinalização tarifária oriunda da condição existente no momento do cálculo. 89. O cálculo tarifário na mesma data de aprovação da REN nº 559/2013 se baseou nas informações de receita e investimentos futuros disponíveis à época, bem como nos efeitos da MP nº 579/2012. Com efeito, a RAP prospectiva considerou uma maior alocação de custos ao segmento geração nos ciclos tarifários 2013-2014 e 2014-2015, uniformizando nos ciclos tarifários seguintes. Tal procedimento propiciou alocação dos benefícios da diminuição da RAP decorrente da Medida Provisória ao segmento consumo. 90. Para os geradores que venceram os leilões de energia a partir de 2013, suas tarifas foram calculadas conforme REN nº 559/2013, sem levar em consideração os custos adicionais oriundos da Portaria nº 120/2016, na mesma medida em que seus preços de venda foram formados para os contratos de energia. 91. Quanto à proposta de inclusão na desestabilização tarifária os geradores cotistas cujo fornecimento não se destina exclusivamente ao ACR, entende-se que tal mecanismo não pode ser adotado. Isso porque incorreria em falta de isonomia entre os geradores, de forma que uns teriam tarifas estabilizadas e outros teriam tarifas flutuantes, assumindo assim, os riscos da variação do sinal locacional. Como somente a parcela associada às cotas do ACR é neutra, repassada ao valor das cotas, o gerador assumiria um risco no repasse dos custos à parcela comercializada no ACL.

Relação entre custos de uso do sistema de transmissão e cobertura tarifária

92. As contribuições em relação a esse tema são divididas, basicamente, em duas questões:



93. As concessionárias de transmissão pleiteiam que, uma vez definida a RAP, o seu pagamento seja garantido a partir de julho de 2017, sem qualquer adiamento, inclusive em relação aos módulos associados às DITs.

94. Já as concessionárias de distribuição pleiteiam que seja incorporada à sua receita, de forma antecipada, a cobertura tarifária para garantir o pagamento da Rede Básica e DITs a partir de julho de 2017, ou que, excepcionalmente, o pagamento da Rede Básica seja concatenado aos seus processos tarifários. A ABRADEE, inclusive, encaminhou a Carta ABRADEE/B24.2.CT2016-0107, de 4 de novembro de 2016, na qual ratificou o pleito de concatenação aos processos das concessionárias de distribuição. 95. Inicialmente, quanto à cobrança dos valores relativos às DIT’s de uso exclusivo, permanece o entendimento que estes deverão ser concatenados aos processos tarifário das concessionárias de distribuição, tal qual é feito atualmente com os demais encargos de conexão. Cabe lembrar que esse tema é atualmente objeto de discussão no Submódulo 9.3 do PRORET, por meio da Audiência Pública nº 82/2016. Assim, qualquer alteração decorrente da AP será incorporada à efetiva cobrança dos encargos de conexão associados às DITs. 96. Já em relação à cobertura tarifária e o pagamento dos custos de Rede Básica e Rede Básica Fronteira, propõe-se tratamento específico às distribuidoras, que serão divididas de acordo com as datas de seus processos tarifários. Os detalhes da proposta estão apresentados no item III.2.5 dessa Nota Técnica.

(x) Outras Contribuições

97. Finalmente, é importante destacar a contribuição encaminhada pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres. De forma geral, a ABRACE questiona a forma escolhida pelo Poder Concedente para pagamentos dos ativos. Pleiteia que seja considerado no cálculo a amortização observada na vigência do Contrato de Concessão entre 2001 e 2015:

“(i) ressalta que a Portaria MME nº 120/2016 apenas estabelece diretrizes para o cálculo da componente da RAP a ser incluída a título de pagamento de indenização, devendo a Aneel, na regulamentação desse ato, observar toda a alteração do modelo setorial promovida pela Medida Provisória nº 579, confirmada posteriormente pela Lei nº 12.783/2013; (ii) solicita a redefinição dos ativos passíveis de indenização, de maneira a considerar a amortização alcançada no período em que as concessões de transmissão foram prorrogadas nos termos da Lei nº 9.074/1995 (iii) chama a atenção para o fato de que os cálculos realizados pela Aneel conduzem a patamar de receita superior àquele que seria verificado caso não houvesse a antecipação do termo final da concessão, contrariando, desta forma, o propósito da Lei nº 12.783/2013 ”

98. A Lei nº 12.783/2013 definiu, no §2º do art. 15, que "Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5o do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel". 99. Em 13 de agosto de 2013, foi publicada a Portaria nº 267 que atribuiu à ANEEL a realização dos "estudos para a definição do Valor Novo de Reposição - VNR relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000". A forma em que se daria pagamento também seria definida,



conforme art. 2º dessa Portaria, pelo MME.

100. Por fim, em 20 de abril de 2016, foi publicada a Portaria nº 120 que estabeleceu a forma e prazo de pagamento dos valores tratados nos dispositivos acima mencionados, definindo a inclusão da base líquida homologada pela ANEEL à BRR das concessionárias de transmissão.

Art. 1º Determinar que os valores homologados pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL relativos aos ativos previstos no art. 15, § 2º, da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, passem a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e que o custo de capital seja adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas

101. Inicialmente, entendemos que não compete à ANEEL alteração dos dispositivos legais que trataram sobre a matéria em tela, já que a Lei não facultou à Agência a forma de pagamento dos ativos. O comando legal é claro no sentido de se quantificar o valor dos ativos não depreciados e, nesse sentido, não é possível incluir, nesse cálculo, eventuais valores amortizados durante a vigência do Contrato de Concessão entre 2001 e 2015.

102. O regulamento da ANEEL que definiu as regras para apuração da BRR, REN 589/2013, bem como a proposta de regulamentação do custo de capital que será adicionado às RAPs respeitaram os dispositivos vigentes, o que é uma é obrigação da Agência Reguladora e, portanto, a presente contribuição foge do escopo da Audiência Pública nº 68/2016 e não pode ser reconhecida. 103. Finalmente, em relação ao item (iii), quanto a alegada discordância entre os valores calculados pela ANEEL para o custo de capital próprio não incorporado entre 2013 e 2017 e aqueles que teriam deixado ser pagos às concessionárias quando da prorrogação dos Contratos, temos os seguintes esclarecimentos:

104. O cálculo proposto visa definir a receita das concessionárias de transmissão a partir da movimentação da BRR ao longo do período, considerando a base líquida dos ativos. Propõe-se, desse modo, reconstituir a receita devida e não paga entre 2013 e 2017 utilizando-se os parâmetros definidos na metodologia de revisão tarifária das concessionárias de transmissão. Esse comando está estabelecido na Portaria nº 120/2016 e subsidiou toda a regra proposta na AP 68/2016.

105. A contribuição apresentada pela ABRACE carece de atenção quanto a referência dos preços das parcelas de receita utilizadas na comparação. Os valores apresentados na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL já estão referenciados a data-base de junho de 2017, enquanto a alegada receita que teria deixado de ser paga às transmissora referencia-se à data de junho de 2014 (conforme os próprios cálculos da ABRACE apresentados na contribuição). Desse modo, ao considerá-las na mesma referência de preços, nota-se que estão em patamar equivalente e, portanto, o pleito não deve ser reconhecido.

106. Ressalte-se que os processos de fiscalização das Bases de Remuneração ainda estão em andamento na ANEEL, sendo que os resultados definitivos serão considerados quando do cálculo tarifário, em julho de 2017.



III.2. CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL 107. Nas seções a seguir são apresentados as regras propostas, os cálculos realizados e os resultados obtidos, após análise das contribuições recebidas no âmbito da AP 68/2016. III.2.1. ASPECTOS METODOLÓGICOS 108. A Portaria nº 120/2016 estabeleceu que os valores apurados na avaliação dos ativos da RBSE/RPC irão compor a Base de Remuneração Regulatória – BRR:

“Art. 1º Determinar que os valores homologados pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL relativos aos ativos previstos no art. 15, § 2º , da Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013, passem a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e que o custo de capital seja adicionado às respectivas Receitas Anuais Permitidas”

109. O resultado do custo de capital correspondente aos ativos em discussão, dado pela soma das parcelas de remuneração e depreciação, será reconhecido a partir do processo tarifário de 2017, que ocorrerá em 1º de julho, conforme Contratos de Concessão. III.2.1.1. Detalhamento do Custo de Capital 110. O levantamento da base de ativos e sua correspondente valoração foram realizados a partir dos critérios estabelecidos na Resolução Normativa nº 589/2013, em consonância com a Portaria MME nº 267/2013. 111. As Bases de Remuneração foram informadas pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF por meio do Memorando nº 527/2016-SFF/ANEEL, de 30 de setembro de 2016. Ressalte-se que eventuais alterações nas Bases de Remuneração Regulatória, em virtude dos processos específicos de fiscalização, serão consideradas quando do cálculo do custo de capital a ser adicionado à receita das concessionárias, em julho de 2017.

112. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela concessionária, e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital, conforme formulação a seguir:

préwaccl rBRRRC (1)

Onde: RC: Remuneração de Capital; BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; e rwacc pré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos.

113. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital – WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda. A Portaria 120/2016 estabelece que sejam adotados os parâmetros estabelecidos na metodologia de revisão tarifária periódica das



concessionárias existentes, aprovadas pela ANEEL, portanto, os valores de custo de capital aqui adotados foram aprovados em dois atos normativos: (i) até 30 de junho de 2013 era vigente o WACC de 7,24%, real depois de impostos, aprovado pela Resolução Normativa nº 386, de 15 de dezembro de 2009; (ii) a partir de 1º de julho de 2013, o Submódulo 9.1 do PRORET aprovou o novo valor de WACC, de 6,64%, real depois de impostos. 114. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR), por sua vez, corresponde à parcela que considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. Depende da Base de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir:

bBRRQRR (2)

Onde: QRR: Quota de Reintegração Regulatória; BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e

: Taxa média anual de depreciação das instalações.

115. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, aplicam-se as taxas anuais de depreciação definidas no anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 02 de junho de 2009. 116. Ressalte-se ainda que, para Cemig-GT, cuja revisões tarifárias foram realizadas sobre toda a base de ativos, a Resolução Normativa nº 589/2013 definiu que deverão ser descontados os valores referentes à indenização já paga por meio da Portaria Interministerial MME/MF nº 580, de 1º de novembro de 2012. Os valores constam da Nota Técnica nº 396/2012-SRE/ANEEL, de 31 de outubro de 2012, e foram atualizados, pelo IPCA. III.2.2. CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL NÃO INCORPORADO NO PERÍODO DE 2013 A 2017 117. A Portaria nº 120/2016 reconhece o pagamento do custo de capital correspondente aos ativos (remuneração e depreciação) pelo período de janeiro de 2013 a junho de 2017, devendo ser pago pelo prazo de 8 anos. Essa receita se somará à receita anual econômica e não comporá a Parcela de Ajuste (PA). 118. As BRRs informadas pela SFF foram atualizadas, pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, até a data de 1º de julho de 2017, conforme §2º do art. 1º da Portaria. A série adotada considera uma previsão desse indicador nos próximos meses e deverá ser atualizada quando do cálculo definitivo do custo de capital a ser adicionado à receita das concessionárias.

119. Em seguida, estabeleceu-se um fluxo de caixa entre janeiro de 2013 e janeiro de 2017 que levasse em conta a depreciação desses ativos ao longo dos anos.

tDtBRRtBRR ll 1 (3)



Onde: BRRl(t): Base de remuneração regulatória líquida ao final do ano (t); BRRl(t-1): Base de remuneração regulatória líquida ao final do ano (t-1); e D(t): Depreciação acumulada no ano (t).

120. O valor residual dos ativos ao final de cada ano, que corresponderá à base de remuneração líquida, será dado pela base líquida no ano anterior subtraindo-se as depreciações e desmobilizações (não consideradas provisoriamente neste cálculo). A depreciação acumulada em cada ano é dada pela seguinte fórmula:

bBRRtDtD 1 (4)

Onde: D(t): Depreciação acumulada no ano (t); D(t-1): Depreciação acumulada ao final do ano anterior (t-1); BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e

: Taxa média anual de depreciação das instalações.

121. De posse da base de remuneração líquida a cada ano, a partir das equações [3] e [4], e considerando que a base de remuneração bruta não sofreu alteração no período de 2013 a 2017, foram calculadas as parcelas anuais de remuneração, dada pela equação [1], e depreciação, dada pela equação [2], para cada concessionária de transmissão prorrogada. 122. Especificamente para o ano de 2013, foi necessário observar dois períodos distintos, em função da vigência, a partir de 1º de julho desse ano, de novo valor do WACC para o cálculo da remuneração bruta de capital. Dessa forma, entre 1/1/13 e 30/6/13, adotou-se o WACC de 10,97% (7,24%/0,66). A partir de 1/7/13, adotou-se o WACC de 10,06% (6,64%/0,66).

123. Para 2017, o custo de capital não incorporado que será adicionado à receita refere-se somente à metade do período, já que, a partir de julho de 2017, será considerada uma receita anual econômica para o ciclo 2017/2018.

124. Adicionalmente, conforme disposto no §3º do art. 1º da Portaria nº 120/2016, deverá ser acrescida uma remuneração às parcelas calculadas conforme parágrafos anteriores, definida como o custo de capital próprio, em função do tempo decorrido desde a prorrogação dos contratos, em janeiro de 2013, até o efetivo recebimento da receita, que ocorrerá no processo tarifário de 2017.

125. Conforme já discutido na análise de contribuições, a proposta da SGT é adotar uma taxa de remuneração depois de impostos. Entre 1/1/13 e 30/6/13, o custo de capital próprio líquido é de 10,74% (1,1374/1,0271). Já a partir de 1/7/13, adotou-se o valor de 10,44% (1,1317/1,0247). Como resultado, obteve-se uma atualização no período de 35,87% e uma remuneração sobre o valor atualizado de 33,66%, resultando em uma atualização total de 81,60%. Isso é equivalente a uma taxa de 14,18% a.a.

126. Finalmente, a Portaria nº 120/2016 trata, ainda, da forma de pagamento da parcela de receita apurada no período entre janeiro de 2013 a junho de 2017, pelo prazo de 8 anos, a partir de julho de 2017. Desse modo, foi calculada uma anuidade, considerando o total de receita a ser recebida pelas concessionárias,



o WACC vigente, depois de impostos, aprovado no Submódulo 9.1 do PRORET, e o prazo de 8 anos definido na Portaria. 127. A Tabela a seguir apresenta os resultados encontrados para cada concessionária, aplicando-se os critérios detalhados acima: custo de capital correspondente aos ativos (remuneração e depreciação) apurado entre 2013 e 2017, bem como a anuidade que será incluída nos próximos anos, a preços de 1º de julho de 2017:

Tabela 2: Cálculo do Financeiro no Período de 2013 a 2017

Concessionária Componente Financeiro RAP

CEEE 1.142.156.803,32 188.614.525,56

CELG-GT 306.365.385,39 50.592.844,73

CEMIG-GT 1.409.749.075,38 232.804.420,76

CHESF 7.760.835.033,02 1.281.615.810,93

COPEL-GT 1.041.329.304,72 171.963.982,69

CTEEP 5.668.918.565,58 936.159.012,99

ELETRONORTE 3.609.345.748,45 596.043.410,10

ELETROSUL 1.685.648.788,18 278.366.197,63

FURNAS 12.592.931.398,56 2.079.582.920,86

TOTAL 35.217.280.102,60 5.815.743.126,25

128. Ressalte-se que em caso de alteração do WACC nos próximos 8 anos, a RAP deverá ser recalculada, observando-se o saldo não amortizado. Ademais, aos valores calculados deverão ser acrescidos os encargos setoriais e/ou tributos incidentes na receita, quando couber. 129. Finalmente, considerando que trata-se de cálculo provisório, em virtude da alteração das baixas anuais de ativos entre 2013 e 2017, o componente financeiro apresentado na tabela acima deverá ser recalculado e suas diferenças ajustadas na próxima revisão periódica, em 1º de julho de 2018. III.2.3. CÁLCULO DA RAP A SER ADICIONADA EM 2017 130. Para o cálculo da receita a ser incluída no ciclo 2017/2018, foi utilizado o mesmo fluxo de caixa construído na seção anterior. Para tanto, foi necessário apurar a base de remuneração líquida na data de julho de 2017, a partir da BRR atualizada e aprovada pela SFF, ou seja, foi considerado o equivalente à metade da depreciação anual a partir de janeiro daquele ano. 131. Desse modo, a receita é resultado da soma das parcelas de remuneração e depreciação para o período de julho de 2017 a junho de 2018, sendo concatenada, assim, com o período de referência adotado no segmento de transmissão (ciclo 2017/2018).



132. As receitas do ciclo 2017/2018, apresentadas na Tabela a seguir, serão consideradas no próximo processo tarifário, sendo adicionadas ao reajuste contratual das receitas vigentes homologadas na Resolução Homologatória nº 2.098, de 28 de junho de 2016, para o ciclo 2016/2017.

