nota técnica nº 382/2012-sre/aneel em 28 de outubro de 2012. · industrialização da energia...

Nota Técnica nº 382/2012-SRE/ANEEL

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

Superintendência de Regulação Econômica – SRE/ANEEL Processo nº 48500.000755/2012-41

Em 28 de outubro de 2012.

Processo: 48500.004640/2012-26 Assunto: Metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das centrais de geração Angra 1 e 2 pertencentes à Eletrobrás Eletronuclear, com vigência a partir de 2013.

I - DO OBJETIVO 1. Apresentar proposta de metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das centrais de geração Angra 1 e 2 pertencentes à Eletrobrás Eletronuclear, com vigência a partir de 2013, bem como os valores definitivos das tarifas praticadas entre Furnas Centrais Elétricas e Eletrobrás Eletronuclear, com vigência nos períodos entre 5 de dezembro de 2009 a 4 de dezembro de 2012. II - DOS FATOS1 II.A. Da Empresa 2. A Lei nº 1.310, de 15 de Janeiro de 1951, criou o Conselho Nacional de Pesquisas e lhe atribuiu a competência para adoção das medidas que se fizessem necessárias à investigação e à industrialização da energia nuclear e de suas aplicações. Por sua vez, o Decreto nº 40.110, de 10 de outubro de 1956, criou a Comissão Nacional de Energia Nuclear – CNEN, que à época ficou responsável por propor as medidas julgadas necessárias à orientação da política geral da energia atômica em todas as suas fases e aspectos. 3. Em 27 de agosto de 1962, a Lei nº 4.118 transformou a CNEN em autarquia e dentro de suas atribuições incluiu a de realizar estudos, projetos, construção e operação de usinas nucleares. O Decreto nº 51.726, de 19 de fevereiro de 1963, aprovou o regulamento da autarquia definindo sua composição, conselhos, patrimônio, pessoal, etc. Conforme a referida Lei, era permitido que a autarquia criasse sociedades anônimas subsidiárias, mediante prévia autorização em decreto do Poder Executivo e desde que com capital votante de no mínimo 51% da CNEN. Adicionalmente, a CNEN passou a incorporar laboratórios, empresas e institutos de pesquisa nuclear (Instituto de Energia Atômica – IEA, Instituto de Engenharia Nuclear – IEN, Sociedade Comercial de Minérios Ltda – SULBA, Indústrias Nacionais de Refinação de

1 Para mais detalhes consultar:

http://www.eletronuclear.gov.br/hotsites/eia/v01_02_caracterizacao.html http://memoria.cnen.gov.br http://www.eletrobras.gov.br

Fls. 2 Nota Técnica nº 382/2012-SRE/ANEEL, de 24 de outubro de 2012



Monazita Ltda – INAREMO, posteriormente a própria ORQUIMA, proprietária das INAREMO, foi adquirida por meio do Decreto nº 57.304, de 22 de novembro de 1965). 4. Em 18 de março de 1964, o Decreto nº 53.735 autorizou o CNEN a constituir a Sociedade anônima subsidiária Companhia de Materiais Nucleares do Brasil – COMANBRA, para efetuar: a lavra, beneficiamento, refino, tratamento químico e comércio dos minérios nucleares de interesse para a produção de energia nuclear, e seus associados; e produzir e comercializar materiais ligados à utilização da energia nuclear.

5. Em 22 de junho de 1967, o Decreto nº 60.890 constituiu um grupo de trabalho especial para instituir um mecanismo de cooperação entre o Ministério das Minas e Energia – MME, e a CNEN, cujo objetivo era o planejamento da utilização de usinas nucleares para fins de produção de energia elétrica e propor o mecanismo de cooperação entre a CNEN e Eletrobrás (Furnas) para a construção e a operação das usinas nucleares que viessem a ser construídas.

6. Destaque-se o Decreto nº 65.160, de 15 de setembro de 1969, promulgou Acordo Geral de Cooperação nos setores da Pesquisa Científica e do Desenvolvimento Tecnológico, firmado com a República Federal da Alemanha.

7. Em 1970, definiu-se que a primeira usina nuclear seria construída em Angra dos Reis, em Itaorna (Portaria 416, de 13 de julho de 1970, do MME autorizou Furnas a construir) e, em 1971, optou-se pela compra de um reator de água pressurizada (PWR) fabricado pela empresa americana Westinghouse em regime de turn-key. Adicionalmente, foi firmado acordo entre Brasil e EUA, o qual garantia o fornecimento de urânio enriquecido em troca de urânio natural brasileiro.

8. A Lei 5.740, de 1º de dezembro de 1971, autorizou a CNEN a criar a sociedade por ações Companhia Brasileira de Tecnologia Nuclear – CBTN, cujos objetivos seriam: desenvolver tecnologia nuclear para tratamento de minérios nucleares e associados para produção de combustível, instalações de enriquecimento de urânio e reprocessamento de elementos combustíveis, componentes de reatores e outras instalações nucleares; promover a gradual assimilação de tecnologia nuclear pela indústria privada nacional; construir e operar as instalações de tratamento de minérios nucleares e seus associados e de enriquecimento de urânio e de reprocessamento de combustíveis irradiados; negociar nos mercados interno e externo, equipamentos, materiais e serviços de interesse da indústria nuclear. Em seguida, 1972, iniciou-se a construção da usina de Angra 1 por Furnas.