Tabela 3: Receita Anual Permitida a ser adicionada ao ciclo 2017/2018

Concessionária RAP (2017)

CEEE 163.962.528,48

CELG-GT 44.109.539,19

CEMIG-GT 195.608.536,57

CHESF 1.086.725.964,12

COPEL-GT 155.415.793,26

CTEEP 801.995.713,11

ELETRONORTE 515.196.461,62

ELETROSUL 231.441.253,48

FURNAS 1.797.526.155,27

TOTAL 4.991.981.945,09

133. Novamente, aos valores calculados serão acrescidos os encargos setoriais e/ou tributos incidentes na receita, quando couber. III.2.4. CÁLCULO DA RAP POR UNIDADE MODULAR 134. A receita anual permitida associada aos ativos da RBSE/RPC, composta pela soma do custo de capital dos ativos com vida útil residual em 1º de julho de 2017 e do custo de capital não incorporado entre 2013 e 2017, deverá ser rateada entre as instalações que compõem a base das concessionárias de transmissão, estruturada na forma modular de linhas de transmissão e equipamentos de subestações. 135. O rateio da receita é necessário para o cálculo das TUSTRB e TUSTFR , bem como para cobrança da Parcela Variável – PV, e será realizado de forma proporcional ao Valor Novo de Reposição – VNR de cada módulo da BRR, excluídos os ativos 100% depreciados. O VNR será obtido a partir do Banco de Preços Referenciais da ANEEL vigente. III.2.5. IMPACTO TARIFÁRIO: TRATAMENTO PARA AS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO 136. A proposta consolidada nessa Nota Técnica segrega as concessionárias de distribuição de acordo com a data do seu processo tarifário.

137. Para as concessionárias cujos processos tarifários ocorrerão ainda no primeiro semestre de 2017, o cálculo tarifário já deverá considerar os novos custos advindos da regulamentação da Portaria nº 120/2016, ainda que provisórios. Assim, a cobertura econômica, que considera uma estimativa para os próximos 12 meses, incluirá uma previsão dos novos custos na Rede Básica e Fronteira proporcional ao nº de



meses verificados entre 1/7/2017 e o processo tarifário subsequente da distribuidora. Também será considerada uma previsão dos custos de transporte e de uso do sistema de transmissão da usina ITAIPU para as distribuidoras cotistas. 138. Ressalte-se que dos 29 contratos de distribuição no 1º semestre, 17 tiveram suas concessões prorrogadas nos termos do Decreto nº 8.461/15. Isso é, os contratos já permitem que sejam contemplados ajustes e previsões no cálculo da Parcela A, conforme regulamentos da ANEEL e legislação setorial. . Destes, 13 possuem CUST celebrado.

139. Para os demais contratos, 12 no total, o contrato de concessão não prevê a inclusão dessa estimativa. A previsão na cobertura econômica somente poderá ser realizada desde que haja aprovação, pela Diretoria da ANEEL, de comando normativo que a autorize, excepcionalmente. Tal fato é justificado pelo significativo impacto que será observado pelo aumento dos custos de transmissão, e tem por principal objetivo evitar o descasamento entre a cobertura tarifária e os custos de RB e FR e, consequentemente, o desequilíbrio econômico-financeiro das concessões de distribuição. Todas as 12 distribuidoras possuem CUST celebrados. O mesmo procedimento deverá ser praticado para uma permissionária que possui CUST celebrado e com processo tarifário no primeiro semestre.

140. As TUSTRB e TUSTFR provisórias para essas distribuidoras, que serão consideradas na estimativa de seus custos de transmissão, serão publicadas em um Anexo da Resolução Normativa que estabelecerá as regras e procedimentos para o cálculo do custo de capital a ser adicionado à RAP, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016. Os valores são apresentados no Anexo 1 dessa Nota Técnica.

141. A referida resolução também homologará os valores das tarifas de previsão do transporte e de uso do sistema de transmissão da usina de ITAIPU.

142. O cálculo destas tarifas será realizado considerando a base de dados do ciclo tarifário 2016/2017, aprovada pela REH nº 2.099/2016, acrescida da Receita Adicional de Transmissão resultante do cumprimento da Portaria MME nº 120/2016. 143. Para as distribuidoras cujos processos tarifários ocorrerão no segundo semestre de 2017, 33 contratos no total, o descasamento entre cobertura e pagamento da Rede Básica ocorre pela diferença temporal entre a data de pagamento dos custos de transmissão (1º de julho de 2017) e o processo tarifário de cada empresa em 2017.

144. No entanto, é importante lembrar que o pagamento do ciclo 2017/2018 inicia-se, apenas, em 15 de agosto, ou seja, no 15º dia do mês subsequente à prestação do serviço, conforme Cláusula 15ª dos CUSTs firmados entre distribuidoras e ONS. Portanto, para 9 distribuidoras com CUST celebrado, cujas datas contratuais ocorrem entre 1º de julho e 15 de agosto de 2017, considera-se que os processos estão concatenados e não será necessário qualquer ajuste na relação entre cobertura e pagamento.

145. Para 18 distribuidoras, com data contratual posterior a 15 de agosto e com CUST celebrado, propõe-se tratamento alternativo à concatenação pleiteada pelas distribuidoras. Conforme inciso XVIII, do artigo 3º, da Lei nº 9.427/1996, é atribuição da ANEEL garantir que as tarifas de uso dos sistemas de transmissão sejam adequadas para assegurar a arrecadação de recursos suficientes para a cobertura dos custos dos sistemas de transmissão. E a arrecadação no segmento de transmissão é observada em ciclos de 12 meses.



146. Portanto, a simples concatenação, atrasando em alguns meses o pagamento da Rede Básica, pode causar perdas às transmissoras por ultrapassar o ciclo tarifário. Ressalte-se que esta justificativa não pode ser confundida com o tratamento dispensado ao pagamento dos encargos de conexão, cuja concatenação foi definida no artigo 7º da Portaria Interministerial nº 25, de 24 de janeiro de 2002, e que será objeto de regulamentação do Submódulo 9.3 do PRORET. 147. Para cada uma das distribuidoras em discussão, propõe-se que sejam aprovadas duas TUST’s dentro do ciclo 2017/2018. A primeira delas, vigente entre 1/7/2017 até o mês do processo tarifário de cada distribuidora, deverá considerar o reajuste ordinário da RAP, incluindo a atualização monetária, entrada de novas instalações, novas previsões, o mecanismo da parcela de ajuste, MUST contratados, entre outros. Entende-se que essa alteração tarifária é tradicionalmente suportada por essas concessionárias a cada ciclo, sendo que as diferenças entre cobertura e pagamento são naturalmente observadas na CVA no processo tarifário subsequente.

148. Numa segunda etapa do cálculo, será definida uma tarifa que considerará, além dos parâmetros citados no parágrafo anterior, o acréscimo de RAP advinda da Portaria nº 120/2016 e o déficit de arrecadação advindo da aplicação das primeiras tarifas, e será paga apenas a partir do mês subsequente à data do processo tarifário da distribuidora até 30/6/2018. 149. Cabe ressaltar que essas tarifas deverão ser suficientes para garantir a arrecadação da receita anual até julho de 2018, quando se iniciará um novo ciclo. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 150. A regulamentação proposta é competência da ANEEL conforme estabelece o art. 3° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com a redação dada pelo art. 9° da Lei n° 10.848, de 15 de julho de 2004, e o inciso X do art. 4º do Anexo I do Decreto n.º 2.335, de 06 de outubro de 1997. 151. Art. 3º-A da Lei da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e o Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003. V. DA CONCLUSÃO 152. Pelo exposto, entende-se que a proposta apresentada nesta Nota Técnica atende o objetivo de implementar os cálculos necessários para o estabelecimento do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida de cada concessionária de transmissão abrangida pela Lei nº 12.783/2013, no ciclo 2017/2018, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016.



VI. DA RECOMENDAÇÃO 153. Recomenda-se a que os resultados apresentados nessa Nota Técnica sejam encaminhados à Diretoria da ANEEL.

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Assessor

DENIS PEREZ JANNUZZI Especialista em Regulação

MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL Especialista em Regulação

MATEUS OLIVEIRA FERREIRA Especialista em Regulação

ROBSON KUHN YATSU Especialista em Regulação

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária



ANEXO 1: TUSTRB e TUSTFR Provisórias

Concessionária nº da barra

Ponto de Conexão TUST-RB (R$/kW.mês) TUST-FR (R$/kW.mês)

Ponta Fora Ponta Ponta Fora Ponta

AES-SUL

1185 ALEGRETE 2---069 4,954 5,034 1,971 1,971

2068 CACHOEIRINHA 1---138 5,023 5,133 1,718 1,718

9201 CAMPO BOM---023 4,983 5,103 2,637 2,637

1196 CAMPO BOM---069 4,983 5,103 1,445 1,445

9591 CANDELÁRIA---069 4,723 4,747 0,147 0,147

1324 CANOAS 1---023 5,065 5,175 1,617 1,617

9214 CANOAS 3---138 5,026 5,137 1,718 1,718

1203 CHARQUEADAS---069 5,258 5,391 0,399 0,399

1257 C.INDUSTRIAL---138 5,028 5,138 0,275 0,275

1258 C.INDUSTRIAL---230 5,018 5,124 N/A N/A

9207 C.INDUSTRIAL---023 5,018 5,124 1,275 1,275

9284 GRAVATAÍ 2---023 4,966 5,050 1,891 1,891

1216 JACUÍ---138 4,723 4,755 2,265 2,265

1220 JACUÍ---023 4,723 4,754 2,900 2,900

2081 LAJEADO 2---069 5,369 5,545 1,342 1,342

9203 LIVRAMENTO 2---013 4,256 4,184 3,308 3,308

9204 LIVRAMENTO 2---069 4,256 4,184 3,308 3,308

1235 MAÇAMBARÁ---069 4,886 4,965 1,303 1,303

1266 PORTO ALEGRE 9---069 5,092 5,210 0,224 0,224

2077 POLO PETROQUÍMICO---069 4,992 5,081 1,519 1,519

1204 POLO PETROQUÍMICO---230 4,985 5,069 N/A N/A

1253 SÃO BORJA 2---069 4,855 4,933 1,704 1,704

9209 SCHARLAU---023 5,070 5,197 2,340 2,340

2090 SCHARLAU---138 5,044 5,161 0,308 0,308

2088 SANTA CRUZ 1---069 5,063 5,168 0,643 0,643

1309 SANTA CRUZ 1---013 5,063 5,168 1,474 1,474

2087 SANTA MARIA 3---069 4,969 5,056 1,092 1,092

1383 S.Maria 3--138 4,946 5,028 1,676 1,676

1289 SÃO VICENTE SUL---069 5,077 5,183 3,096 3,096

1208 TRIUNFO---069 5,258 5,391 1,438 1,438

1295 URUGUAIANA 5---069 4,992 5,084 1,156 1,156

1298 VENÂNCIO AIRES---069 5,276 5,477 0,613 0,613

AMPLA

173 ADRIANÓPOLIS---138 5,069 5,075 0,818 0,818

185 ANGRA---138 4,808 4,786 1,531 1,531

1773 ANGRA(CERJ)---138 4,843 4,825 4,238 4,238

175 CAMPOS---138 5,137 5,116 1,031 1,031

1771 JACUACANGA---138 4,854 4,837 4,238 4,238

1770 MURIQUI---138 4,889 4,875 4,238 4,238






169 SÃO JOSÉ---138 4,974 4,967 1,105 1,105

1736 VENDA DAS PEDRAS---138 5,130 5,133 0,410 0,410

BRAGANTINA - EEB

3158 BRAGANÇA PAULISTA---138 4,944 4,966 3,932 3,932

3159 S.TEREZINHA---138 4,939 4,961 3,932 3,932

CAIUA

3175 ENEIDA---138 4,040 3,944 3,932 3,932

642 FLORIDA PAULISTA---069 4,012 3,914 3,932 3,932

3173 MARTINÓPOLIS---088 4,094 4,004 3,932 3,932

3174 OSVALDO CRUZ---138 4,012 3,914 3,932 3,932

3178 PPRUDENTE 5---138 4,077 3,984 3,932 3,932

3171 PPRUDENTE 1---088 4,066 3,972 3,932 3,932

3172 PPRUDENTE 4---138 4,059 3,965 3,932 3,932

3176 PRES.VENCESLAU---138 3,954 3,848 3,932 3,932

3180 ALTO ALEGRE---138 4,035 3,938 3,932 3,932

CELPE

5106 ANGELIM---013 4,013 3,883 1,355 1,355

5103 ANGELIM---069 4,013 3,883 1,355 1,355

5403 BOM NOME---069 3,912 3,902 0,670 0,670

5402 BOM NOME---138 3,912 3,902 1,025 1,025

5406 BOM NOME---013 3,912 3,902 0,670 0,670

5156 BONGI---069 4,655 4,651 0,749 0,749

5158 BONGI---013 4,655 4,651 1,311 1,311

5203 GOIANINHA---069 4,558 4,516 1,265 1,265

6257 ITAPARICA---069 3,626 3,492 10,662 10,662

5347 JABOATAO---069 4,349 4,272 0,000 0,000

5333 JOAIRAM---069 4,493 4,446 0,297 0,297

6313 JUAZEIRO II---069 3,870 3,828 1,275 1,275

5343 MIRUEIRA II---069 4,361 4,278 1,192 1,192

5193 MIRUEIRA---069 4,542 4,486 1,139 1,139

5183 PAU FERRO---069 4,280 4,186 0,238 0,238

5133 PIRAPAMA 2---069 4,260 4,167 1,366 1,366

5131 PIRAPAMA 2---230 4,260 4,167 N/A N/A

5283 RIBEIRÃO---069 4,616 4,573 1,295 1,295

5162 SCHINCARIOL PE---230 4,460 4,396 N/A N/A

5363 SUAPE III---069 4,173 4,063 0,894 0,894

5362 SUAPE III---230 4,173 4,063 N/A N/A

5123 TACAIMBÓ---069 4,172 4,057 1,095 1,095

EMT

4503 BARRA DO PEIXE---138 3,578 3,559 1,734 1,734

4506 BARRA DO PEIXE---013 3,578 3,559 1,734 1,734

4871 BRASNORTE---138 2,805 2,907 0,573 0,573

4513 COUTO MAGALHÃES---138 3,519 3,528 18,142 18,142






4533 COXIPÓ---138 3,337 3,415 1,057 1,057

4977 DARDANELOS---034 2,636 2,730 N/A N/A

4643 JACIARA---138 3,366 3,423 18,142 18,142

4807 JAURU---138 2,814 2,820

Art.5º, §6º, da REN 67/2004

Art.5º, §6º, da REN 67/2004

4870 JUBA II---138 2,770 2,805

Art.5º, §6º, da REN 67/2004

Art.5º, §6º, da REN 67/2004

4894 JUÍNA---230 2,636 2,730 N/A N/A

4895 JUÍNA---138 2,636 2,730 0,581 0,581

4575 LUCAS RIO VERDE--138 3,620 4,017 1,027 1,027

4554 NOVA MUTUM---069 3,070 3,257 1,655 1,655

4803 NOBRES---138 3,192 3,291 0,613 0,613

4874 PARECIS---138 2,530 2,599

Art.5º, §6º, da REN 67/2004

Art.5º, §6º, da REN 67/2004

4613 PETROVINA---138 3,450 3,478 18,142 18,142

4623 RONDONÓPOLIS---138 3,383 3,428 0,865 0,865

4583 SINOP---138 3,926 4,498 0,751 0,751

4564 SORRISO---069 3,739 4,207 1,760 1,760

4713 VÁRZEA GRANDE 2---138 3,327 3,406 2,558 2,558

CEMIG

4081 ARAÇUAÍ 2---138 5,067 5,024 1,265 1,265

309 BARBACENA 2---138 5,111 5,170 0,192 0,192

314 BARREIRO---138 5,147 5,156 0,578 0,578

9009 CONSELHEIRO PENA---013 5,495 5,483 5,023 5,023

9014 CONSELHEIRO PENA---069 5,495 5,483 3,691 3,691

321 EMBORCAÇÃO---138 4,171 4,092 0,575 0,575

9007 GOVERNADOR VALADARES 2---013 5,513 5,521 1,385 1,385

9011 IPATINGA 1---013 5,473 5,493 3,855 3,855

1532 IPATINGA 1---161 5,473 5,493 0,240 0,240

1535 IPATINGA 1---138 5,473 5,493 0,017 0,017

1537 ITABIRA 2---069 5,991 6,064 0,552 0,552

9020 ITABIRA 2---013 5,991 6,064 0,316 0,316

1504 ITAJUBÁ---138 4,688 4,665 1,762 1,762

323 ITUTINGA-SE---138 4,980 5,004 0,419 0,419

330 JAGUARA-SE---138 4,250 4,187 0,921 0,921

332 JUIZ DE FORA 1---138 5,111 5,188 0,756 0,756

337 LAFAIETE---138 5,074 5,103 0,554 0,554

187 MASCARENHAS DE MORAES---138 4,373 4,324 0,574 0,574

342 MONTES CLAROS 2---138 4,561 4,538 0,787 0,787

353 NEVES 1---138 4,938 4,925 0,345 0,345






386 OURO PRETO 2---138 4,846 4,834 1,365 1,365

170 POÇOS DE CALDAS---138 4,772 4,771 1,476 1,476

4066 PARACATU 4---138 4,233 4,166 2,429 2,429

368 PIMENTA---138 4,721 4,702 0,443 0,443

1569 PIRAPORA 2---138 4,474 4,456 0,682 0,682

4095 SANTOS DUMONT 2---138 5,123 5,195 1,601 1,601

377 SÃO GONÇALO DO PARÁ---138 4,723 4,695 0,659 0,659

9049 S.GOTARDO 2---138 4,486 4,453 1,409 1,409

1478 SETE LAGOAS 4---138 4,945 4,939 0,514 0,514

376 TAQUARIL---138 5,015 5,014 0,600 0,600

9031 TIMÓTEO---013 5,723 5,808 2,300 2,300

382 TRÊS MARIAS---138 4,408 4,390 0,678 0,678

348 GOVERNADOR VALADARES 2---138 5,513 5,521 0,842 0,842

4028 VESPASIANO 2---500 4,970 4,957 N/A N/A

399 VARZEA PALMA 1---138 4,496 4,481 1,904 1,904

CERILUZ 1302 IJUÍ 1---023 4,782 4,859 4,357 4,357

CERTAJA 2077 POLO PETROQUÍMICO---069 4,992 5,081 1,519 1,519

COELBA

6203 ABAIXADORA---069 3,610 3,471 1,078 1,078

6353 BOM JESUS DA LAPA II---069 4,069 4,011 2,215 2,215

6363 BARREIRAS---069 4,236 4,435 1,843 1,843

6365 BARREIRAS---138 4,236 4,435 0,808 0,808

5944 BRUMADO II---069 5,245 5,326 0,985 0,985

5947 BRUMADO---138 5,245 5,326 0,379 0,379

5703 CICERO DANTAS---069 4,041 4,008 1,650 1,650

5757 CAMAÇARI 2---069 4,551 4,607 2,103 2,103

5792 CATU---013 4,736 4,972 1,067 1,067

5786 CATU---069 4,735 4,967 1,067 1,067

5803 COTEGIPE---069 4,688 4,815 0,540 0,540

5872 EMBASA-PEDRA DO CAVALO---230 4,883 4,968 N/A N/A

5974 EUNÁPOLIS---138 5,640 5,674 1,336 1,336

5755 FORD---230 4,529 4,595 N/A N/A

5904 FUNIL---138 5,449 5,504 1,551 1,551

5911 FUNIL---013 5,449 5,504 1,551 1,551

5883 GOV. MANGABEIRA---069 4,699 4,753 2,638 2,638

6364 IBICOARA---138 4,563 4,579 1,573 1,573

6171 IGAPORÃ---230 3,951 3,865 N/A N/A

6343 IRECÊ---069 3,451 3,224 2,361 2,361

6342 IRECÊ---138 3,451 3,224 2,541 2,541

6257 ITAPARICA---069 3,626 3,492 10,662 10,662






5970 ITAPEBI-SE---230 5,416 5,417 N/A N/A

5826 JACARACANGA---069 4,537 4,607 1,497 1,497

6321 JAGUARARI---230 3,965 3,914 N/A N/A

6313 JUAZEIRO II---069 3,870 3,828 1,275 1,275

5856 MATATU---069 4,822 4,939 0,697 0,697

5863 MATATU---011 4,810 4,924 3,239 3,239

6255 MOXOTÓ---069 3,617 3,480 10,662 10,662

5983 NARANDIBA---069 4,748 4,859 1,341 1,341

5735 OLINDINA---013 4,411 4,507 1,130 1,130

6225 PINDAI II---230 3,890 3,793 N/A N/A

5843 PITUAÇU---069 4,733 4,843 1,127 1,127

5862 POÇÕES---138 5,525 5,607 0,000 0,000

5763 POLO---069 4,497 4,559 0,440 0,440

6316 R.GRANDE II---138 4,218 4,495 0,000 0,000

6333 SENHOR DO BOMFIM II---069 3,977 3,891 0,967 0,967

6332 SENHOR DO BOMFIM II---138 3,977 3,891 0,878 0,878

5893 SANTO A. DE JESUS--069 4,750 4,780 1,370 1,370

5993 TEXEIRA DE FREITAS---138 5,631 5,660 0,000 0,000

5873 TOMBA---069 5,103 5,199 0,888 0,888

6265 ZEBU---069 3,626 3,492 0,868 0,868

COELCE

5486 ACARAU II---230 3,604 3,342 N/A N/A

5383 AQUIRAZ II---069 4,489 4,450 1,052 1,052

5423 BANABUIU---069 4,287 4,254 0,667 0,667

5653 CAUÍPE---069 4,015 3,853 0,682 0,682

5473 DELMIRO GOUVEIA---069 4,475 4,401 1,258 1,258

5453 FORTALEZA---069 4,392 4,308 1,455 1,455

6011 IBIAPINA II---230 4,705 4,521 N/A N/A

5633 ICÓ---069 4,280 4,228 1,554 1,554

5413 MILAGRES---069 3,985 3,905 2,021 2,021

5643 PICI 2---069 4,432 4,344 0,629 0,629

5433 RUSSAS 2---069 4,261 4,296 1,265 1,265

5483 SOBRAL 2---069 4,260 4,097 1,059 1,059

5481 SOBRAL 2---230 4,260 4,097 N/A N/A

5613 TAUÁ 2---069 4,293 4,154 2,349 2,349

COOPERLUZ 1282 SANTA ROSA---069 4,624 4,598 0,661 0,661

COPEL

879 APUCARANA---138 4,503 4,453 2,590 2,590

9336 AREIA---013 4,358 4,282 3,098 3,098

823 AREIA---138 4,357 4,280 3,098 3,098

2359 BATEIAS---138 4,951 5,074 0,482 0,482






840 CASCAVEL---138 4,335 4,274 2,049 2,049

9332 CAMPO ASSOBIO---013 5,099 5,165 1,879 1,879

2354 CAMPO ASSOBIO---138 5,080 5,153 0,701 0,701

9321 CAMPO COMPRIDO---013 5,024 5,092 7,904 7,904

2363 CAMPO COMPRIDO---069 5,079 5,144 3,430 3,430

9342 C.I.CURITIBA---013 5,092 5,165 0,805 0,805

2368 C.I.CURITIBA---069 5,080 5,148 0,254 0,254

860 CAMPO MOURÃO---138 4,328 4,230 2,212 2,212

9539 CASCAVEL NORTE---138 4,334 4,267 0,852 0,852

9698 CurNorte---138 5,008 5,235 1,603 1,603

9697 CurNorte---230 5,036 5,316 N/A N/A

9322 D.I. JOSÉ DOS PINHAIS---013 5,078 5,129 2,028 2,028

9320 D.I. JOSÉ DOS PINHAIS---069 5,093 5,142 0,497 0,497

848 FOZ DO CHOPIM---138 4,009 3,812 0,331 0,331

2447 FOZ DO IGUAÇU NORTE---138 4,504 4,476 0,754 0,754

9334 FIGUEIRA---013 4,490 4,478 3,795 3,795

2485 FIGUEIRA---138 4,489 4,478 3,795 3,795

2373 G.PARIGOT DE SOUZA--138 4,775 4,710 5,912 5,912

9338 G.PARIGOT DE SOUZA---013 4,768 4,702 5,912 5,912

847 GUAÍRA---138 4,432 4,387 2,261 2,261

887 IBIPORÃ--138 4,604 4,560 2,000 2,000

2423 JAGUARIAIVA---138 4,900 5,033 2,622 2,622

890 LONDRINA COT---138 4,618 4,572 2,152 2,152

869 MARINGÁ--138 4,476 4,431 1,703 1,703

853 PATO BRANCO---138 4,043 3,833 4,455 4,455

2383 POSTO FISCAL---138 4,955 4,923 0,615 0,615

9329 PONTA GROSSA NORTE---013 4,787 4,870 5,169 5,169



9326 PONTA GROSSA SUL---013 5,070 5,197 4,631 4,631

2437 PONTA GROSSA SUL---138 4,950 5,056 0,735 0,735

9325 PONTA GROSSA SUL---034 5,070 5,197 4,631 4,631

2387 PILARZINHO---069 5,094 5,149 1,716 1,716

819 PILARZINHO---230 5,092 5,145 N/A N/A

855 REALEZA---138 4,013 3,807 0,856 0,856

546 ROSANA---138 4,298 4,225 3,932 3,932

9331 SÃO MATEUS DO SUL---013 5,065 5,159 16,305 16,305

9330 SÃO MATEUS DO SUL---034 5,065 5,159 6,667 6,667

2472 SARANDÍ---138 4,490 4,448 0,345 0,345






2399 UMBARÁ SID GUAIRA+PEROXIDOS---230 5,003 5,067 N/A N/A

834 SÃO MATEUS DO SUL---230 5,065 5,159 N/A N/A

2478 SANTA MÔNICA---069 5,099 5,141 0,380 0,380

2397 SANTA QUITERIA---069 5,120 5,189 1,494 1,494

9535 SANTA QUITERIA---013 5,176 5,253 2,789 2,789

2401 UBERABA---069 5,111 5,166 1,363 1,363

9359 UBERABA---013 5,147 5,208 1,795 1,795

2402 UMBARÁ---069 5,056 5,122 2,602 2,602

9726 UMUARAMA---138 4,457 4,402 0,293 0,293

COPREL

9675 CRUZ ALTA I---023 4,723 4,755 3,864 3,864

1220 JACUÍ---023 4,723 4,754 2,900 2,900

1333 PANAMBI---013 4,724 4,756 4,129 4,129

1284 SANTA MARTA---013 4,727 4,658 1,246 1,246

1279 SANTA MARTA---069 4,727 4,658 1,166 1,166

COSERN

5463 AÇU 2---069 3,707 3,563 3,565 3,565

5468 AÇU 2---138 3,730 3,587 0,256 0,256

5262 CURRAIS NOVOS II---138 3,810 3,671 3,297 3,297

6133 EXTREMOZ II---069 3,931 3,780 0,427 0,427

5633 ICÓ---069 4,280 4,228 1,554 1,554

5443 MOSSORÓ 2---069 3,939 3,870 1,828 1,828

5243 NATAL 2---069 4,040 3,913 1,319 1,319

5246 NATAL 3---069 4,009 3,873 0,889 0,889

5253 SANTA CRUZ 2---069 3,881 3,745 3,297 3,297

5474 SANTANA MATOS---138 3,761 3,620 3,297 3,297

CPFL

2336 AMPARO---138 4,862 4,877 3,932 3,932

2296 ARAÇATUBA---138 4,053 3,960 3,932 3,932

560 ARARAQUARA---138 4,409 4,366 0,107 0,107

2337 AUXILIADORA--138 4,918 4,964 3,932 3,932

633 BARIRI---138 4,358 4,301 3,932 3,932

562 BAURU---138 4,402 4,349 0,021 0,021

635 USINA BARRA BONITA---138 4,809 4,834 3,932 3,932

6584 BIRIGUI 3---138 4,075 3,985 3,932 3,932

626 BOTUCATU---138 4,933 4,982 0,022 0,022

2113 BROTAS---138 4,662 4,659 3,932 3,932

171 CAMPINAS---138 4,878 4,896 0,848 0,848

2339 DESCALVADO---138 4,571 4,551 3,932 3,932

2338 DOIS CÓRREGOS---138 4,746 4,759 3,932 3,932

4290 DOOSAN---138 4,723 4,727 3,932 3,932

3106 GETULINA---138 4,233 4,161 0,424 0,424






2311 GUARANI---138 4,071 3,980 3,932 3,932

3138 CEMIRIM(HOL)---138 4,758 4,762 3,932 3,932

6582 IACANGA---138 4,291 4,226 3,932 3,932

2341 IBITINGA-SE---138 4,299 4,235 3,932 3,932

645 IBITINGA--138 4,293 4,228 3,932 3,932

2342 IPORÃ---138 4,059 3,967 3,932 3,932

689 ITAIPAVA---138 4,555 4,532 3,932 3,932

6610 ITATIBA---138 4,648 4,628 0,435 0,435

2125 JAU---138 4,791 4,813 3,932 3,932

187 MASCARENHAS DE MORAES---138 4,373 4,324 0,574 0,574

596 MIRASSOL 2---138 4,164 4,085 0,637 0,637

696 MOGI MIRIM II---138 4,766 4,771 3,932 3,932

4236 NOVA AVANHANDAVA---013 4,120 4,035 3,932 3,932

2291 AJINOMOTO (VAL)---138 4,005 3,906 3,932 3,932

654 PENÁPOLIS 1---138 4,155 4,074 3,932 3,932

2345 PENÁPOLIS---138 4,161 4,081 3,932 3,932

2314 PINHAL---138 4,749 4,751 3,932 3,932

577 PIRACICABA---138 4,599 4,598 0,749 0,749

661 PROMISSÃO---138 4,190 4,113 3,932 3,932

2182 QUÍMICA AMPARO---138 4,866 4,880 3,932 3,932

564 RIBEIRÃO PRETO---138 4,425 4,385 0,141 0,141

703 SÃO CARLOS 2---138 4,562 4,542 3,932 3,932

2346 SÃO CARLOS---138 4,565 4,545 3,932 3,932

568 SANTA BÁRBARA---138 4,719 4,723 0,150 0,150

665 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO---138 4,158 4,079 3,932 3,932

571 SUMARÉ---138 4,760 4,763 1,198 1,198

2550 TECUMSEH---138 4,564 4,544 3,932 3,932

2281 TRIANON---138 4,053 3,960 3,932 3,932

4291 GUARANI-TANAMBI---138 4,078 3,990 3,932 3,932

672 UBARANA---069 4,193 4,116 3,932 3,932

4284 UNIVALEM---138 4,005 3,906 3,932 3,932

673 VALPARAÍSO---138 4,002 3,903 3,932 3,932

2348 VILA VENTURA--138 4,177 4,100 3,932 3,932

2121 VOLKSWAGEN---138 4,564 4,544 3,932 3,932

CSPE

3127 DURATEX---138 5,302 5,436 3,932 3,932

3126 ITAPETININGA 1---138 5,300 5,433 3,932 3,932

741 ITAPETININGA 2---138 5,300 5,433 3,932 3,932

4277 ITAPETININGA 9---138 5,289 5,419 3,932 3,932

EDEVP 3192 ASSIS I---088 4,202 4,127 3,932 3,932






3193 ASSIS III---088 4,199 4,124 3,932 3,932

3190 BASTOS---138 4,012 3,914 3,932 3,932

3197 CANDIDO MOTA---088 4,285 4,225 3,932 3,932

9513 COCAL---088 4,170 4,089 3,932 3,932

9112 DECASA---088 4,244 4,176 3,932 3,932

3184 HALOTEK FADEL---088 4,226 4,156 3,932 3,932

3199 IBIRAREMA---088 4,255 4,190 3,932 3,932

9519 MARACAÍ---088 4,181 4,102 3,932 3,932

3198 PALMITAL---088 4,230 4,160 3,932 3,932

3194 PARAGUAÇU---088 4,170 4,089 3,932 3,932

9521 QUATA---088 4,146 4,063 3,932 3,932

3196 RANCHARIA---088 4,116 4,029 3,932 3,932

3195 SANTA LINA---088 4,139 4,055 3,932 3,932

3191 TUPÃ---138 4,012 3,914 3,932 3,932

ENERGISA BORBOREMA -

EBO 5226 CAMPINA GRANDE 2---069 4,049 3,919 1,630 1,630

ENERGISA MINAS GERAIS - EMG 3338 PADRE FIALHO---138 5,283 5,280 1,066 1,066

ENERGISA SERGIPE - ESE

5713 ITABAIANA---069 4,275 4,226 0,988 0,988

5963 ITABAIANINHA---069 4,825 4,919 2,274 2,274

5723 JARDIM--069 4,306 4,259 1,086 1,086

5721 JARDIM---230 4,306 4,259 N/A N/A

5743 N.S.SOCORRO---069 4,337 4,292 0,000 0,000

5293 PENEDO---069 4,990 5,021 1,852 1,852

6285 XINGÓ---013 3,626 3,492 10,662 10,662

6283 XINGÓ---069 3,626 3,492 10,662 10,662

ENERSUL

1079 ANASTÁCIO---138 3,896 3,826 1,898 1,898

1890 IMBIRUSSU---138 3,829 3,736 0,923 0,923

1026 C.GRANDE 2---138 3,821 3,724 1,401 1,401

1089 CHAPADÃO---230 3,616 3,475 N/A N/A

1019 CORUMBÁ 2---138 3,917 3,854 0,846 0,846

1142 DOURADOS---138 3,857 3,752 1,103 1,103

847 GUAÍRA---138 4,432 4,387 2,261 2,261

1093 INVINHEMA---138 3,813 3,701 0,828 0,828

541 JUPIÁ---138 3,872 3,761 0,010 0,010

658 PORTO PRIMAVERA---138 4,298 4,225 3,932 3,932

1853 SELVÍRIA---138 3,872 3,760 3,932 3,932

1075 SIDROLANDIA---138 3,847 3,757 2,434 2,434

JAGUARARI - CJE 3137 ANTARCTICA-JAG---138 4,758 4,762 3,932 3,932

1968 JAGUARIÚNA---138 4,758 4,762 3,932 3,932






3135 PEDREIRA---138 4,758 4,762 3,932 3,932

LESTE PAULISTA (CPEE)