9. Em 1973, a CBTN entrou como parte no acordo de cooperação com o Centro de Pesquisa Nuclear de Julich, KFA. Ainda, o DNAEE, em 14 de março de 1973, aprovou o projeto eletromecânico e estabeleceu, como prazo para entrada em operação, o dia 31 de março de 1977. No ano de 1974, os Estados Unidos anunciaram que não poderiam fornecer combustível nuclear para o Brasil e neste mesmo ano Furnas recebe autorização para ampliar o parque gerador nuclear e construir Angra 2. 10. A Lei nº 6.189, de 16 de dezembro de 1974, alterou o modelo vigente, passando a CNEN a exercer o papel de órgão superior de orientação, planejamento, supervisão, fiscalização e de pesquisa científica sobre energia nuclear. Ainda, por esta Lei, a CBTN deixou de ser subsidiária sob controle da CNEN e passou a ser o órgão executor dos processos associados à energia nuclear, definidos pela Lei nº 5.740/1071, art. 1º. A denominação da CBTN foi alterada para Empresas Nucleares Brasileiras Sociedade Anônima – Nuclebrás. Ainda coube ao Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE, na respectiva área de atuação, a fiscalização da operação das usinas nucleoelétricas e a verificação do preenchimento dos requisitos legais e regulamentares, relativos à concessão de serviços de energia elétrica e




ouvida a Eletrobrás quanto à verificação da adequação técnica, econômica e financeira do projeto ao sistema da concessionária, bem como da sua compatibilidade com o plano de instalações necessárias ao atendimento do mercado de energia elétrica. Por sua vez o Decreto nº 75.870, de 13 de junho de 1975, autorizava FURNAS a ampliar a Usina Nuclear Almirante Álvaro Alberto em 1200 MWmédios dando origem a central de geração Angra 3. 11. Ainda, em 1975, o Brasil com base em convênio com a República Federal da Alemanha firma o Acordo Geral sobre Cooperação no Campo dos Usos Pacíficos da Energia Nuclear, em 27 de junho de 1975. Após aprovação do Congresso Nacional, o Decreto nº 76.695, de 1º de dezembro de 1975, promulgou o acordo. Simultaneamente, foi firmado protocolo industrial, complementados por contratos entre as empresas de ambos os países. Assim, alterou-se o projeto para construção de usinas nucleares (Siemens), acordando ainda transferência de tecnologia de enriquecimento de urânio (Livro Branco sobre a Política Nuclear Brasileira). Em 1976, iniciou-se a construção de Angra 2 e Furnas compra os componentes importados das usinas Angra 2 e 3 da empresa alemã Kraftwerk Union (KWU), subsidiária da Siemens A.G..

12. Em 30 de março de 1977, Furnas destacando diversos motivos (dificuldades de acesso ao local de obra, deficiências no suprimento de material e equipamentos, falta de mão de obra, dificuldades de atendimento pela indústria nacional, etc) solicitou prorrogação do prazo para conclusão da obra de Angra 1 para 31 de dezembro de 1978. A Portaria 126/DNAEE, de 16 de maio de 1977, anuiu com a data proposta.

13. Em 29 de dezembro de 1978, Furnas salientando a dificuldade ocasionada por incêndio em almoxarifado da obra solicitou prorrogação do prazo para conclusão da obra de Angra 1 para 15 de outubro de 1979. A Portaria 123/DNAEE, de 14 de maio de 1979, anuiu com a data proposta.

14. Em 6 de dezembro de 1979, Furnas destacando dificuldade na reposição de equipamentos danificados pelo incêndio, modificações no projeto decorrentes de critérios de segurança solicitou prorrogação do prazo para conclusão da obra de Angra 1 para 31 de outubro de 1980. A Portaria 75/DNAEE, de 14 de maio de 1979, anuiu com a data proposta.

15. Em 1980, a responsabilidade pela construção das usinas passou de Furnas para Nuclebrás, Decreto-Lei nº 1.810, de 23 de outubro de 1980, por meio da subsidiária Nuclebrás Construtora de Centrais Nucleares S.A. (NUCON), Decreto nº 85.290, de 23 de outubro de 1980. Furnas receberia as usinas ao término de sua construção. Assim, as unidades 2 e 3, Angra 2 e Angra 3, passaram a ser de responsabilidade da nova empresa, incluindo os financiamentos já assumidos por Furnas, para construção delas, perante instituições financeiras diversas.

16. Em 5 de janeiro de 1981, Furnas ressaltando dificuldade em diversos sistemas da usina e consequentes atrasos solicitou prorrogação do prazo para conclusão da obra de Angra 1 para 31 de dezembro de 1981. A Portaria 228/DNAEE, de 8 de outubro de 1981, anuiu com a data proposta.

17. O Decreto nº 86.250, de 30 de Julho de 1981, art. 5º, autorizou o Tesouro Nacional a reembolsar, mediante dotações a serem incluídas no Orçamento da União, a Eletrobrás pelos gastos efetuados por Furnas até 31 dezembro de 1980, com recursos próprios, na construção das Unidades 2 e 3 da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA). Adicionalmente, Nuclebrás receberia recursos orçamentários e poderia realizar operações de crédito nos mercados interno e externo, para financiamento da construção de usinas nucleoelétricas. Ao final, seria ressarcida com recursos próprios da concessionária compradora da unidade nucleoeIétrica, oriundos basicamente da venda da energia gerada pela usina adquirida.




18. Em 29 de dezembro de 1981, Furnas destacando a necessidade de testes adicionais demandados pela CNEN solicitou prorrogação do prazo para conclusão da obra de Angra 1 para 30 de abril de 1982. Em 9 de dezembro de 1982, a empresa, alegando problemas na fase de comissionamento, solicita postergação para 30 de outubro de 1983. O Ofício DCAE/DNAEE nº 918, de 28 de dezembro de 1982, anuiu com a data proposta. 19. Em 1982 ocorreu a primeira reação em cadeia em Angra 1Em 28 de março de 1983, Furnas, por meio da carta AET.F.E.0007.83, informa que em 12 de março de 1983, Angra I foi sincronizada ao sistema Sudeste e operava com 30% de sua capacidade e que apesar de paradas necessárias, solicitava a imobilização de 30% dos investimentos da usina. Em 27 de dezembro de 1984, por meio do ofício CNEN.C.37/1984, a CNEN aprova os testes de comissionamento. Assim, em 1985, Furnas informa ao DNAEE a entrada em operação comercial da usina. 20. Paralelamente, entre 1981 e 1987 a construção das outras usinas passou por desaceleração até sua paralisação por falta de recursos financeiros. Em 1988 o Decreto-Lei nº 2.464, de 31 de agosto de 1988, alterou a denominação das Empresas Nucleares Brasileiras S.A., Nuclebrás, para Indústrias Nucleares do Brasil S.A., INB. Ainda, a União sucedeu a Nuclebrás e suas subsidiárias, nos direitos e obrigações decorrentes de operações de crédito, interno e externo, celebradas até a data do referido Decreto-Lei. FURNAS também recebeu os bens que constituíam os acervos do Centro de Treinamento Avançado com Simuladores, CTAS, e das Usinas Nucleoelétricas Angra II e Angra III, da INB.