683 CACONDE---138 4,641 4,629 3,932 3,932

3132 CASA BRANCA---138 4,622 4,608 3,932 3,932

6603 CASA BRANCA 5---138 4,619 4,605 3,932 3,932

3133 SÃO JOSÉ DO RIO PARDO---138 4,641 4,629 3,932 3,932

LIGHT

173 ADRIANÓPOLIS---138 5,069 5,075 0,818 0,818

276 BRISAMAR---138 4,914 4,903 4,238 4,238

183 C. PAULISTA---138 4,772 4,754 2,940 2,940

178 GRAJAU---138 4,974 4,973 1,372 1,372

180 JACAREPAGUÁ---138 4,998 4,997 1,123 1,123

4325 NOVA IGUAÇU---138 4,914 4,905 0,194 0,194

251 NILO PEÇANHA---138 4,912 4,905 0,674 0,674

184 SANTA CRUZ---138 4,932 4,923 4,238 4,238

169 SÃO JOSÉ---138 4,974 4,967 1,105 1,105

4120 T.OESTE---138 4,918 4,907 0,189 0,189

MOCOCA 3130 MOCOCA---138 4,617 4,602 3,932 3,932

6601 MOCOCA 4---138 4,641 4,629 3,932 3,932

NACIONAL - CNEE

3155 BORBOREMA---138 4,268 4,201 3,932 3,932

638 CATANDUVA---138 4,205 4,131 3,932 3,932

672 UBARANA---069 4,193 4,116 3,932 3,932

RGE

2068 CACHOEIRINHA 1---138 5,023 5,133 1,718 1,718

1201 CAXIAS SUL 2---069 5,091 5,231 2,089 2,089

1193 CAXIAS SUL 5---069 5,109 5,256 0,624 0,624

1387 CAXIAS SUL 6---069 5,044 5,161 0,978 0,978

9279 CAXIAS SUL 5---013 5,133 5,290 1,262 1,262

1301 CRUZ ALTA I---069 4,724 4,755 2,265 2,265

9675 CRUZ ALTA I---023 4,723 4,755 3,864 3,864

1207 FARROUPILHA---069 4,965 5,073 0,722 0,722

1062 FOZ DO CHAPECÓ---138 3,949 3,640 1,223 1,223

1205 GARIBALDI 1---069 4,934 5,044 0,346 0,346

1209 GRAVATAÍ 2---069 5,052 5,150 1,212 1,212

1314 GRAVATAÍ 3---069 4,993 5,071 0,504 0,504

1313 GRAVATAÍ 3---230 4,993 5,071 N/A N/A

9284 GRAVATAÍ 2---023 4,966 5,050 1,891 1,891

1214 GUARITA---069 4,295 4,067 0,996 0,996

1322 IJUÍ 2---069 4,783 4,860 0,284 0,284

1220 JACUÍ---023 4,723 4,754 2,900 2,900

9918 JCASTILHO 1---138 4,805 4,855 2,265 2,265

1326 LAGOA VERMELHA 2---138 4,390 4,337 1,994 1,994






9594 LAJEADO GRANDE---138 5,146 5,327 1,581 1,581

2079 MISSÕES---069 4,670 4,699 3,755 3,755

9548 N.PETRÓPOLIS 2---069 4,973 5,062 1,142 1,142

1226 NOVA PRATA 2---069 4,716 4,710 2,089 2,089

1042 PASSO FUNDO---138 4,094 3,830 1,451 1,451

1311 SANTO ANGELO 1---069 4,654 4,676 2,265 2,265

1251 SANTO ÂNGELO 2---069 4,654 4,676 0,434 0,434

1279 SANTA MARTA---069 4,727 4,658 1,166 1,166

1275 SANTA MARTA---138 4,727 4,658 1,272 1,272

1282 SANTA ROSA---069 4,624 4,598 0,661 0,661

1292 TAPERA 2---069 5,026 5,029 1,196 1,196

2094 TAQUARA---138 4,970 5,067 0,396 0,396

SANTA CRUZ - CLFSC

3150 AVARÉ NOVA---230 4,914 4,966 N/A N/A

3146 BERNADINO DE CAMPOS---088 4,510 4,496 3,932 3,932

3147 ITAI II---138 5,029 5,120 3,932 3,932

3148 OURINHOS 1---088 4,387 4,349 3,932 3,932

3140 OURINHO 2---088 4,416 4,384 3,932 3,932

9116 IPAUSSU---088 4,509 4,495 3,932 3,932

SULGIPE 5963 ITABAIANINHA---069 4,825 4,919 2,274 2,274



ANEXO 2: ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS NO ÂMBITO DA AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 68/2016

Nº Instituição Tema Contribuição Aproveitamento Justificativa ANEEL

1 3G Radar WACC

Portanto, dada a situação mencionada acima, acreditamos que o WACC utilizado para calcular as RAPs entre jan/2013 até jun/2017 deveria considerar peso de 100% para o Custo de Capital Próprio e 0% para Custo de Capital para Terceiros. Desta forma refletiria a realidade que foi imposta às empresas, situação totalmente não gerenciável pelas mesmas. Utilizar empresas que passaram por toda essa indefinição no cálculo do próximo WACC regulatório é chegar a uma estrutura ótima de capital menos alavancada (menor % capital de terceiros) e, consequentemente, um WACC regulatório mais elevado. O tratamento regulatório acima mencionado estará refletindo melhor a situação real das empresas durante a indefinição em relação a RBSE e será uma boa argumentação para excluir as mesmas quando da definição da estrutura ótima de capital para o próximo ciclo, impedindo assim que empresas que não passaram por essa situação se beneficiem de um WACC regulatório acima do justo.

Não aceito

A definição do custo de capital de que trata a Portaria nº 120/2016 é estabelecida no §1º do artigo 1º, pela soma das parcelas de remuneração e depreciação. Já o § 2º estabelece, também, que os parâmetros para o cálculo da receita adicional serão aqueles definidos nas metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL. Nesse sentido, entende-se que, para o cálculo da receita a ser adicionada às RAPs, deve-se levar em consideração a metodologia vigente da ANEEL, atualmente disposta no Submódulo 9.1 do PRORET, em que a remuneração é definida a partir do WACC, incluído os impostos. Assim, não há embasamento legal para que o retorno sobre o capital seja obtido a partir do custo de capital próprio, conforme o pleito. Este será aplicado, apenas, para remuneração das parcelas do custo de capital não incorporadas desde as prorrogações das concessões até o próximo processo tarifário, ou seja, entre 2013 e 2017, conforme estabelece o §3 do artigo 1º da Portaria.

2 ABRATE Compensação

de tributos

31. Deste modo, com base no que foi até aqui exposto, a proposta da ABRATE é que o montante relativo à compensação tributária seja reconhecido como BRR adicional (“Componente Tributário”), a ser paga seguindo o mesmo cronograma e metodologia de pagamento da RAP relativa aos ativos do RBSE (que estão compostas pelo “Componente Financeiro1” e “Componente Econômico2”). Deste modo, teríamos uma RAP com 3 componentes: Componente Econômico, Componente Financeiro e Componente Tributário. 35. Diante disso, resta cabalmente demonstrada a necessidade de que os tributos sejam acrescidos tanto à parcela de remuneração como à parcela de depreciação, em estrito cumprimento do comando da Portaria MME nº 120/2016 e não somente sobre parte da remuneração econômica conforme exposto na Nota Técnica, cujo item III.1.1.2 precisa ser revisto.

Não aceito

As contribuições apresentadas tiveram como objetivo comprovar que algumas diferenças entre o ambiente regulatório e o real não se aplicavam no caso específico aqui tratado. No entanto, a abordagem adotada na proposta submetida à Audiência Pública 68/2016 foi de mostrar, em termos gerais, que existem diferenças que afetam os diversos segmentos, distribuição, transmissão e geração, não estando restrito ao caso da RBSE. Trata-se, entretanto, de questão conceitual, já não há garantia de neutralidade tributária, seja no cálculo tarifário em geral ou mesmo no caso específico da RBSE. Vale ressaltar que o tratamento da RBSE dispensado pela Portaria 120 foi de BRR e, portanto, está sujeita ao regime tarifário ordinário. Ratificamos, portanto, a posição já exposta na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL de que o pleito não deve ser acatado.



3 ABRATE WACC

88. [...] foi com base nessas premissas que o MME, por meio da Portaria nº 120/2016, determinou (i) que desde a prorrogação das Concessões (Janeiro de 2013) até Junho de 2017 seja utilizado o custo de capital próprio Ke; e (ii) que a partir de Julho de 2017 seja utilizado a WACC. 94. [...] É utilizada a WACC sobre o montante homologado, no período entre Janeiro de 2013 e Junho de 2017, para se fixar uma RAP e somente sobre essa RAP incide o custo de capital próprio, se desvirtuando da intenção orientação da Portaria MME nº 120/2016. 95. Não se pode ignorar o fato de que, de acordo com a Portaria MME nº 120/2016, o Valor Homologado somente passará a compor a Base de Remuneração Regulatória no processo tarifário de 2017. Assim sendo, tal valor dos ativos mencionados no § 2º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013, a ser incluído nessa base, deve ser remunerado até Junho de 2017 pelo custo de capital próprio, por todos os motivos expostos na Nota Técnica nº 22/2016-ASSEC/GM-MME, que faz parte do processo que deu origem à Portaria MME nº 120/2016.

Não aceito




4 ABRATE WACC

96. [...] a Nota Técnica da ANEEL carrega, ainda, outro vício quando da utilização do custo de capital (tanto o custo de capital próprio como o custo médio ponderado de capital) depois de impostos, uma vez que deixa de considerar o acréscimo dos tributos devidos, na contramão da orientação prevista no § 1º da Portaria MME nº 120/2016. Como premissa básica, a regulamentação determina que para assegurar a remuneração adequada ao capital investido na concessão, é necessário realizar o citado acréscimo, o qual consiste em dividir o custo de capital por denominador equivalente a (1-T), sendo T a alíquota marginal de tributos de 34%. Sendo assim, sempre que se aplicar o custo de capital, este deve considerar o gross up de tributos, conforme detalhadamente explicitado no item III.3 destas Contribuições. [...] 102. Nesse sentido, no âmbito regulatório, sempre que se usa o custo de capital para remunerações, incluindo cálculo da receita regulatória (CAAE), revisão do investimento em curso (JOA), considera-se a compensação integral dos tributos sobre a renda, à alíquota marginal de 34%. 105. Se, não obstante todas as demonstrações acima expostas, a ANEEL, por absurdo, indeferir o pleito exposto no item (i) do parágrafo acima, requer-se, adicionalmente ao deferimento dos itens (ii) e (iii) que, pelo menos, o custo de capital próprio, antes de tributos, seja aplicado sobre a BRR entre 01.01.2013 até 30.06.2017. Ou seja, nesta hipótese, o custo de capital próprio utilizado deve ser dividido por (1-T), sendo T a alíquota de 34%.

Não aceito

A Portaria 120 claramente não especifica o uso do custo de capital próprio ou o WACC antes de impostos. O entendimento da ANEEL foi expresso já na abertura da AP que se tratava de um referencial para compor a taxa final a ser utilizada para atualizar e remunerar. Nesse sentido, faz-se necessária uma análise de coerência e razoabilidade da taxa final que, conforme a NT de fechamento da AP, a interpretação da taxa como líquida mostra-se a mais coerente. É importante ressaltar que isso não implica em redução na BRR a ser recebida e sim em uma remuneração média bruta de 14,18% a.a. e não de 17,91% a.a., conforme pleiteado.



5 ABRATE WACC

112. O próprio § 2º da Portaria nº 120/2016 define que “as parcelas de remuneração e depreciação serão definidas considerando as metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL (...)”, de forma que qualquer WACC definida antes da próxima revisão tarifária das Transmissoras, e com base em outra metodologia de revisão tarifária, tem caráter provisório, devendo a WACC a ser definida na próxima revisão tarifária ser aplicada de forma retroativa à 1º de Janeiro de 2013 no que se refere aos ativos RBSE. 113. Sendo assim, qualquer WACC que seja definida para remunerar os ativos RBSE antes da revisão tarifária subsequente, que no caso das Transmissoras será no mês de Julho 2018, deve ser tida como provisória, sendo certo que quando da definição da WACC definitiva em Julho de 2018, essa WACC deve se aplicar sobre os valores desses ativos retroativamente a 1º de Janeiro de 2013. 116. Deste modo, a regulamentação da Portaria MME nº 120/2016, no que se refere à forma de pagamento dos valores relacionados aos ativos RBSE/RPC deve prever (i) que a WACC a ser definida no próximo processo de revisão tarifária das Transmissoras, a ocorrer em Julho de 2018, deve ser aplicada, sobre os valores homologados dos ativos RBSE, a partir de 1º de Janeiro de 2013 e (ii) que a WACC provisória a ser utilizada até 30 de Junho de 2018, deve ser aquela definida no processo de revisão tarifária anterior da respectiva concessionária (2º Ciclo), ou seja, 7,24% a.a.

Não aceito

O Submódulo 9.7 estabelece retroatividade apenas para os investimentos autorizados. Assim, não se trata aqui da definição de receita para reforços/melhorias autorizados e, sim, da definição de receita associada a ativos existentes em 31 de maio de 2000, para as transmissoras alcançadas pelo §5º do art. 17 da Lei nº 9.074/1995. Portanto, o disposto no Submódulo 9.7 não se aplica ao cálculo decorrente da Portaria nº 120/2016.



6 ABRATE Pagamento

da RAP

126. [...] exclusivamente para fins de alocação da RAP por unidade modular, o rateio deveria levar em consideração a depreciação média do módulo, devendo o rateio ser com base no VBR, de forma a diferenciar o mesmo tipo de módulo, entre o mais novo e o mais antigo. 127. Diante de todo o acima exposto, dentre os métodos apresentados na Nota Técnica, o que se mostra mais adequado, para fins de alocação da RAP por unidade modular, é o rateio com base no VBR (Método 2).

Não aceito

Conforme Resolução Normativa nº 729/2016, o pagamento de uma receita no segmento de transmissão está associado à plena disponibilização das instalações e o objetivo da proposta submetida à AP é garantir a aplicação da PV de forma uniforme ao longo de toda a vida do ativo. O rateio pelo valor depreciado (VBR), conforme pleito, não resultaria em adequado incentivo à cobrança de Parcela Variável, visto que os ativos pouco depreciados, cujo rateio implicaria em maiores receitas, tendem a apresentar menores taxas de falha, enquanto aqueles mais depreciados teriam uma receita associada muito baixa, resultando em ínfimos valores de PV. Isso acabaria por neutralizar o mecanismo de incentivo à qualidade. Finalmente, cabe esclarecer que a exclusão dos módulos 100% depreciados visa garantir, apenas, que não haja cobrança em duplicidade ao usuário da rede de transmissão, o que explica a escolha do Método 2 definida na NT 336/2016-SGT/ANEEL.



7 ABRATE Pagamento

da RAP

131. Uma vez definida a RAP (Componente Financeiro e Componente Econômico) associada ao Valor Homologado, deve ser garantido às transmissoras o faturamento desta, ininterruptamente, desde julho de 2017, de forma a viabilizar o seu recebimento integral no prazo previsto na Portaria MME nº 120/2016. Do contrário, haverá a frustração do seu direito ao recebimento integral do Valor Homologado, o que não se pode admitir, sob pena de ferir os princípios da hierarquia das normas, da legalidade, da segurança jurídica, da razoabilidade, dentre outros. 132. Sendo assim, a ANEEL deve deixar claro no processo da AP nº 068/2016 que o início do faturamento da RAP associada ao Valor Homologado deve ser em Julho de 2017, sem qualquer adiamento, inclusive em relação à RAP dos módulos associados às DIT de uso exclusivo das distribuidoras.

Aceito parcialmente

De modo a garantir o pagamento das receitas de Rede Básica e Fronteira dentro do ciclo tarifário, bem como evitar o desequilíbrio das concessionárias de distribuição causadas pelo descasamento entre cobertura e custo, propõe-se o seguinte tratamento: (i) Para os processos tarifários que ocorrem no primeiro semestre de 2017, propõe-se que seja feita previsão de custos com Rede Básica e Fronteira, bem como dos custos associados ao transporte e ao uso do sistema de transmissão da usina de ITAIPU para as distribuidoras cotistas. Este será o mesmo tratamento para todas as distribuidoras com processo tarifário até 30/6/2017, sejam aquelas que não prorrogaram suas concessões, ou não assinarem o termo aditivo ao contrato de concessão, bem como as concessionárias sob a égide do novo contrato. Um comando normativo da Resolução estabelecerá esse tratamento excepcional exclusivamente para o ano de 2017; (ii) Para os processos tarifários de distribuidoras que ocorrem entre 1º de julho de 2017 e 15 de agosto de 2017, não será realizado nenhum tratamento específico, pois estes estão concatenados à cobrança do novo ciclo tarifário do segmento de transmissão; (iii) Para os processos tarifários que ocorrem entre 16 de agosto de 2017 e 31 de dezembro de 2017, serão calculadas duas TUST a vigorarem em períodos distintos. Entre 1º de julho de 2017 e o mês do processo tarifário de cada distribuidora, serão aplicadas tarifas decorrentes do processo de reajuste ordinário da RAP, sem os efeitos da receita advinda da Portaria nº 120/2016. Entre o mês subsequente à data do processo tarifário e 30 de junho de 2018, serão aplicadas tarifas considerando os efeitos das receitas adicionais, adicionadas do déficit de arrecadação advindo da aplicação das tarifas do item anterior. No entanto, quanto aos encargos de conexão associados às DIT’s de uso exclusivo, permanece o entendimento que estes deverão ser concatenados aos processos tarifário das concessionárias de distribuição, tal qual é feito atualmente com os demais encargos de conexão.



8 ABRATE Parcela Variável

139. [...] não pode um evento futuro, seja baixa de ativo, aplicação de penalidades, PV, afetar um direito adquirido, líquido e certo, das transmissoras, sob pena de se ferir o princípio da legalidade, proporcionalidade, razoabilidade, dentre outros. 140. Com base no exposto acima, deve-se prever que a receita associada aos Valores Homologados não deve servir de base para fins de aplicação da Parcela Variável (“PV”) e/ou das penalidades previstas na Resolução nº 63/2004, ou em qualquer outro normativo, uma vez que esses valores não devem sofrer deduções dessa natureza, sob pena de violação de direito garantido por Lei. 141. No que diz respeito ao montante que integra o Componente Financeiro, dada sua natureza de pagamento futuro de parcelas vencidas no período de 2013 a Junho de 2017, este se reveste das mesmas características da Parcela de Ajuste (“PA”) prevista no Contrato de Concessão, sendo imperativo que lhe seja conferido o mesmo tratamento da PA, evitando-se quaisquer deduções sobre esse valor. Essa linha de entendimento é inclusive utilizada na Nota Técnica, quando propõe que a redução de valores relacionada a baixa de ativos seja efetuada via PA (§ 94 da Nota Técnica).

Não aceito

Ao estabelecer que os valores dos ativos não depreciados serão incluídos às BRR das concessionárias, a PRT 120/2016 definiu tratamento equivalente à receita vigente das concessionárias de transmissão, afastando, portanto, o caráter de indenização desses ativos. É sabido que o pagamento base, que é a parcela equivalente ao duodécimo da RAP, sempre esteve associado à plena disponibilização das instalações, conforme REN 729/2016, e sujeito à aplicação das regras de Parcela Variável (PV). Desse modo, é entendimento da SGT que cabe aplicação de PV ou demais penalidades sobre a parcela adicional de RAP resultante da Portaria 120/2016, inclusive sobre o componente financeiro apurado desde 2013 até 2017.



9 ABRATE BRR

144. [...] a baixa de um ativo da BRR não pode implicar na perda do direito ao recebimento do valor definido em Lei. 145. Ou seja, o direito das concessionárias de transmissão está relacionado ao recebimento do Valor Homologado, independente da duração efetiva do ativo. Corroborando esse conceito, o Proret 9.7 prevê regra para o tratamento a ser dado no caso de substituição de ativos tratados com base na Lei nº 12.783/2013. 146. De acordo com o § 27 do Proret 9.7, no caso de substituição de um ativo baixado, o valor do ativo substituto será reconhecido em parte, uma vez que será descontado do valor do novo ativo a parcela correspondente ao percentual de vida útil remanescente do ativo baixado. Assim, a aplicação da regra prevista no § 27 do Proret de forma concomitante à baixa de ativo, com consequente dedução da BRR do seu respectivo valor homologado, implica em dupla dedução pelo mesmo fato gerador, ficando a transmissora sem receber tanto (i) a parcela do valor homologado previsto no § 2º do Art. 15 da Lei 12.783/2013, como (ii) o montante integral pelo investimento relacionado ao bem substituto. Ou seja, parte do valor a que a concessionaria tem direito a receber fica perdida em duas frentes, sem qualquer justificativa.

Não aceito

Ao estabelecer que os valores dos ativos não depreciados serão incluídos às BRR das concessionárias, a PRT 120/2016 definiu tratamento equivalente à receita vigente das concessionárias de transmissão, afastando, portanto, o caráter de indenização desses ativos. O recebimento da receita depende, portanto, da dinâmica própria da Base de Remuneração Regulatória, observada a regulamentação vigente. Ao estabelecer que as parcelas de remuneração e depreciação serão definidas a partir das regras vigentes de revisão tarifária, não restam dúvidas que as baixas ocorridas devem ser consideradas nesse período, pois assim está tratado no Submódulo 9.1 do PRORET. Nesse sentido, o cálculo proposto simula a movimentação da BRR ao longo do período e tem por objetivo reconstituir a receita devida e não paga às concessionárias de transmissão desde 2013, o que incluiu as baixas ocorridas entre 2013 e 2017. O momento mais adequado para que se revisite o laudo de avaliação dos ativos é a revisão tarifária periódica de 2018. Como resultado, o componente financeiro constituído entre 2013 e 2017 deverá ser recalculado e suas diferenças ajustadas na próxima revisão.

10 ABRATE Encargos e

Tributos

152. [...] é imperativo que as alíquotas de PIS e COFINS, bem como a taxa de fiscalização (“TFSEE”), que hoje é de 0,4% sobre a receita bruta, e o percentual de 1% relativo à Pesquisa e Desenvolvimento (“P&D”), sejam considerados para a definição da RAP faturada. 154. [...] a ANEEL deve autorizar o Operador Nacional do Sistema (“ONS”) a incluir nos avisos de crédito (“AVC”) e nos avisos de débito (“AVD”) os valores referentes à incidência do PIS/PASEP e da COFINS, conforme alíquotas aplicáveis, necessários para a cobertura destes tributos. Do mesmo modo, necessário deixar claro que as concessionárias de transmissão estão autorizadas a incluir esses tributos na cobrança aos usuários das DIT exclusivas, para os quais o faturamento ocorre sem a interveniência do ONS.

Aceito Aos valores homologados em função da AP 68/2016 serão acrescidos os encargos setoriais e/ou tributos incidentes na receita, quando couber.



11 ABRATE WACC

156. [...] ao aplicar essa premissa no arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx que integra os documentos da AP nº 068/2016, houve alguns equívocos na utilização desses dados, conforme abaixo: (i) No Primeiro Período foi utilizada a taxa de 10,40% a.a., conforme planilha SIM_RBSE do referido arquivo, quando a Nota Técnica propõe a utilização da taxa de 10,74% a.a.; (ii) Com relação ao Segundo Período, foi utilizada a taxa de 10,74% a.a., conforme a mesma planilha SIM_RBSE, quando a Nota Técnica propõe que seja utilizada a taxa de 10,44% a.a.; (iii) No que diz respeito à taxa de 10,44% a.a. referida no § 89 da Nota Técnica, cabe destacar que a taxa correta seria a de 10,45% a.a., conforme tabela 1 do item 30 da Nota Técnica 196/2013-SRE/ANEEL, de 29.05.2013, apensado ao Submódulo 9.1 do PRORET.

Aceito parcialmente

Os erros apontados nos itens i e ii foram corrigidos e serão incorporados ao resultado final. Quanto ao item iii, a partir da Tabela 1 do Submódulo 9.1 do PRORET, bem como da taxa de inflação média anual dos EUA adotada à época, definida no item 26 do Submódulo, verifica-se que a custo de capital próprio resulta em 10,44%.

12 ABRATE WACC

157. Outra questão a ser destacada em relação ao arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx é que toda a RAP prevista para o ano de 2013, equivalente à soma das células C39 e D39 constantes nas planilhas individuais das Transmissoras constantes do arquivo acima mencionado, deveria ser remunerada por 4 anos e meio de custo de capital próprio, dado que a RAP do ano de 2013 é vencida desde janeiro de 2013, conforme explicitado nas linhas 21 e 36 das mesmas planilhas do arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx. A metodologia adotada para os demais anos (2014, 2015, 2016 e primeiro semestre de 2017) reforça ainda mais a adequação desse entendimento. 158. Sendo assim, toda a RAP de 2013 deveria ser remunerada durante 5 meses e 9 dias pelo custo de capital próprio do Primeiro Período e, durante 4 anos e 21 dias pelo custo de capital próprio do Segundo Período.

Aceito Os erros foram corrigidos e serão incorporados ao resultado final.



13 ABRATE Atualização monetária

165. [...] como o fim de observar os 54 meses de atualização, necessário se faz considerar a variação do IPCA, ou (i) do período de 01 de dezembro de 2012 a 31 de maio de 2017, para manter esta data considerada na Nota Técnica; ou (ii) do período de 31.12.2012 a 31 de junho de 2017.

Não aceito

O artigo 5º da REN 589/2013 estabelece a data-base do laudo em 31 de dezembro de 2012. Além disso, o § 1º do art. 1º da Portaria MME 120/2016 estabelece que o adicional de receita "será reconhecido a partir do processo tarifário de 2017, sendo reajustado e revisto conforme as regras previstas nos Contratos de Concessão". (grifos nossos) Desse modo, as receitas foram atualizadas até 1º de junho de 2017, considerando que esta é a data-base do segmento de transmissão a cada ciclo, conforme consta na Cláusula Sétima do Contrato de Concessão.

14 CEMIG BRR

[...] o comando do parágrafo 94 implica em dedução no valor homologado e garantido às concessionárias pelos parágrafos 2º e 3º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013 e que não se pode admitir. A baixa de um ativo da BRR não pode implicar na perda do direito ao recebimento do valor definido em Lei e o § 2º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013, associada ao Capítulo IV do Decreto nº 7.805/2012, que confere às transmissoras o direito ao recebimento dos valores homologados, não devendo ser consideradas questões fáticas futuras relacionadas ao ativo, como, nesse caso, a baixa de ativos. Reforça tal entendimento o disposto no PRORET 9.7 que prevê regra para o tratamento para o caso de substituição de ativos tratados com base na Lei nº 12.783/2013. De acordo com o § 27 do PRORET 9.7, no caso de substituição de um ativo baixado, o valor do ativo substituto será reconhecido em parte, uma vez que será descontado do valor do novo ativo a parcela correspondente ao percentual de vida útil remanescente do ativo baixado. Assim, a aplicação da regra prevista no § 27 do PRORET de forma concomitante à baixa de ativo, com consequente dedução da BRR do seu respectivo valor homologado, implica em dupla dedução pelo mesmo fato gerador, ficando a transmissora sem receber tanto (i) a parcela do valor homologado previsto no § 2º do Art. 15 da Lei 12.783/2013, como (ii) o montante integral pelo investimento relacionado ao bem substituto.

Não aceito




15 CEMIG WACC

[...] a Agência propôs a utilização dos valores percentuais vigentes à época, para os parâmetros relativos ao Custo Médio Ponderado de Capital – WACC e para o Custo de Capital Próprio. Ocorre que na planilha denominada “ModeloRBSE_AP” disponibilizada para análise dos interessados, no ambiente da AP nº 068/2016, ocorreu um equívoco e os parâmetros relativos ao Custo do Capital Próprio foram trocados em relação ao período de vigência [...]


16 CEMIG WACC [...] a CEMIG solicita que seja utilizado o valor exato do Custo do Capital Próprio de 10,44% a.a., conforme PRORET 9.1.


17 CEMIG BRR

Na Tabela 1 da citada Nota Técnica, estão dispostos os Valores Novos de Reposição das concessionárias envolvidas no processo de indenização e o Valor Residual, que no caso da transmissora CEMIG, coincide com o montante de R$285.438.044,29, do Anexo II da Portaria nº 580/2012. Esse valor que se refere à Base de Remuneração Líquida dos ativos de RBNI/RCDM, é originário do VNR – Base de Remuneração Bruta – no montante de R$371.187.750,02. Diante do exposto, verifica-se que o valor de R$559.885.496,33 utilizado pela Agência na planilha denominada “ModeloRBSE_AP” disponibilizada no ambiente da AP nº 068/2016 e apresentado na Tabela 3 deverá ser alterado para R$371.187.750,02, para ficar condizente com o montante calculado e apresentado pela ANEEL na NT nº 396/2012.

Aceito

O valor da Base Bruta pleiteado pela CEMIG consta da Nota Técnica nº 396/2012-SRE/ANEEL, de 31/10/2012, que estabeleceu os valores de indenização da RBNI e deverá ser deduzida do montante final do laudo, conforme determina o §3º do artigo 4º da REN 589/2013.

18 CEMIG BRR

Adicionalmente, a CEMIG alerta o regulador que estes valores associados à amortização da RBNI/RCDM, já recebidos pela concessionária, sejam efetivamente deduzidos dos valores da Base de Remuneração Bruta e da Base de Remuneração Líquida, conforme regulamentação da Resolução Normativa nº 589/2013. A não dedução destes valores de forma atualizada, tal como ocorre na planilha “Modelo_RBSE_AP.xlsx.” acaba por inflar, de forma equivocada, os valores dos pagamentos devidos, prejudicando o consumidor de energia.

Aceito Trata-se de equívoco no cálculo que será corrigido na versão final.



19 CEMIG Atualização monetária

Conforme artigo 2º da Portaria Interministerial MME/MF nº 580, de 1º de novembro de 2012, os valores constantes do Anexo II dessa Portaria, referentes às indenizações das instalações integrantes das concessões de transmissão de energia elétrica enquadradas no art. 6º da Medida Provisória nº 579/2012, estão referenciados a preços de outubro de 2012. Assim, por consistência metodológica, sugere-se a atualização destes valores para a mesma data-base do laudo de indenização, antes da dedução destes valores da base indenizável.

Aceito Os valores a serem deduzidos do montante final do laudo, conforme determina o §3º do artigo 4º da REN 589/2013, devem ser atualizados, pelo IPCA, até a data-base do cálculo tarifário.

20 CEMIG Atualização monetária

Os valores disponibilizados pelo Regulador na planilha denominada “ModeloRBSE_AP” foram atualizados monetariamente até a data de 1º de Junho de 2017. Ao proceder esta atualização monetária, o Regulador utilizou valores previstos para o IPCA no período entre Setembro de 2016 a Maio de 2017, uma vez que estes valores ainda não foram oficialmente publicados. A CEMIG requer que ao proceder os cálculos em definitivo, a ANEEL utilize os valores efetivos do IPCA, ou seja, aqueles valores disponibilizados pelo IBGE em Junho de 2017.

Aceito Os índices serão atualizados no processo de reajuste tarifário de 2017.



21 CEMIG Pagamento

da RAP

[...] a CEMIG propõe que nos processos tarifários das Distribuidoras de energia elétrica (reajustes e revisão) seja incorporado, de forma antecipada, quando for o caso, os valores a serem pagos às concessionárias de transmissão.

Aceito




22 CEMIG WACC

[...] tendo em vista que o ano calendário regulatório é sempre diferente do ano calendário civil, e que o terceiro ciclo de revisão periódica da Cemig GT iniciou-se em julho de 2013, o WACC estabelecido pela ReN 553/2013 só deve ser aplicado a partir dessa data e, portanto, a proporcionalidade diária adotada nos cálculos preliminares deverá ser desconsiderada, aplicandose os respectivos WACCs integralmente para cada um dos períodos.

Aceito O WACC de 6,64%, bem como o custo de capital próprio de 10,44%, serão adotados a partir de 1º de julho de 2013.

23 CEMIG Compensação

de tributos

[...] ao proceder o cálculo dos itens que compõe o custo de capital, quais sejam, a remuneração e a depreciação, a ANEEL considerou o efeito do imposto de renda apenas na parcela referente à remuneração do capital, não aplicando procedimento semelhante na parcela referente à depreciação, referente à diferença entre o Valor Novo de Reposição – VNR e o Valor Original Contábil – VOC. [...] a Agência vai além e passa a defender que mesmo que haja divergências entre os valores reais – valores contábeis – e regulatórios, isso não ensejaria mudanças na forma de cálculo proposta, uma vez que no regime revenue cap não há garantia à empresa do reconhecimento integral de seus custos reais. [...] a visão da ANEEL se mostra inadequada na medida em que os pagamentos referendados na Portaria MME nº 120/2016 estão embuídos de caráter excepcional, o qual assegura que seja preservado o direito ao recebimento líquido dos valores homologados. Nestes termos, embora os argumentos do Regulador possam ter legitimidade no escopo de uma perspectiva geral, os mesmos não se aplicariam neste caso específico. [...] a CEMIG requer a incorporação do imposto de renda na parcela de depreciação do custo de capital, referente à diferença entre o Valor Novo de Reposição – VNR e o Valor Original Contábil – VOC, para assegurar o direito líquido e certo as transmissoras de receber os valores homologados, que são garantidos e incontroversos.