21. Em 25 de novembro de 1985, foi editado o Decreto nº 91.981, no qual se estabeleceu os critérios para absorção de custos relativos à Unidade I da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, Angra I, excedentes a opção hidroelétrica pela União por meio de recursos orçamentários. A ideia era cobrir, a partir do exercício de 1987, as obrigações financeiras resultantes de operações de crédito correlatas, internas e externas, contraídas por Furnas, no montante financeiro apurado em 31 de dezembro de 1984 que, deduzido do investimento em Angra l, tornasse seu custo médio unitário de geração, aferido no consumo, equivalente ao custo médio unitário de uma opção hidrelétrica, de semelhante capacidade, que fosse, à mesma época, disponível para construção.2 À época, defendia-se que, pelo fato de as usinas terem sido construídas por uma opção estratégica do país não se deveria imputar o ônus do sobrecusto em relação às alternativas energéticas existentes.

22. A Lei nº 7.862, de 30 de outubro de 1989, art. 1º, ratificou a condição de que a União seria sucessora das Empresas Nucleares Brasileiras S.A. e suas subsidiárias, nos direitos e obrigações decorrentes de operações de crédito interno e externo celebradas até 1° de setembro de 1988, bem como nas demais obrigações pecuniárias, existentes na mesma data, salvo as de natureza trabalhista e previdenciária, e autorizava a prover, em seus orçamentos anuais, os recursos próprios necessários para os pagamentos pendentes e decorrentes desta sucessão.

23. A Lei nº 7.915, de 7 de dezembro de 1989, art. 3º, previa que os orçamentos gerais da União consignassem dotação destinada a complementar os recursos necessários à conclusão das usinas nucleoelétricas de Angra II e III.

2 A tabela a seguir apresenta os valores, em R$ mil, contabilizados pela Eletrobrás com base nos Decretos nº 91.981/1985 e nº 86.250/1981, no encerramento dos anos civis de 1994 a 1998, a serem reembolsados pela União.

UNIDADE 31/12/1994 31/12/1995 31/12/1996 31/12/1997 31/12/1998 ANGRA I 1.463.818 1.360.351 1.522.087 1.646.190 1.864.375 ANGRA II e III 507.050 492.197 556.732 619.400 726.314




24. A Lei nº 9.358, de 12 de dezembro de 1996, dispôs sobre a absorção, pela União, dos custos excedentes decorrentes da construção e operação de usinas nucleoelétricas pela empresa Furnas. Tratava da autorização para a União Federal reembolsar o valor correspondente ao custo excedente de geração nucleoelétrica pela usina de Angra I, determinado com relação ao custo de geração hidrelétrica por usina de semelhante capacidade, valores relativos aos investimentos complementares efetuados na usina de Angra I, a partir de 1º de janeiro de 1985, valores esses correspondentes aos gastos na construção das usinas de Angra II e III, até 31 de dezembro de 1980, e a proceder ao cancelamento do crédito que detinha na qualidade de sucessora da Nuclebrás, nos termos da Lei nº 7.862, de 30 de outubro de 19893. 25. Em função do programa de privatização, o Governo Federal determinou, por intermédio da Eletrobrás, que fosse feita a cisão dos ativos e passivos de Furnas referentes à CNAAA e que os mesmos fossem incorporados à Nuclen. O processo foi concluído em maio de 1997 e em dezembro de 1997, a Nuclen passou a ter nova razão social: Eletrobrás Termonuclear S.A. – Eletronuclear. 26. A Medida Provisória nº 1.868-21, de 25 de novembro de 1999, que dispôs sobre operações financeiras entre o Tesouro Nacional e entidades, dentre as quais a Eletrobrás, revogou a Lei nº 9.358/1996. Os art. 31 e 32 da referida medida provisória definiam que:

Art. 31. Fica a União autorizada a reembolsar às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, até o montante de R$ 2.490.000.000,00 (dois bilhões, quatrocentos e noventa milhões de reais), posição em 30 de setembro de 1999, valores correspondentes:

I - ao custo excedente de geração de energia nucleoelétrica pela Usina de Angra I, determinado com relação ao custo de geração de energia hidrelétrica por usina de semelhante capacidade; II - aos investimentos complementares efetuados na Usina Angra I, a partir de 1o de janeiro de 1985; III - aos gastos efetuados, com recursos próprios, na construção das Usinas nucleoelétricas de Angra II e III, até 31 de dezembro de 1980.

Art. 32. O reembolso previsto no artigo anterior será efetuado mediante:

I - desobrigação de compromissos de responsabilidade de FURNAS, registrados na Secretaria do Tesouro Nacional, decorrentes dos acordos de refinanciamento de dívidas firmados pela República Federativa do Brasil; e II - securitização do saldo remanescente, nos termos definidos pelo Ministro de Estado da Fazenda.