Não aceito




24 CEMIG WACC

A CEMIG requer também que seja dado o tratamento adequado relativo à incorporação dos tributos nas taxas de Custo de Capital Próprio – Ke e do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC, utilizadas para, respectivamente, atualizar/capitalizar o componente financeiro até junho/2017 e o cálculo da anuidade a ser recebida no período de julho/2017 a junho/2025, conforme argumentos apresentados na contribuição encaminhada pela ABRATE.

Não aceito


25 CEMIG Parcela Variável

[...] dado o caráter excepcional dessa RAP das concessionárias de transmissão, é necessário que essa receita não seja reduzida pela incidência de Parcela Variável, Suspensão de Pagamento Base das Funções de Transmissão, tampouco seja considerada como base de cálculo das penalidades previstas na Resolução Normativa nº 63/2010.

Não aceito


26 COPEL Compensação

de tributos

30. [...] o montante relativo à compensação tributária seja reconhecido como BRR adicional (“Componente Tributário”), a ser paga seguindo o mesmo cronograma e metodologia de pagamento da RAP relativa aos ativos do RBSE (que estão compostas pelo “Componente Financeiro1” e “Componente Econômico2”). Deste modo, teríamos uma RAP com 3 componentes: Componente Econômico, Componente Financeiro e Componente Tributário.

Não aceito




27 COPEL WACC

88. [...] foi com base nessas premissas que o MME, por meio da Portaria nº 120/2016, determinou (i) que desde a prorrogação das Concessões (Janeiro de 2013) até Junho de 2017 seja utilizado o custo de capital próprio Ke; e (ii) que a partir de Julho de 2017 seja utilizado a WACC. 94. Isso porque, na forma explicitada na Nota Técnica, é utilizada a WACC sobre o montante homologado, no período entre Janeiro de 2013 e Junho de 2017, para se fixar uma RAP e somente sobre essa RAP incide o custo de capital próprio, se desvirtuando da intenção e orientação da Portaria MME nº 120/2016. 95. Não se pode ignorar o fato de que, de acordo com a Portaria MME nº 120/2016, o Valor Homologado somente passará a compor a Base de Remuneração Regulatória no processo tarifário de 2017. Assim sendo, tal valor dos ativos mencionados no § 2º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013, a ser incluído nessa base, deve ser remunerado até Junho de 2017 pelo custo de capital próprio, por todos os motivos expostos na Nota Técnica nº 22/2016-ASSEC/GM-MME, que faz parte do processo que deu origem à Portaria MME nº 120/2016.

Não aceito


28 COPEL WACC

96. [...] Nota Técnica da ANEEL carrega, ainda, outro vício quando da utilização do custo de capital (tanto o custo de capital próprio como o custo médio ponderado de capital) depois de impostos, uma vez que deixa de considerar o acréscimo dos tributos devidos, na contra mão da orientação prevista no § 1º da Portaria MME nº 120/2016. Como premissa básica, a regulamentação determina que para assegurar a remuneração adequada ao capital investido na concessão, é necessário realizar o citado acréscimo, o qual consiste em dividir o custo de capital por denominador equivalente a (1-T), sendo T a alíquota marginal de tributos de 34%. Sendo assim, sempre que se aplicar o custo de capital, este deve considerar o gross up de tributos. 104. [...] são necessárias alterações na Nota Técnica da ANEEL, com a adoção das seguintes medidas: (i) Compensação integral pelas diferenças entre BRR (e suas amortizações ou QRR) e o valor residual contábil dos ativos (e sua depreciação), conforme pleito exposto no item III.1 destas Contribuições; (ii) Aplicação do custo de capital próprio sobre toda a BRR até 30.06.2017

Não aceito




e não somente para as parcelas vencidas, conforme requerido no item III.2; (iii) Aplicação do WACC, com gross up, ou, antes de tributos, a partir de 01.07.2017. 105. Se, não obstante todas as demonstrações acima expostas, a ANEEL, por absurdo, indeferir o pleito exposto no item (i) do parágrafo acima, requer-se, adicionalmente ao deferimento dos itens (ii) e (iii) que, pelo menos, o custo de capital próprio, antes de tributos, seja aplicado sobre a BRR entre 01.01.2013 até 30.06.2017. Ou seja, nesta hipótese, o custo de capital próprio utilizado deve ser dividido por (1-T), sendo T a alíquota de 34%.

29 COPEL WACC

113. [...] qualquer WACC que seja definida para remunerar os ativos RBSE antes da revisão tarifária subsequente, que no caso das Transmissoras será no mês de Julho 2018, deve ser tida como provisória, sendo certo que quando da definição da WACC definitiva em Julho de 2018, essa WACC deve se aplicar sobre os valores desses ativos retroativamente a 1º de Janeiro de 2013.

Não aceito




30 COPEL WACC

114. [...] sobre a WACC (provisória) utilizada pela ANEEL para remunerar os valores homologados dos ativos RBSE, de 6,64% a.a, cabe destacar que essa taxa não é, e não pode ser aplicável às Transmissoras. Isso porque, a WACC aplicável às Transmissoras, com base em sua última revisão tarifária (2º Ciclo de Revisão Tarifária), é a de 7,24% a.a. A WACC de 6,64% a.a se aplica somente às concessionárias cujo período de revisão tarifária ocorrer no 3º Ciclo de Revisão Tarifária Periódica, entre Julho de 2013 e Junho de 2018, conforme especificado no âmbito do PRORET 9.13, que não é o caso das Transmissoras, uma vez que sua revisão tarifária se dará somente em 1º de Julho de 2018, conforme seus respectivos Contratos de Concessão. 115. Adicionalmente, sem prejuízo do acima exposto, oportuno destacar que o Valor Homologado dos ativos mencionados no § 2º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013, se pago à época devida, não teria sido alcançado pela WACC prevista no 3º Ciclo, de 6,64% a.a., sendo esta mais uma razão para se concluir que a WACC provisória aplicável é a de 7,24% a.a.

Não aceito

O §2º do artigo 1º da Portaria remete aos parâmetros e regras definidas na revisão tarifária periódica das concessionárias de transmissão para o cálculo de receita adicional às RAPs, no entanto, isso não o caracteriza como um processo ordinário de revisão periódica. O cálculo proposto tem por objetivo reconstituir a receita devida e não paga às concessionárias de transmissão, ano a ano, entre 2013 e 2017. Desse modo, entendemos que deve-se utilizar todos os parâmetros vigentes na data de cada ano tarifário, o que inclui o WACC.

31 COPEL Pagamento

da RAP

122. [...] ao utilizar o método 3, esse mesmo usuário poderá estar pagando, por exemplo, o mesmo valor atribuído a um ativo 20% depreciado, por um ativo 99% depreciado. Ou seja, no Método 3, escolhido pela ANEEL, um módulo 100% depreciado não entra no rateio e um módulo 99% depreciado recebe o tratamento de um ativo novo. Isso nos parece igualmente não razoável. 124. [...] a alocação correta dos valores homologados por unidade modular, que melhor reflita a diferenciação entre ativos novos e ativos mais antigos, é também a mais justa para o usuário de rede básica de fronteira e DIT, uma vez que aqueles usuários que são atendidos por ativos mais antigos pagarão RAP menor, enquanto aqueles que são atendidos por ativos mais novos pagarão RAP maior, o que se configura mais aderente ao princípio da razoabilidade e proporcionalidade. Ademais, a idade do ativo foi levada em consideração para o cálculo do Valor Homologado, não fazendo sentido se descolar desse critério para o rateio desse valor sobre os módulos. 127.[...] dentre os métodos apresentados na Nota Técnica, o que se mostra mais adequado, para fins de alocação da RAP por unidade modular, é o rateio com base no VBR (Método 2).

Não aceito

Conforme Resolução Normativa nº 729/2016, o pagamento de uma receita no segmento de transmissão está associado à plena disponibilização das instalações e o objetivo da proposta submetida à AP é garantir a aplicação da PV de forma uniforme ao longo de toda a vida do ativo. O rateio pelo valor depreciado (VBR), conforme pleito, não resultaria em adequado incentivo à cobrança de Parcela Variável, visto que os ativos pouco depreciados, cujo rateio implicaria em maiores receitas, tendem a apresentar menores taxas de falha, enquanto aqueles mais depreciados teriam uma receita associada muito baixa, resultando em ínfimos valores de PV. Isso acabaria por neutralizar o mecanismo de incentivo á qualidade. Finalmente, cabe esclarecer que a exclusão dos módulos 100% depreciados visa garantir, apenas, que não haja cobrança em duplicidade ao usuário da rede de transmissão, o que explica a escolha do Método 2 definida na NT 336/2016-SGT/ANEEL.



32 COPEL Pagamento

da RAP

132. [...] a ANEEL deve deixar claro no processo da AP nº 068/2016 que o início do faturamento da RAP associada ao Valor Homologado deve ser em Julho de 2017, sem qualquer adiamento, inclusive em relação à RAP dos módulos associados às DIT de uso exclusivo das distribuidoras.

Aceito parcialmente




33 COPEL Parcela Variável

139. [...] não pode um evento futuro, seja baixa de ativo, aplicação de penalidades, PV, afetar um direito adquirido, líquido e certo, das transmissoras, sob pena de se ferir o princípio da legalidade, proporcionalidade, razoabilidade, dentre outros.

Não aceito


34 COPEL BRR

144. [...] a baixa de um ativo da BRR não pode implicar na perda do direito ao recebimento do valor definido em Lei. O § 2º do Art. 15 da Lei nº 12.783/2013, associada ao Capítulo IV do Decreto nº 7.805/2012, confere às transmissoras o direito ao recebimento dos valores homologados, não devendo ser consideradas as questões fáticas futuras relacionadas ao ativo, como, por exemplo, se ele for baixado antes de decorrido o seu tempo de vida útil! 146. De acordo com o § 27 do Proret 9.7, no caso de substituição de um ativo baixado, o valor do ativo substituto será reconhecido em parte, uma vez que será descontado do valor do novo ativo a parcela correspondente ao percentual de vida útil remanescente do ativo baixado. Assim, a aplicação da regra prevista no § 27 do Proret de forma concomitante à baixa de ativo, com consequente dedução da BRR do seu respectivo valor homologado, implica em dupla dedução pelo mesmo fato gerador, ficando a transmissora sem receber tanto (i) a parcela do valor homologado previsto no § 2º do Art. 15 da Lei 12.783/2013, como (ii) o montante integral pelo investimento relacionado ao bem substituto. Ou seja, parte do valor a que a concessionaria tem direito a receber fica perdida em duas frentes, sem qualquer justificativa. 148. Nesse cenário, diante da base legal do Valor homologado e do tratamento regulatório dado pelo Proret, resta evidente que o seu recebimento se configura em direito adquirido, líquido e certo, das

Não aceito




concessionárias de transmissão, cuja fruição não pode ser frustrada ou limitada por uma norma infralegal, sendo indevida qualquer revisão do Componente Financeiro, da RAP Econômica ou da BRR em razão de baixa de ativos, que implica na frustração do direito ao recebimento do montante integral do Valor Homologado.

35 COPEL Encargos e

Tributos

153. [...] conforme o procedimento regulatório vigente, a TFSEE e o P&D, devem ser considerados pela ANEEL e incluídos no cálculo da RAP. 154. [...] a ANEEL deve autorizar o Operador Nacional do Sistema (“ONS”) a incluir nos avisos de crédito (“AVC”) e nos avisos de débito (“AVD”) os valores referentes à incidência do PIS/PASEP e da COFINS, conforme alíquotas aplicáveis, necessários para a cobertura destes tributos. Do mesmo modo, necessário deixar claro que as concessionárias de transmissão estão autorizadas a incluir esses tributos na cobrança aos usuários das DIT exclusivas, para os quais o faturamento ocorre sem a interveniência do ONS


36 COPEL WACC


Aceito parcialmente




37 COPEL WACC

157. Outra questão a ser destacada em relação ao arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx é que toda a RAP prevista para o ano de 2013, equivalente à soma das células C39 e D39 constantes nas planilhas individuais das Transmissoras constantes do arquivo acima mencionado, deveria ser remunerada por 4 anos e meio de custo de capital próprio, dado que a RAP do ano de 2013 é vencida desde janeiro de 2013, conforme explicitado nas linhas 21 e 36 das mesmas planilhas do arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx. A metodologia adotada para os demais anos (2014, 2015, 2016 e primeiro semestre de 2017) reforça ainda mais a adequação desse entendimento. 158. Sendo assim, toda a RAP de 2013 deveria ser remunerada durante 5 meses e 9 dias pelo custo de capital próprio do Primeiro Período e, durante 4 anos e 21 dias pelo custo de capital próprio do Segundo Período.


38 COPEL Atualização monetária

165. Assim, como o fim de observar os 54 meses de atualização, necessário se faz considerar a variação do IPCA, ou (i) do período de 01 de dezembro de 2012 a 31 de maio de 2017, para manter esta data considerada na Nota Técnica; ou (ii) do período de 31.12.2012 a 31 de junho de 2017.

Não aceito




39 COPEL Pagamento

da RAP

169. [...] solicitamos, inicialmente, que o repasse tarifário das indenizações seja concatenado com a data dos processos tarifários das concessionárias. Na impossibilidade de concatenação do incremento da TUST com os processos tarifários de cada distribuidora, entendemos, também, de fundamental importância a cláusula presente no aditivo ao contrato de concessão (subcláusula sexta, cláusula sexta), a qual trata da inclusão de eventuais previsões na Parcela A (VPA). 170. Deste modo, é importante que o regulador tenha e efetivamente utilize mecanismos no intuito de neutralizar ou, ao menos, atenuar o impacto da RBSE sobre a geração de caixa das distribuidoras já a partir dos próximos processos tarifários.

Aceito




40 CTEEP Compensação

de tributos

35. Deste modo, com base no que foi até aqui exposto, a proposta da CTEEP é que o montante relativo à compensação tributária seja reconhecido como BRR adicional (“Componente Tributário”), a ser paga seguindo o mesmo cronograma e metodologia de pagamento da RAP relativa aos ativos do RBSE/RPC (que estão compostas pelo “Componente Financeiro1” e “Componente Econômico2”). Deste modo, teríamos uma RAP com 3 componentes: Componente Econômico, Componente Financeiro e Componente Tributário. 39. Diante disso, resta cabalmente demonstrada a necessidade de que os tributos sejam acrescidos tanto à parcela de remuneração como à parcela de depreciação, em estrito cumprimento do comando da Portaria MME nº 120/2016 e não somente sobre parte da remuneração econômica conforme exposto na Nota Técnica, cujo item III.1.1.2 precisa ser revisto.

Não aceito


41 COPEL WACC

52. [...] na forma explicitada na Nota Técnica, é utilizada a WACC sobre o montante homologado para se definir a RAP a ele associada; remunerando, com o custo de capital próprio somente a RAP do período entre Janeiro de 2013 e Junho de 2017, se desvirtuando da intenção e orientação da Portaria MME nº 120/2016. 53. Não se pode ignorar o fato de que, de acordo com a Portaria MME nº 120/2016, o Valor Homologado somente passará a compor a Base de Remuneração Regulatória no processo tarifário de 2017. Assim sendo, o montante integral do Valor Homologado, a compor essa base, deve ser remunerado, desde a sua data base, até Junho de 2017, pelo custo de capital próprio, conforme comando expresso no § 3º da Portaria MME nº 120/2016, cuja interpretação é direcionada pelo exposto na Nota Técnica nº 22/2016-ASSEC/GM-MME. E, somente sobre o montante resultante dessa remuneração sobre o Valor Homologado, é que se definiria a RAP a ele associada, passando a utilizar a WACC antes de impostos para sua remuneração, tal como dispõe o § 4º da Portaria MME nº 120/2016.