27. A Medida Provisória nº 1.985-22, de 10 de novembro de 1999, que dispôs sobre operações financeiras entre o Tesouro Nacional e entidades, dentre as quais a Eletrobrás, revogou a Lei nº 9.358/1996 e a MP nº 1.868-21/1999. Por sua vez, nos art. 31 e 32 desta MP definia-se que:

3 A tabela abaixo apresenta os valores, em R$ mil, contabilizados pela Eletrobrás como obrigação especial (participação de terceiros no financiamento das obras das unidades II e III, incluindo os custos da extinta Nuclebrás, até 31/08/1988) no encerramento dos anos civis de 1994 a 1998.

Unidade 31/12/1994 31/12/1995 31/12/1996 31/12/1997 31/12/1998 Angra II e III 6.383.497 6.481.906 6.446.963 6.524.862 6.618.143




Art. 31. Fica a União autorizada a reembolsar às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, até o montante de R$ 8.861.000.000,00 (oito bilhões, oitocentos e sessenta e um milhões de reais), posição em 30 de novembro de 1999, valores correspondentes:

I - ao custo excedente de geração de energia nucleoelétrica pela Usina de Angra I, determinado com relação ao custo de geração de energia hidrelétrica por usina de semelhante capacidade; II - aos investimentos complementares efetuados na Usina Angra I, a partir de 1o de janeiro de 1985; III - aos gastos efetuados, com recursos próprios, na construção das Usinas nucleoelétricas de Angra II e III, até 31 de dezembro de 1980; IV - ao excedente de custo de construção da Usina de Angra II, excedente este determinado com relação ao custo de uma usina hidrelétrica de igual capacidade de geração.

Art. 32. O reembolso previsto no artigo anterior será efetuado mediante:

I - desobrigação de compromissos de responsabilidade de FURNAS - Centrais Elétricas S.A., registrados na Secretaria do Tesouro Nacional, decorrentes dos acordos de refinanciamento de dívidas firmados pela República Federativa do Brasil; II - securitização do saldo remanescente, nos termos definidos pelo Ministro de Estado da Fazenda; e III - cancelamento de crédito que a União detém contra FURNAS, na qualidade de sucessora da extinta Empresas Nucleares Brasileiras S.A. - NUCLEBRÁS, nos termos do art. 1o da Lei no 7.862, de 30 de outubro de 1989.

28. A partir desta houve sucessivas reedições de medidas provisórias (da MP 1985-23, 11/01/2000, à MP 1985-35; da MP 2103-36, 27/12/2000, à MP 2103-42, 22/06/2001; e da MP 2181-43, 28/06/2001, à MP 2181-45, 24/08/2001). A redação final foi dada pela Medida Provisória 2.181-45, de 24 de agosto de 2001, que dispôs sobre operações financeiras entre o Tesouro Nacional e entidades, dentre as quais a Eletrobrás, revogou a Lei nº 9.358/1996. Os art. 32 e 33 desta MP definiam que:

Art. 32. Fica a União autorizada a reembolsar às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, até o montante de R$ 8.861.000.000,00 (oito bilhões, oitocentos e sessenta e um milhões de reais), posição em 30 de novembro de 1999, valores correspondentes:

I - ao custo excedente de geração de energia nucleoelétrica pela Usina de Angra I, determinado com relação ao custo de geração de energia hidrelétrica por usina de semelhante capacidade; II - aos investimentos complementares efetuados na Usina de Angra I, a partir de 1º de janeiro de 1985; III - aos gastos efetuados, com recursos próprios, na construção das Usinas nucleoelétricas de Angra II e III, até 31 de dezembro de 1980; IV - ao excedente de custo de construção da Usina de Angra II, excedente este determinado com relação ao custo de uma usina hidrelétrica de igual capacidade de geração.

Art. 33. O reembolso previsto no art. 32 será efetuado mediante:




I - desobrigação de compromissos de responsabilidade de FURNAS - Centrais Elétricas S.A., registrados na Secretaria do Tesouro Nacional, decorrentes dos acordos de refinanciamento de dívidas firmados pela República Federativa do Brasil; II - securitização do saldo remanescente, nos termos definidos pelo Ministro de Estado da Fazenda; e III - cancelamento de crédito que a União detém contra FURNAS, na qualidade de sucessora da extinta Empresas Nucleares Brasileiras S.A. - NUCLEBRÁS, nos termos do art. 1o da Lei no 7.862, de 30 de outubro de 1989.

29. Com base na Medida Provisória nº 1.985-22, foi firmado o contrato de confissão e quitação de dívida 440/TN, assinado em 17 de dezembro de 1999, entre a União, representada pela Procuradoria da Fazenda Nacional, e a Eletrobrás, na qualidade de agente financeiro responsável pelo aporte de recursos para construção das usinas nucleoelétricas de Angra I (em operação) e Angra II e Angra III (em construção), tendo como intervenientes Furnas, Eletronuclear e Caixa Econômica Federal. Por meio deste contrato, a União confessou e reconheceu perante a Eletrobrás, parte da dívida, no montante de R$ 2.487.988 mil. Com base no ajuste, nas demonstrações financeiras de 1999, a Eletrobrás zera o valor de obrigação especial referente aos custos de construção das unidades II e III. 30. Com relação à unidade II, Angra 24, acrescenta-se as obras civis foram contratadas à Construtora Norberto Odebrecht e iniciadas em 1976 com o estaqueamento. O início da construção propriamente dito se deu em setembro de 1981, com a concretagem da laje do prédio do reator. Entretanto, a partir de 1983, o empreendimento teve o seu ritmo progressivamente desacelerado devido à redução dos recursos financeiros disponíveis.