Não aceito




42 CTEEP WACC

54. [...] a Nota Técnica carrega, ainda, outro vício quando da utilização do custo de capital (tanto o custo de capital próprio como o custo médio ponderado de capital) depois de impostos, na contramão da orientação prevista no § 1º do Art. 1º da Portaria MME nº 120/2016. Como premissa básica, a regulamentação determina que para assegurar a remuneração adequada ao capital investido na concessão, é necessário realizar o citado acréscimo, o qual consiste em dividir o custo de capital por denominador equivalente a (1-T), sendo T a alíquota marginal de tributos de 34%. Assim, sempre que for determinada a aplicação do custo de capital, este deve considerar o gross up de tributos, conforme detalhadamente explicitado no item III.3 destas Contribuições. 62. Nesse cenário, conforme parecer emitido pela FIA, que integra estas Contribuições, para se garantir o recebimento integral do Valor Homologado são necessárias alterações na Nota Técnica da ANEEL, com a adoção das seguintes medidas: (i) Compensação integral pelas diferenças entre BRR (e suas amortizações ou QRR) e o valor residual contábil dos ativos (e sua depreciação), conforme pleito exposto no item III.1 destas Contribuições; (ii) Aplicação do custo de capital próprio sobre toda a BRR até 30.06.2017 e não somente para as parcelas vencidas, conforme requerido no item III.2; (iii) Aplicação do WACC, com gross up, ou, antes de tributos, a partir de 01.07.2017. 63. Se, não obstante todas as demonstrações acima expostas, a ANEEL, por absurdo, indeferir o pleito exposto no item (i) do parágrafo acima, requer-se, adicionalmente ao deferimento dos itens (ii) e (iii) que, pelo menos, o custo de capital próprio, antes de tributos, seja aplicado sobre a BRR entre 01.01.2013 até 30.06.2017. Ou seja, nesta hipótese, o custo de capital próprio utilizado deve ser dividido por (1-T), sendo T a alíquota de 34%.

Não aceito




43 CTEEP WACC

74. Deste modo, a regulamentação da Portaria MME nº 120/2016, no que se refere à forma de pagamento dos valores relacionados aos ativos RBSE/RPC deve prever (i) que a WACC a ser definida no próximo processo de revisão tarifária da CTEEP, a ocorrer em Julho de 2018, deve ser aplicada sobre os valores homologados dos ativos RBSE/RPC a partir de 1º de Janeiro de 2013 e (ii) que a WACC provisória a ser utilizada até 30 de Junho de 2018, deve ser aquela definida no processo de revisão tarifária anterior da respectiva concessionária (2º Ciclo), ou seja, 7,24% a.a.

Não aceito


44 CTEEP Pagamento

da RAP

84. Assim, exclusivamente para fins de alocação da RAP por unidade modular, o rateio deveria levar em consideração a depreciação média do módulo, devendo ser feito com base no VBR, de forma a diferenciar o mesmo tipo de módulo, entre o mais novo e o mais antigo. 85. Diante de todo o acima exposto, dentre os métodos apresentados na Nota Técnica, o que se mostra mais adequado, para fins de alocação da RAP por unidade modular, é o rateio com base no VBR (Método 2).

Não aceito

Conforme Resolução Normativa nº 729/2016, o pagamento de uma receita no segmento de transmissão está associado à plena disponibilização das instalações e o objetivo da proposta submetida à AP é garantir a aplicação da PV de forma uniforme ao longo de toda a vida do ativo. O rateio pelo valor depreciado (VBR), conforme pleito, não resultaria em adequado incentivo à cobrança de Parcela Variável, visto que os ativos pouco depreciados, cujo rateio implicaria em maiores receitas, tendem a apresentar menores taxas de falha, enquanto aqueles mais depreciados teriam uma receita associada muito baixa, resultando em ínfimos valores de PV. Isso acabaria por neutralizar o mecanismo de incentivo à qualidade. Finalmente, cabe esclarecer que a exclusão dos módulos 100% depreciados visa garantir, apenas, que não haja cobrança em duplicidade ao usuário da rede de transmissão, o que explica a escolha do Método 2 definida na NT 336/2016-SGT/ANEEL.



45 CTEEP Pagamento

da RAP

89. Uma vez definida a RAP (Componente Financeiro e Componente Econômico) associada ao Valor Homologado, deve ser garantido às transmissoras o faturamento desta, ininterruptamente, desde julho de 2017, de forma a viabilizar o seu recebimento integral no prazo previsto na Portaria MME nº 120/2016. Do contrário, haverá a frustração do seu direito ao recebimento integral do Valor Homologado, o que não se pode admitir, sob pena de ferir os princípios da hierarquia das normas, da legalidade, da segurança jurídica, da razoabilidade, dentre outros. 90. Sendo assim, a ANEEL deve deixar claro no processo da AP nº 068/2016 que o início do faturamento da RAP associada ao Valor Homologado deve ser em Julho de 2017, sem qualquer adiamento, inclusive em relação à RAP dos módulos associados às DIT de uso exclusivo das distribuidoras.

Aceito parcialmente




46 CTEEP Parcela Variável

95. Com base no exposto acima, deve-se prever que a receita associada aos Valores Homologados não deve servir de base para fins de aplicação da Parcela Variável (“PV”) e demais disposições da Resolução ANEEL nº 729/2016 e/ou das penalidades previstas na Resolução nº 63/2004, ou em qualquer outro normativo, uma vez que esses valores não devem sofrer deduções dessa natureza, sob pena de violação de direito garantido por Lei. 96. No que diz respeito ao montante que integra o Componente Financeiro, dada sua natureza de pagamento futuro de parcelas vencidas no período de 2013 a Junho de 2017, este se reveste das mesmas características da Parcela de Ajuste (“PA”) prevista no Contrato de Concessão, sendo imperativo que lhe seja conferido o mesmo tratamento da PA, evitando-se quaisquer deduções sobre esse valor. Essa linha de entendimento é inclusive utilizada na Nota Técnica, quando propõe que a redução de valores relacionada a baixa de ativos seja efetuada via PA (§ 94 da Nota Técnica).

Não aceito




47 CTEEP BRR

103. [...] diante da base legal do Valor homologado e do tratamento regulatório dado pelo PRORET, resta evidente que o seu recebimento se configura em direito adquirido, líquido e certo, das concessionárias de transmissão, cuja fruição não pode ser frustrada ou limitada por uma norma infralegal, sendo indevida qualquer revisão do Componente Financeiro, da RAP Econômica ou da BRR, em razão de baixa de ativos, dado que implicaria na frustração do direito ao recebimento do montante integral do Valor Homologado.

Não aceito


48 CTEEP Encargos e

Tributos

83. Para esse fim, é imperativo que as alíquotas de PIS e COFINS, bem como a taxa de fiscalização (“TFSEE”), que hoje é de 0,4% sobre a receita bruta, e o percentual de 1% relativo à Pesquisa e Desenvolvimento (“P&D”), sejam considerados para a definição da RAP faturada. 85. Além disso, a ANEEL deve autorizar o Operador Nacional do Sistema (“ONS”) a incluir nos avisos de crédito (“AVC”) e nos avisos de débito (“AVD”) os valores referentes à incidência do PIS/PASEP e da COFINS, conforme alíquotas aplicáveis, necessários para a cobertura destes tributos. Do mesmo modo, necessário deixar claro que as concessionárias de transmissão estão autorizadas a incluir esses tributos na cobrança aos usuários das DIT exclusivas, para os quais o faturamento ocorre sem a interveniência do ONS.




49 CTEEP WACC


Aceito parcialmente


50 CTEEP WACC

88. Outra questão a ser destacada em relação ao arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx é que toda a RAP prevista para o ano de 2013, equivalente à soma das células C39 e D39 constantes na planilha CTEEP do arquivo acima mencionado, deveria ser remunerada por 4 anos e meio de custo de capital próprio, dado que a RAP do ano de 2013 é vencida desde janeiro de 2013, conforme explicitado nas linhas 21 e 36 da mesma planilha CTEEP do arquivo ModeloRBSE_AP.xlsx. A metodologia adotada para os demais anos (2014, 2015, 2016 e primeiro semestre de 2017) reforça ainda mais a adequação desse entendimento. 89. Sendo assim, toda a RAP de 2013 deveria ser remunerada durante 5 meses e 9 dias pelo custo de capital próprio do Primeiro Período e, durante 4 anos e 21 dias pelo custo de capital próprio do Segundo Período.


51 CTEEP Atualização monetária

96. Assim, como o fim de observar os 54 meses de atualização, necessário se faz considerar a variação do IPCA, ou (i) do período de 01 de dezembro de 2012 a 31 de maio de 2017, para manter esta data considerada na Nota Técnica; ou (ii) do período de 31.12.2012 a 31 de junho de 2017.

Não aceito




52 SINERGIA Custos

Operacionais

- Discutir com a sociedade, em audiência pública: o que é eficiência no setor elétrico, a sua relação com a modicidade tarifária e o lucro das concessionárias. - A agência reguladora deve manter controle de acidentes (resultantes ou não em morte) nas atividades de transmissão e geração de energia elétrica; - A agência reguladora ao incentivar a redução de custos deve ter a responsabilidade de fiscalizar as concessões e os contratos das transmissoras com terceiras para evitar acidentes e mortes no setor.

Não aceito

Nesse momento, não se discute alteração nos custos operacionais eficientes atribuídos às concessionárias prorrogadas, apenas a aplicação do disposto da PRT 120/2016. Desse modo, o assunto foge do escopo da AP 68/2016 e deverá ser discutido em Audiência Pública específica que tratará acerca da metodologia de revisão tarifária das concessionárias de transmissão, em especial no tema: Custos Operacionais.



53 CPFL Energia Pagamento

da RAP

O Grupo CPFL Energia propõe que os valores do custo adicional da RAP das transmissoras prorrogadas, sejam concatenados com a data dos próximos processos tarifários das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Aceito parcialmente





da RAP

Adicionalmente, o Grupo CPFL Energia propõe que os valores do custo adicional da RAP das transmissoras prorrogadas, por isonomia, não sejam arcados pelo segmento geração. [...] Na proposta da CPFL, os empreendimentos de geração abarcados pela então REN nº 117/2004 (conforme regras da REN nº 559/2013) e REN nº 267/2007 seriam excluídos de participação no pagamento dessa indenização, mantendo uma coerência frente a variações extraordinárias e inesperadas dos parâmetros de cálculo da TUST.

Não aceito

Não se trata de indenizações, mas de inclusão de ativos à BRR das concessionárias, de modo a compor o custo do sistema de transmissão. Desse modo, entende-se que os geradores que possuem tarifas estabilizadas devem ter impactos pelo adicional de RAP, a partir do momento previsto para o recálculo da suas TUST. Para os novos geradores, a TUST será calculada considerando este novo patamar de receita, entendendo que dessa forma, este custo possa ser refletido nos novos contratos de energia. Para os geradores cotistas cujo fornecimento se destina exclusivamente ao ACR há mecanismos de repasse desses custos aos valores das cotas de garantia física de energia, de modo que não há motivação para afastar o risco de volatilidade tarifária destes geradores por meio da estabilização tarifária vigente.


da RAP

Conforme ampla divulgação, existe um pagamento de indenizações realizado a maior para as transmissoras via CDE totalizando o montante de R$ 575 milhões. O Grupo CPFL Energia propõe que seja realizado um encontro de contas dos valores de indenizações a receber e a devolver das 8 transmissoras, de forma que os R$ 10,5 bilhões a serem recebidos no ano de 2017 pelas transmissoras envolvidas no erro seja abatido dos R$ 575 milhões que elas receberam a maior em 2015.

Não aceito

O §2º da Lei nº 12.783/2013 facultou ao Poder Concedente a forma de pagamento dos ativos RBSE/RPC. Nesse sentido, a Portaria nº 120/2016 definiu que o custo de capital (remuneração + depreciação) associado aos valores não depreciados dessas instalações deverá ser adicionados às RAPs das concessionárias de transmissão, afastando, desse modo, o caráter de indenização dos ativos. Portanto, é entendimento da SGT que a RGR não poderá ser utilizada para reduzir os valores apurados pela ANEEL no âmbito da mencionada Portaria.

56 CEEE BRR

1. A Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica - CEEEGT[...] identificou equívoco nos valores relativos aos Bens Totalmente Depreciados e à Base de Remuneração Bruta da CEEE-GT, ambos componentes que subsidiam o cálculo do Custo de Capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida – RAP desta Transmissora. [...] contatou-se a Superintendência de Fiscalização Econômica Financeira – SFF/ANEEL, através de correspondência eletrônica datada de 8 de novembro de 2016, no qual acordou-se a retificação dos valores de Bens Totalmente Depreciados (4) alterando o montante de R$ 392.237.880,26 para R$ 316.295.940,40 e Base de Remuneração Bruta (5) de R$ 2.181.747.445,68 para R$ 2.257.689.385,54

Não aceito

Esse tema será tratado especificamente no processo de fiscalização que aprovou o resultado final da Base de Remuneração da concessionária. Eventuais alterações serão adequadamente incluídas no cálculo final da receita associada à Portaria nº 120/2016.



57 ABIAPE Pagamento

da RAP

A Associação entende ser mais justo e eficiente, além de juridicamente seguro, que o custo com as indenizações seja repassado diretamente ao consumidor, evitando criar condições propícias à judicialização e o repasse assimétrico (em detrimento do mercado livre) desse custo entre os consumidores. Dessa forma, a ABIAPE sugere que as Tarifas de Uso de Sistema de todos os geradores, sem exceção, sejam protegidas dos efeitos das indenizações.

Não aceito

Não se trata de indenizações, mas de inclusão de ativos à BRR das concessionárias, de modo a compor o custo do sistema de transmissão. Desse modo, entende-se que os geradores que possuem tarifas estabilizadas devem ter impactos pelo adicional de RAP, a partir do momento previsto para o recálculo da suas TUST. Para os novos geradores, a TUST será calculada considerando este novo patamar de receita, entendendo que dessa forma, este custo possa ser refletido nos novos contratos de energia. Para os geradores cotistas cujo fornecimento se destina exclusivamente ao ACR há mecanismos de repasse desses custos aos valores das cotas de garantia física de energia, de modo que não há motivação para afastar o risco de volatilidade tarifária destes geradores por meio da estabilização tarifária vigente.

58 VINCI

Equities WACC

Concluímos que a estrutura de capital regulatória utilizada no cálculo dos WACC aplicados se mostrou inatingível durante o período entre dezembro de 2012 e junho de 2017, tendo as empresas que financiar toda base de ativos com capital próprio. A proposta da ANEEL penaliza as empresas por fato não causado ou gerenciável por elas, resultando em retorno para o acionista menor do que seu custo de capital. A alteração dos pesos das fontes de financiamento, como sugerida nessa contribuição, durante o período em questão, corrige essa distorção, estando, ainda, em acordo com a fundamentação do MME para a elaboração da portaria.

Não aceito




58 VINCI

Equities Compensação

de tributos

Concluímos que as diferenças apontadas entre depreciação regulatória e fiscal, se não corrigidas, levarão a um retorno significativamente menor do que o custo de capital e não preservarão o valor homologado dos ativos da RBSE, considerando a diferença relevante entre o saldo atualizado e o histórico. Em se tratando de uma definição inicial da RAP e considerando que o atraso na conclusão desse processo fez crescer de forma expressiva a diferença apontada, não se pode aceitar que isto vire um ônus para as concessionárias.

Não aceito


59 VINCI

Equities Compensação

de tributos

Ainda, a Portaria 120/2016 determina acréscimo de tributos à parcela de depreciação levando-se em conta a “legislação societária”, o que não foi seguido pela proposta apresentada na nota técnica. Pela legislação societária, a parcela de depreciação que é reconhecida na receita sem a contrapartida da depreciação fiscal é tributada pela alíquota marginal aplicável às concessionárias em questão, de 34%.

Não aceito




60 VINCI

Equities Parcela Variável

A opção do Poder Concedente de transferir a obrigação à receita de transmissão tem de se mostrar neutra, não impondo perdas ou ganhos aos concessionários. Caso o valor residual dos ativos não virasse receita operacional, por exemplo, não se falaria em deduções, tampouco em baixa de ativos. A opção por transferir esse fluxo à receita deve resultar em um fluxo que, remunerado ao custo de capital pertinente, se traduza em valor presente líquido neutro em relação ao valor à vista do ativo. Eventuais baixas de ativos resultarão em um menor fluxo, que não remunerará adequadamente os valores residuais calculados e homologados pela agência. Deduções aplicáveis a receitas operacionais normais, como a já citada PV, entre outras, como encargos, também terão o mesmo resultado.

Não aceito




61 EDP Pagamento

da RAP

[...] sugere-se que a ANEEL adote medidas que evitem que as distribuidoras tenham de suportar esse aumento de custos provocado pela Portaria MME nº 120/2016 sem a devida cobertura tarifária.

Aceito




62 EDP WACC

Nesse contexto, a ANEEL deve revisar os parâmetros do custo de capital a ser considerado na definição da parcela indenizatória. Portanto, é necessário alterar a composição de custo de capital a ser utilizado na definição da parcela indenizatória a compor a RAP, de maneira a não incluir prêmios de risco que não estão relacionadas à questão de pagamento de indenização.

Não aceito

A adoção do WACC vigente para cálculo da parcela de remuneração que compõe o custo de capital foi estabelecido no § 2º do art. 1º da Portaria 120/2016. Além disso, a taxa do custo de capital próprio, para remuneração do custo de capital não incorporado desde 2013, foi estabelecida no §3º do mesmo artigo: § 2º As parcelas de remuneração e depreciação serão definidas considerando as metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL, e [...]. § 3º O custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário, estabelecido no § 1º, deverá ser atualizado e remunerado pelo custo do capital próprio, real, do segmento de transmissão definido pela ANEEL nas metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes. Desse modo não é possível nesse momento, qualquer alteração da regra vigente, já que isso fere ao disposto na mencionada Portaria.