31. Em 1991, o governo decidiu retomar as obras de Angra 2, e a composição dos recursos financeiros necessários à conclusão do empreendimento foi resolvida ao final de 1994, sendo então realizada em 1995 a concorrência para a contratação da montagem eletromecânica da Usina. As empresas vencedoras se associaram formando o consórcio Unamon, o qual iniciou as suas atividades no canteiro em janeiro de 1996. 32. A primeira reação em cadeia, de Angra 2, ocorreu no dia 14 de julho de 2000, tendo começado a operar comercialmente no dia 1º de fevereiro de 2011. II.B. Da Cobertura Tarifária 33. Em 1985 Furnas informa ao DNAEE a entrada em operação da usina e solicita a transferência do ativo para o imobilizado em serviço. Em resposta o Ofício DNAEE/DG 625, de 09 de julho de 1985 informa que Angra 1 foi considerada no custo de serviço5 de Furnas, autos do processo 00000.702051/1970-56. Lembre-se que tal regime prevalece até a edição da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, que introduziu importante modificação que extinguiu a remuneração garantida. Para o caso das tarifas de suprimentos o art. 2º determinava que as concessionárias supridoras propusessem o valor necessário para cobertura do custo do serviço, em acordo com suas características, e o Poder Concedente o homologaria, in verbis:

4 http://www.eletronuclear.gov.br/Saibamais/Perguntasfrequentes/Angra2desempenhooperação.aspx. 5 Por meio do Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934, com redação dada pelo Decreto-Lei nº 3.763, de 25 de outubro de 1941, estabeleceu-se que as tarifas seriam calculadas trienalmente sob a forma de serviço pelo custo.




Art. 2º Os níveis das tarifas a serem praticadas no suprimento de energia elétrica serão propostos pelo concessionário supridor e homologados pelo Poder Concedente, como dispõe esta Lei. § 1º A ausência de manifestação de inconformidade do Poder Concedente, no prazo de quinze dias após a apresentação da proposta pelo concessionário, representará a homologação da mesma. § 2º Os níveis das tarifas a que se refere o "caput" deste artigo corresponderão aos valores necessários para cobertura do custo do serviço de cada concessionário supridor, segundo suas características específicas, de modo a garantir a prestação dos serviços adequados. (grifo nosso) § 3º No custo do serviço mencionado no parágrafo anterior, serão obrigatoriamente incluídos os valores relativos às quotas anuais da Reserva Global de Reversão - RGR e às compensações financeiras pela utilização de recursos hídricos. § 4º As tarifas de suprimento terão vigência sobre os consumos e demandas ocorridos a partir da data de sua homologação pelo Poder Concedente.

34. O Decreto nº 774, de 18 de março de 1993, regulamentou a lei 8631/1993 e ressalte-se o art. 4º que trata da forma de reajuste das tarifas, uma fórmula paramétrica baseada na estrutura de custos da empresa, in verbis:

Art. 4º Os níveis das tarifas de fornecimento, de suprimento e de transporte de energia elétrica da Itaipu Binacional, homologados nos termos deste decreto, serão reajustados periodicamente. § 1º Considera-se reajuste a alteração da expressão monetária dos níveis das tarifas para recompor seu poder aquisitivo à época de sua proposição. § 2º O reajuste dos níveis das tarifas obedecerá a seguinte fórmula: TR = TO x "(TI x A1/AO x B1/BO) + (TT x C1/CO) + (TS x D1/DO) + (SA x E1/EO) + (MS x F1/FO) + (IT x F1/F.O) + (SN x G1/GO) + (SE x B1/BO) + (EX x H1/HO)" onde: TR = Tarifa reajustada; TO = Tarifa inicial ou revisada, homologada pelo DNAEE com base na Lei nº 8.631/1993 e neste decreto; TI = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com a compra de energia elétrica da Itaipu Binacional no desembolso total do concessionário; TT = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com o transporte da energia elétrica da Itaipu Binacional no desembolso total do concessionário; TS = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com a compra de energia elétrica de supridoras brasileiras no desembolso total do concessionário; SA = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com pessoal e encargos sociais, conforme a legislação vigente, no desembolso total do concessionário; MS = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com materiais, inclusive combustíveis, e serviços de terceiros e outras despesas no desembolso total do concessionário;




IT = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com impostos, taxas e contribuições, acrescido dos dispêndios com RGR e Compensação Financeira por Utilização de Recursos Hídricos, no desembolso total do concessionário; SN = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com pagamento do serviço da dívida em moeda nacional no desembolso total do concessionário; SE = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com pagamento do serviço da dívida em moeda estrangeira no desembolso total do concessionário; EX = Parâmetro que expressa a participação do dispêndio com expansão, melhoria e aperfeiçoamento do sistema elétrico no desembolso total do concessionário; A = Tarifa de compra de energia elétrica gerada pela Itaipu Binacional, com os adicionais previstos na legislação, nos contratos e nas Cartas-Compromisso em vigor, expressa em dólar norte-americano; B = Cotação de venda do dólar norte-americano no mercado de câmbio comercial vigente no último dia do mês calendário; C = Tarifa de transporte da energia elétrica gerada pela Itaipu Binacional; D = Tarifa média de compra de energia elétrica gerada por supridora brasileira; E = Valor do salário médio do concessionário; F = Valor do Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) apurado e publicado pela Fundação Getúlio Vargas; G = Valor acumulado até o mês, da TR (Taxa Referencial) criada pela Lei nº 8.177, de 1º de março de 1991; H = Valor do Índice Custo Nacional da Construção Civil e Obras PúblicasObras Hidroelétricas, coluna 15 (Equipamento Nacional), publicado pela Fundação Getúlio Vargas; § 3º Na aplicação da fórmula a que se refere este artigo, serão considerados os seguintes critérios e características: a) a soma algébrica dos parâmetros "TI", "TT", "TS", "SA", "MS", "IT", "SN", "SE" e "EX" será igual a "1" (um inteiro);

b) os índices de base "0" (zero) referem-se aos apurados para o mês civil imediatamente anterior ao de homologação das tarifas pelo DNAEE;

c) os índices de base "1" (um) referem-se aos apurados para o mês civil imediatamente anterior àquele em que serão aplicados os reajustamentos das tarifas;

d) os índices de base "0" (zero) e "1" (um) apurados para o Índice Custo Nacional da Construção Civil e Obras Públicas Obras Hidroelétricas, coluna 15 (Equipamento Nacional), referem-se, respectivamente, ao mês precedente ao imediatamente anterior àquele de homologação das tarifas e de aplicação dos seus reajustes;

e) caso algum dos indicadores mencionados neste artigo deixe de ser publicado, seja extinto ou esteja indisponível no momento de aplicação do reajuste, o concessionário poderá propor ao DNAEE sua substituição, temporária ou permanente, por outro indicador que guarde similaridade com o indicador substituído. § 4º Os parâmetros que irão compor a fórmula paramétrica de reajuste descrita neste artigo serão propostos pelo concessionário, juntamente com a proposição dos níveis das tarifas e reavaliados pelo DNAEE sempre que houver alteração significativa nos parâmetros considerados ou quando os níveis forem revisados, conforme o disposto no art. 5º deste decreto. § 5º O concessionário proporá ao DNAEE, para homologação, a data dos reajustamentos mensais dos níveis das tarifas, conforme estabelece este artigo.




35. O art. 5º determinava que houvesse revisões a cada três anos dos preços e os contratos de suprimento de energia elétrica, exceto de Itaipu Binacional, eram por período de dez anos, revistos anualmente por aditamento, para igual período. 36. Com base nestes normativos foram homologadas as tarifas de suprimento de Furnas para as supridas: Eletronorte, CEB, Light, Escelsa, Celg, CESP, Cemig, Cat-Leo, Eletrosul, Cerj – Portaria DNAEE 306, de 29 de abril de 1993. 37. Posteriormente as tarifas foram reajustadas pelas Portarias DNAEE do quadro abaixo. Observa-se que nesse período os reajustes eram mensais, dado o cenário macroeconômico vigente, até o momento que encetou a vigência da Lei do plano Real. A partir deste momento houve dois reajustes homologados pelo DNAEE, em 1995 e 1997.

PORTARIA DNAEE VIGÊNCIA 509, 01/06/1993 02/06/1993 711, 30/06/1993 01/07/1993 912, 28/07/1993 01/08/1993

1019, 25/08/1993 01/09/1993 1164, 24/09/1993 01/10/1993 1348, 29/10/1993 01/11/1993 1441, 29/11/1993 01/12/1993 1559, 22/12/1993 01/01/1994

71, 28/01/1994 01/02/1994 190, 28/02/1994 01/03/1994 288, 28/03/1994 01/04/1994 383, 25/04/19946 01/05/1994 520, 17/11/1995 21/11/1995 439, 06/11/1995 Data de vigência dos contratos ou na inexistência

destes 30 dias a partir de 07/11/1995 114, 07/04/1197 Data de vigência dos contratos ou na inexistência

destes 30 dias a partir de 08/04/1997 38. Em 1997, firma-se o contrato CT-O-001/97, com vigência a partir de 01/05/1997, entre a Nuclen Engenharia e Serviços S.A. e Furnas para suprimento e intercâmbio de energia elétrica, com interveniência da Eletrobrás a respeito da Central Nucleoelétrica Angra 1 – tal contrato é fruto do processo de cisão dos ativos das centrais de geração nucleoelétricas. As tarifas contratadas são de 47,00 R$/MWh para a parcela de energia e 2,40 R$/kW para a parcela de potência (Cláusula 13). Por sua vez a Cláusula 19 informa que a critério da Suprida (Furnas), poderia, até 01/06/1998, ser deduzida das faturas, a parcela mensal constante do custo de serviço da Supridora (Nuclen), aprovado pelo Dnaee, referente ao fundo de descomissionamento de Angra 1, para ressarcimento através de CRC ou de ELET, com data de vencimento anterior à prevista para o descomissionamento da usina de Angra 1. 39. Em de 27 de maio de 1998 a lei nº 9.648, art. 10º, instaura novo modelo para o setor elétrico e determina que a compra e venda de energia entre concessionários passa a ser de livre negociação, in verbis:

Art. 10. Passa a ser de livre negociação a compra e venda de energia elétrica entre concessionários, permissionários e autorizados, observados os seguintes prazos e demais condições de transição:

6 Nesta Portaria obedece-se o disposto na Medida Provisória 457, de 27 de março de 1994.




I - nos anos de 1998 a 2002, deverão ser contratados os seguintes montantes de energia e de demanda de potência: a) durante o ano de 1998, os montantes definidos e atualizados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada - GCOI e, na falta destes, os montantes acordados entre as partes;

b) durante os anos de 1999, 2000 e 2001, os respectivos montantes de energia já definidos pelo Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas Elétricos - GCPS, nos Planos Decenais de Expansão 1996/2005, 1997/2006 e 1998/2007, a serem atualizados e complementados com a definição dos respectivos montantes de demanda de potência pelo GCOI e referendados pelo Comitê Coordenador de Operações Norte/Nordeste - CCON, para o sistema elétrico Norte/Nordeste;