63 ATHENA Capital

WACC

Entendemos que as taxas de remuneração da parcela da RAP não incorporada do período 2013 a 2017, tanto para composição do ativo financeiro quanto para cálculo da anuidade regulatória, devem ser antes de impostos e não após impostos como sugerido da Nota Técnica nº 336/2016.

Não aceito


64 Conselho de

Consumidores CEMIG

Pagamento da RAP

[...] um ponto que queremos sugerir seria a possibilidade de aumento do prazo de oito anos para remuneração do capital previsto no decreto 120/2016, de forma que o impacto nas tarifas seja mais atenuado.

Não aceito O prazo de 8 anos está estabelecido no § 4º do art. 1 da Portaria nº 120/2016. Sua alteração foge da competência da ANEEL.



65 ELEKTRO BRR

O fato de as baixas e depreciação entre jan/2013 a jun/2017 não serem consideradas no cálculo gera uma valoração a maior não somente do custo de capital considerado como um financeiro a ser devolvido em 8 anos, como também da remuneração que entra na RAP para o ciclo tarifário de 2017-2018, que não condiz com a realidade atual dos ativos de transmissão. Isso também gera uma distorção no momento do rateio da RAP por unidade modular, proposta no item III.4 da Nota Técnica 336/2016, pois de acordo com o Método 3 sugerido como o mais indicado para a realização do rateio, o mesmo se daria com a exclusão dos ativos totalmente depreciados e divisão de forma proporcional ao VNR dos ativos restantes em cada módulo. Isso posto, a sugestão é de que seja realizado um novo laudo de avaliação dos ativos das concessionárias de transmissão antes da aplicação do disposto Portaria MME nº 120/2016 no processo tarifário de 2017, de forma que o cálculo seja feito com base na realidade dos ativos, evitando recálculos no futuro que prejudicam a previsibilidade dos componentes que compõem a tarifa do consumidor final.

Aceito parcialmente

Os valores serão provisórios até que os laudos de avaliação sejam atualizados. Considerando que o laudo de avaliação teve a data-base definida em dezembro de 2012, e sua atualização não é possível nesse momento, o mais adequado é que seja feito no momento da revisão tarifária periódica, que será realizada em 2018, quando ocorrerá ampla discussão acerca da Base de Remuneração Regulatória das transmissoras.



66 ENEL Pagamento

da RAP

Entende-se que essa inclusão antecipada de estimativa dos custos de transmissão não deve ser restrita somente para quem assinar o novo aditivo, pois o impacto sentido no caixa das distribuidoras não é função da decisão ou não de aderir ao novo contrato. Observa-se também que o impacto financeiro às distribuidoras é de magnitude que causaria desequilíbrio econômico e financeiro de seus Contratos de Concessão e justificaria o acionamento da cláusula contratual de Revisão Tarifária Extraordinária, como foi feito em 2015 por conta do aumento expressivo da Involuntária ao Mercado de Curto Prazo – MCP, quota de CDE e outros. Vale dizer que esse custo será repassado ao consumidor, atualizado pela Selic, no reajuste de 2018. Além disso, também em 2018 será incluído no reajuste dos consumidores custo de transmissão mais elevado. Assim, entende-se que para o consumidor também é mais prudente que seja elevada a tarifa em 2017, de forma que todo impacto não seja refletido somente no ano 2018. [...] Dessa forma, solicita-se que haja inclusão antecipada de estimativa dos custos de transmissão nos reajustes de 2017.

Aceito




67 ENEL Pagamento

da RAP

Dessa forma, solicita-se que sejam revistas as penalidades e regras de contratação do MUST estabelecidas na Resolução Normativa nº 666/2015, para as distribuidoras que assinarem o aditivo, de forma a reequilibrar a equação econômico-financeira das distribuidoras.

Não aceito A contribuição foge do escopo da AP 68/2016.

68 Nucleo Capital

WACC

Nossa visão é de que, ao proceder dessa forma, está havendo uma discriminação de tratamento a ativos que deveriam ter exatamente o mesmo tratamento a partir de estarem atualizados para a data base de 1 de junho de 2017. Qual seja: aplicar a remuneração prevista que é o WACC real antes de impostos, de 10,06%. Somente o fato de um ativo ser denominado de “ativo financeiro” pelo fato de ter havido atraso em seu pagamento e o outro ser denominado “ativo econômico” (o não atrasado) não deveria fazer com que houvesse qualquer diferenciação de tratamente entre eles. Afinal de contas, o atraso nem mesmo foi por culpa das transmissoras. E trata-se apenas de uma diferença de semântica (de como será “denominado” o ativo em questão para ser remunerado). Mas são ativos para serem remunerados a partir exatamente da mesma data e deveriam ter exatamente o mesmo tratamento para haver isonomia e o adequado (pela regra das revisões tarifárias) é o de usar o WACC real antes de impostos.

Não aceito




69 ABRACE Legislação aplicável

(i) ressalta que a Portaria MME nº 120/2016 apenas estabelece diretrizes para o cálculo da componente da RAP a ser incluída a título de pagamento de indenização, devendo a Aneel, na regulamentação desse ato, observar toda a alteração do modelo setorial promovida pela Medida Provisória nº 579, confirmada posteriormente pela Lei nº 12.783/2013; (ii) solicita a redefinição dos ativos passíveis de indenização, de maneira a considerar a amortização alcançada no período em que as concessões de transmissão foram prorrogadas nos termos da Lei nº 9.074/1995;

Não aceito

A Lei nº 12.783/2013 definiu, no §2º do art. 15, que "Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5o do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel". Em 13 de agosto de 2013, foi publicada a Portaria nº 267 que atribuiu à ANEEL a realização dos "estudos para a definição do Valor Novo de Reposição - VNR relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000". A forma em que se daria o pagamento seria definida, conforme art. 2º dessa Portaria, em diretrizes complementares do MME. Finalmente, em 20 de abril de 2016, foi publicada a Portaria nº 120 que estabeleceu a forma e prazo de pagamento dos valores tratados nos dispositivos acima mencionados, definindo a inclusão da base líquida homologada pela ANEEL à BRR das concessionárias de transmissão. Assim, não cabe à ANEEL alteração dos dispositivos legais que trataram sobre a matéria em tela, já que a Lei não facultou à Agência a forma de pagamento dos ativos. O comando legal é claro no sentido de se quantificar o valor dos ativos não depreciados e, nesse sentido, não é possível incluir, nesse cálculo, eventuais valores amortizados durante a vigência do Contrato de Concessão entre 2001 e 2015. O regulamento da ANEEL que definiu as regras para apuração da BRR, REN 589/2013, bem como a proposta de regulamentação do custo de capital que será adicionado às RAPs respeitaram os dispositivos vigentes, o que é uma é obrigação da Agência Reguladora, portanto, a presente contribuição foge do escopo da Audiência Pública nº 68/2016 e da competência da ANEEL e não pode ser reconhecida.



70 ABRACE BRR

(iii) chama a atenção para o fato de que os cálculos realizados pela Aneel conduzem a patamar de receita superior àquele que seria verificado caso não houvesse a antecipação do termo final da concessão, contrariando, desta forma, o propósito da Lei nº 12.783/2013;

Não aceito

De forma resumida, o cálculo visa definir a receita das concessionárias de transmissão a partir da movimentação da BRR ao longo do período, a partir da base líquida dos ativos. Propõe-se, desse modo, reconstituir a receita devida e não paga entre 2013 e 2017 utilizando-se os parâmetros e regras definidos na metodologia de revisão tarifária das concessionárias de transmissão. Esse comando está estabelecido na Portaria nº 120/2016 e subsidiou toda a regra proposta na AP 68/2016. A contribuição apresentada pela Associação carece de atenção quanto à referência dos preços das parcelas de receita utilizadas na comparação. Os valores apresentados na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL já estão referenciados à data-base de junho de 2017, enquanto a alegada receita que teria deixado de ser paga às transmissora referencia-se à data de junho de 2014 (conforme os próprios cálculos da ABRACE apresentados na contribuição). Desse modo, ao considerá-las na mesma referência de preços, nota-se que estas estão em patamar equivalente. Finalmente, faz-se necessário observar que os processos de fiscalização das Bases de Remuneração ainda estão em andamento na ANEEL, sendo que os resultados definitivos serão considerados quando do cálculo tarifário, em julho de 2017.



71 ABRACE Atualização monetária

(iv) propõe a alteração da referência temporal a ser adotada para correção dos valores de indenização, não só em razão da demora das concessionárias de transmissão na apresentação dos laudos de avaliação de ativos, mas sobretudo por força da Lei nº 12.783/2013, que veda a inclusão de parcela indenizatória na RAP enquanto a empresa não apresentar as “informações necessárias” ao cálculo das indenizações;

Não aceito

A Lei nº 12.783, de janeiro de 2013, definiu, no §2º do art. 15, que "Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, [...] o valor relativo aos ativos considerados não depreciados[...]". Foi a Portaria nº 267/2013, publicada em agosto de 2013, que definiu a competência da ANEEL para realização dos estudos para definição do VNR. Previa, ainda, a publicação de diretrizes complementares do MME para definição da forma e prazo de pagamento desses ativos. Em dezembro de 2013, a ANEEL publicou a REN 589/2013, que apresentou a metodologia para o cálculo do VNR. A REN 589 estabeleceu prazo para entrega do cronograma de elaboração dos laudos de avaliação. No entanto, apenas em abril de 2016 foi publicada a Portaria nº 120, com a forma e prazo de pagamento dos valores tratados nos dispositivos acima mencionados, definindo a inclusão da base líquida homologada pela ANEEL à BRR das concessionárias de transmissão. Assim, embora tenham ocorridos atrasos na entrega do laudo, não haveria cálculo tarifário por parte da ANEEL em data anterior à publicação da Portaria nº 120/2016, que definiu, inclusive, a data de julho de 2017 para início do pagamento dessas receitas adicionais. Desse modo, não cabem ajustes na atualização monetária proposta na metodologia submetida à AP.



72 ABRACE WACC

(v) destaca a necessidade de alterar o patamar de custo de capital a ser utilizado na definição da parcela indenizatória a compor a RAP, de maneira a não incluir prêmios de risco que não estão relacionadas à questão de pagamento de indenização;

Não aceito

A adoção do WACC vigente para cálculo da parcela de remuneração que compõe o custo de capital foi estabelecido no § 2º do art. 1º da Portaria 120/2016. Além disso, a taxa do custo de capital próprio, para remuneração do custo de capital não incorporado desde 2013, foi estabelecida no §3º do mesmo artigo: § 2º As parcelas de remuneração e depreciação serão definidas considerando as metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes, aprovadas pela ANEEL, e [...]. § 3º O custo de capital não incorporado desde as prorrogações das concessões até o processo tarifário, estabelecido no § 1º, deverá ser atualizado e remunerado pelo custo do capital próprio, real, do segmento de transmissão definido pela ANEEL nas metodologias de Revisão Tarifária Periódica das Receitas das Concessionárias Existentes. Desse modo não é possível nesse momento, qualquer alteração da regra vigente, já que isso fere ao disposto na mencionada Portaria.

73 ABRACE WACC

(vi) pondera que, no cálculo da parcela financeira, deve ser aplicada taxa de capital próprio somente sobre a componente “remuneração do capital” que deixou de ser incluída na RAP das concessionárias de transmissão após a prorrogação das concessões;

Não aceito

O § 1º do art. 1º define o custo de capital como a soma das parcelas de remuneração e depreciação. Portanto, quando é definida no § 3º do mesmo artigo a remuneração e atualização do custo de capital não incorporado desde a prorrogação das concessões, não resta dúvida que estas devem aplicar-se sobre as duas parcelas e não, apenas, sobre a remuneração do capital.

74 ABRACE Pagamento

da RAP

(vii) sugere que as tarifas de uso aplicadas às usinas hidrelétricas que não tiveram suas concessões renovadas nos termos da Lei nº 12.783/2013 sejam, na parcela de garantia física comprometida com cotas de energia do ACR, desestabilizadas, dada a existência de previsão contratual de reajuste da receita desses geradores para cobertura de variações do custo de transmissão;

Não aceito

Os prazos de estabilização tarifária para geradores foram amplamente discutidos na audiência pública nº 040/2013 que resultou na REN nº 559/2013. Em síntese, buscou-se à época atrelar a variação dos custos de transmissão aos prazos dos contratos de energia dos geradores.

75 ABRACE Pagamento

da RAP

[...] a Abrace sugere que a Aneel crie grupo de trabalho para estudar a alocação mais eficiente do custo financeiro a partir da consideração não apenas os efeitos distributivos diretos da sua alocação, mas também os benefícios econômicos da redução do custo de energia elétrica para o setor produtivo.

Não aceito A contribuição foge do escopo da AP 68/2016.



76 ABRACE Pagamento

da RAP

(viii) solicita que a Aneel, quando da realização do cálculo da parcela indenizatória em junho de 2017, leve em consideração os valores que serão devolvidos à RGR pela Eletrobras por força do Despacho Aneel nº 2.585/2016 e do Acordão nº 2.736/2016 do Tribunal de Contas da União – TCU; (ix) sugere que os valores a serem pagos às empresas controladas pela Eletrobras – Furnas, Chesf, Eletrosul e Eletronorte – a título de indenização sejam reduzidos para compensar as retiradas indevidas de recursos da RGR por parte da Eletrobras. (x) requer que a Aneel, no cálculo da componente financeira do adicional de RAP, observe os efeitos da má gestão da RGR pela Eletrobras no nível de indenização não paga, pois o saldo da RGR em 31 de dezembro de 2012 deveria ser maior caso não a gestão desse fundo fosse adequada.

Não aceito

O §2º da Lei nº 12.783/2013 facultou ao Poder Concedente a forma de pagamento dos ativos RBSE/RPC. Nesse sentido, a Portaria nº 120/2016 definiu que o custo de capital (remuneração + depreciação) associado aos valores não depreciados dessas instalações deverá ser adicionados às RAPs das concessionárias de transmissão, afastando, desse modo, o caráter de indenização dos ativos. Portanto, é entendimento da SGT que a RGR não poderá ser utilizada para reduzir os valores apurados pela ANEEL no âmbito da mencionada Portaria.



77 PROTESTE Legislação aplicável

3- [...] durante os últimos 30 anos não houve controle eficaz dos bens reversíveis vinculados aos contratos de concessão, que deveriam ser considerados frente aos ganhos obtidos pelas empresas em decorrência da exploração de todo o acervo de bens vinculados às concessões. Sendo que, durante anos os contratos de concessão sofreram reajustes que levaram a aumentos injustificados na tarifa cobrada dos consumidores, conforme atestou o relatório do Tribunal de Contas da União. 4 - [...] A vantagem de ter os contratos renovados deve ser considerada para o equilíbrio econômico financeiro, evitando prejuízos para o poder concedente e para os consumidores. 7 - Finalizamos a presente manifestação, lembrando ainda que cabe a ANEEL, nos termos do art. 37 da Constituição Federal, em cumprimento aos princípios da legalidade, moralidade e eficiência estabelecer mecanismos para alcançar o equilíbrio econômico financeiro dos contratos e não simplesmente criar mecanismos que permitam somente repassar custos aos usuários dos serviços onerando ainda mais o valor das tarifas.

Não aceito

A Lei nº 12.783/2013 definiu, no §2º do art. 15, que "Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionárias que optarem pela prorrogação prevista nesta Lei, nas concessões de transmissão de energia elétrica alcançadas pelo § 5o do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionária e reconhecidos pela Aneel". Em 13 de agosto de 2013, foi publicada a Portaria nº 267 que atribuiu à ANEEL a realização dos "estudos para a definição do Valor Novo de Reposição - VNR relativo aos ativos considerados não depreciados existentes em 31 de maio de 2000". A forma em que se daria o pagamento seria definida, conforme art. 2º dessa Portaria, em diretrizes complementares do MME. Finalmente, em 20 de abril de 2016, foi publicada a Portaria nº 120 que estabeleceu a forma e prazo de pagamento dos valores tratados nos dispositivos acima mencionados, definindo a inclusão da base líquida homologada pela ANEEL à BRR das concessionárias de transmissão. Assim, não cabe à ANEEL alteração dos dispositivos legais que trataram sobre a matéria em tela, já que a Lei não facultou à Agência a forma de pagamento dos ativos. O comando legal é claro no sentido de se quantificar o valor dos ativos não depreciados e, nesse sentido, não é possível incluir, nesse cálculo, eventuais valores amortizados durante a vigência do Contrato de Concessão entre 2001 e 2015. O regulamento da ANEEL que definiu as regras para apuração da BRR, REN 589/2013, bem como a proposta de regulamentação do custo de capital que será adicionado às RAPs respeitaram os dispositivos vigentes, o que é uma é obrigação da Agência Reguladora, portanto, a presente contribuição foge do escopo da Audiência Pública nº 68/2016 e da competência da ANEEL e não pode ser reconhecida.

nota técnica principal€¦ · nota técnica no 23/2017–sgt/aneel em 16 de fevereiro de 2017....

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