c) durante o ano de 2002, os mesmos montantes definidos para o ano de 2001, de acordo com o disposto na alínea anterior; II - no período contínuo imediatamente subsequente ao prazo de que trata o inciso anterior, os montantes de energia e de demanda de potência referidos em sua alínea "c", deverão ser contratados com redução gradual à razão de 25% (vinte e cinco por cento) do montante referente ao ano de 2002. § 1o Cabe à ANEEL homologar os montantes de energia e demanda de potência de que tratam os incisos I e II e regular as tarifas correspondentes. (Grifo nosso) § 2o Sem prejuízo do disposto no caput, a ANEEL deverá estabelecer critérios que limitem eventuais repasses do custo da compra de energia elétrica entre concessionários e autorizados para as tarifas de fornecimento aplicáveis aos consumidores finais não abrangidos pelo disposto nos arts.12, inciso III, 15, e 16 da Lei nº 9.074, de 1995, com vistas a garantir sua modicidade. § 3o O disposto neste artigo não se aplica à comercialização de energia elétrica gerada pela ITAIPU Binacional e pela Eletrobrás Termonuclear S/A - Eletronuclear. § 3o O disposto neste artigo não se aplica à comercialização de energia elétrica gerada pela Itaipu Binacional, pela Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear e à energia produzida pelas concessionárias de geração de energia hidrelétrica prorrogadas nos termos da Medida Provisória no 579, de 11 de setembro de 2012.(Redação dada pela Medida Provisória nº 579, de 2012) § 4o Durante o período de transição referido neste artigo, o exercício da opção pelo consumidor de que trata o art. 15 da Lei nº 9.074, de 1995, facultará às concessionárias, permissionárias e autorizadas rever, na mesma proporção, seus contratos de compra de energia elétrica referidos nos incisos I e II. § 5o O disposto no caput não se aplica ao suprimento de energia elétrica à concessionária e permissionária de serviço público com mercado próprio inferior a 300 GWh/ano, cujas condições, prazos e tarifas continuarão a ser regulamentadas pela Aneel.(Incluído pela Lei nº 10.438, de 2002) § 5o O disposto no caput não se aplica ao suprimento de energia elétrica à concessionária e permissionária de serviço público com mercado próprio inferior a 500 (quinhentos) GWh/ano,




cujas condições, prazos e tarifas continuarão a ser regulamentados pela ANEEL.(Redação dada pela Lei nº 10.848, de 2004)

40. A portaria interministerial nº 121, de 7 de junho de 1999, autorizou a Aneel a proceder ao reposicionamento das tarifas de suprimento e de fornecimento das concessionárias do serviço público de energia elétrica que ainda não haviam firmado Contrato de Concessão, considerando os custos operacionais, as tarifas de suprimento vigentes desde abril de 1997, a viabilidade dos sistemas de geração, transmissão e distribuição, bem como a competição no setor de energia elétrica. 41. Em 10 de julho de 2001, com a entrada em operação de Angra 2, foi firmado o contrato 13723, entre Furnas e Eletronuclear para efetuar o ajuste do montante de energia comercializada por Furnas relativa à Eletronuclear. Neste contrato os preços seriam definidos pela Aneel, Cláusula 8ª. A Eletronuclear absorvia as diferenças do mercado de curto-prazo sendo o preço de liquidação limitado ao valor de contrato. As tarifas foram definidas pelas resoluções homologatórias da Aneel: 274, 17/07/2001, (autos do processo 48500.002692/01-52); 254, 14/05/2002 (autos do processo 48500.004255/01-19); e 350, 22/07/2003, (autos do processo 48500.002520/03-69). 42. Paralelamente, o decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, veio regulamentar a comercialização de energia da Eletronuclear. Resumidamente, a Eletronuclear venderia a totalidade de sua energia à Furnas, sob condições contratuais aprovadas pela Aneel, e o preço seria o fixado no instrumento de delegação que ainda deveria conter as regras de revisão e reajuste. Adicionalmente, caberia a Aneel considerar no estabelecimento das tarifas de Furnas o custo da energia comprada da Eletronuclear, in verbis.

TÍTULO II DA COMERCIALIZAÇÃO DA ENERGIA PRODUZIDA PELA ELETRONUCLEAR

Art. 3º A ELETRONUCLEAR, constituída pelo Decreto nº 76.893, de 16 de dezembro de 1975, com a finalidade específica de explorar, em nome da União, atividades nucleares para fins de geração de energia elétrica, venderá à FURNAS Centrais Elétricas S.A., a totalidade da energia disponível para contratação, produzida em suas unidades de geração.

Parágrafo único. As condições para a compra e venda de energia deverão ser formalizadas em instrumento contratual, definindo as responsabilidades e obrigações das partes e sujeito à aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

Art. 5º A tarifa do serviço público prestado pela ELETRONUCLEAR é aquela fixada no instrumento de delegação, no qual devem estar definidos os critérios e procedimentos de reajuste e revisão das tarifas, a fim de manter o equilíbrio econômico-financeiro. Art. 6º A ANEEL deverá considerar, no estabelecimento das tarifas de FURNAS, o custo da energia comprada da ELETRONUCLEAR. Parágrafo único. As alterações tarifárias da ELETRONUCLEAR deverão ser coincidentes com aqueles das tarifas de FURNAS.

43. Interessante observar que a Aneel com relação ao decreto supracitado emitiu a Nota Técnica 008/2003-SRG/SRE/SCG/SEM/PGE e, em reunião com o Ministério de Minas e Energia questionou, dentre outros, os seguintes pontos: a CF e o parágrafo único do art. 7º da Lei 9074/1995, definiram que a atividade não seria objeto de delegação (concessão ou autorização); a regulamentação do regime tarifário a ser




adotado para a energia gerada pela Eletronuclear, resultado de política tarifária que estabeleça diretrizes, previamente definidas pelo ministério para que a Aneel pudesse então regulamentar. 44. Em 3 de julho de 2003, o Conselho Nacional de Política Energética, emite a Resolução 04, pela qual autoriza a Aneel a, em caráter provisório e precário, proceder ao reajuste da atual tarifa de suprimento da Eletronuclear para Furnas, empregando o mesmo Fator de Reajuste, relativo à geração própria desta concessionária, na forma contemplada nos contratos iniciais. Por sua vez tal suprimento fica excluído, para efeito de composição tarifária, da redução dos contratos iniciais de Furnas. Adicionalmente, a Resolução criou grupo de trabalho para analisar e apresentar proposta de políticas para a atividade termonuclear, abordando os seguintes aspectos:

I - Regime legal, inclusive quanto às competências para a sua regulação e fiscalização, considerando o disposto no art. 10 da Lei nº 7.781, de 27 de junho de 1989; II - Política tarifária, especificando regime, regras de reajuste e de revisão, critério para a remuneração, inclusive quanto a forma de cobertura dos custos com o descomissionamento, tratamento e armazenamento dos resíduos, pesquisa e desenvolvimento na área nuclear, dentre outros; III - Compatibilização da forma de comercialização da energia produzida pela Eletrobrás Termonuclear S.A. - ELETRONUCLEAR, com as disposições contidas no art. 10 da Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998

45. O Decreto nº 5.287, de 26 de novembro de 2004, alterou o Decreto nº 4.550, de 27 de dezembro de 2002, que passou a ter a seguinte redação:

Art. 3º A ELETRONUCLEAR, constituída pela pelo Decreto nº 76.803, de 16 dezembro de 1975, com a finalidade específica de explorar, em nome da União, atividades nucleares para fins de geração de energia elétrica, venderá à FURNAS Centrais Elétricas S.A., a totalidade da energia disponível para contratação, produzida em suas unidades de geração. Parágrafo único. As condições para a compra e venda de energia deverão ser formalizadas em instrumento contratual, definindo as responsabilidades e obrigações das partes e sujeito à aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. § 1o As condições para a compra e venda de energia deverão ser formalizadas em instrumento contratual, definindo as responsabilidades e obrigações das partes e sujeito à aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. (Renumerado do Parágrafo único para § 1o pelo Decreto nº 5.287 de 2004) § 2o As partes deverão ajustar o contrato de que trata o § 1o, de forma a contemplar a aquisição e comercialização da energia disponível para venda a uma tarifa inicial, em R$/MWh, a ser definida pelo Ministério de Minas e Energia.(Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004) § 3o O Ministério de Minas e Energia deverá, na definição da tarifa de que trata o § 2o, considerar a otimização do binômio modicidade tarifária e equilíbrio econômico-financeiro do contrato. (Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004) § 4o O aditamento do contrato de venda da energia deverá incluir, também, metodologia para revisão tarifária anual, contemplando, isoladamente: (Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004)




I - os custos relativos a operação e manutenção; (Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004) II - o combustível nuclear; (Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004) III - o serviço da dívida; e (Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004) IV - a amortização do capital investido. (Incluído pelo Decreto nº 5.287 de 2004) Art. 4º A energia elétrica disponível para venda, por FURNAS, será comercializada em obediência aos procedimentos legais e regulamentares, sem qualquer distinção entre a energia gerada pela própria empresa e a energia adquirida da ELETRONUCLEAR. Parágrafo único. Ficam integralmente mantidos os compromissos contratuais de venda de energia assumidos por FURNAS para o período de transição, definido no art. 10 da Lei nº 9.678, de 27 de maio de 1998. Art. 5º A tarifa do serviço público prestado pela ELETRONUCLEAR é aquela fixada no instrumento de delegação, no qual devem estar definidos os critérios e procedimentos de reajuste e revisão das tarifas, a fim de manter o equilíbrio econômico-financeiro. Art. 5o A tarifa do serviço público prestado pela ELETRONUCLEAR, definida pelo Ministério de Minas e Energia, será objeto de revisão tarifária anual, a ser promovida pela ANEEL, com base nos parâmetros fixados no § 4o do art. 3o. (Redação dada pelo Decreto nº 5.287 de 2004) Parágrafo único. A ANEEL é autorizada a regularizar a delegação à ELETRONUCLEAR, de modo a adequá-la, como prestadora de serviços públicos, aos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro d 1995, e demais disposições legais. Art. 6º A ANEEL deverá considerar, no estabelecimento das tarifas de FURNAS, o custo da energia comprada da ELETRONUCLEAR. Parágrafo único. As alterações tarifárias da ELETRONUCLEAR deverão ser coincidentes com aqueles das tarifas de FURNAS. Art. 6º A ANEEL deverá considerar, no estabelecimento das tarifas de FURNAS, quando for o caso, o custo da energia comprada da ELETRONUCLEAR. (Redação dada pelo Decreto nº 5.287 de 2004) Art. 7º A ELETRONUCLEAR terá direito a receber o pagamento, independentemente do contrato de que trata o parágrafo único do art. 3º, pelos serviços ancilares que prestar ao sistema, tais como a produção de energia reativa e manutenção de reserva para o sistema.

46. Assim, o preço seria determinado pelo MME e em 3 de dezembro de 2004, o ministério, por meio da Portaria n° 320/2004, de 3 de dezembro de 2004, fixou o valor da tarifa inicial de energia elétrica a ser aplicada no contrato de compra e venda de energia celebrado entre Furnas Centrais Elétricas e Eletrobrás Termonuclear S.A. – Eletronuclear, bem como aprovou a metodologia aplicada no cálculo desta e nas próximas revisões tarifárias. 47. A Portaria n° 320/2004 do MME definiu também a metodologia para a revisão tarifária anual, denominada de “tarifa pelo passivo”, a qual se baseia em parâmetros e critérios de forma que a tarifa é obtida




conforme o demonstrativo de resultados da empresa, conjugada com um demonstrativo de fluxo de caixa, considerando os custos compostos pelas seguintes parcelas do passivo: (i) custos de exploração; (ii) custos administrativos; (iii) custos financeiros; (iv) dividendos; e (v) royalties. 48. Em 09 de dezembro de 2009, a Lei nº 12.111/2009 alterou a regulamentação referente à comercialização da energia proveniente da Eletronuclear, estabelecendo nova metodologia para cálculo da tarifa entre Furnas e Eletronuclear com vigência a partir de dezembro de 2009, e definindo que a partir de janeiro de 2013 esta energia será comercializada por meio de quotas. III - DA ANÁLISE 49. A Lei nº 12.111/2009 estabeleceu, em seu art. 11, que a partir de 1º de janeiro de 2013 o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 será rateado entre todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN. A receita será decorrente de tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL. 50. Adicionalmente, o art. 12 da Lei nº 12.111/2009 autoriza a Eletronuclear a repassar para Furnas, entre 2013 e 2015, o diferencial verificado, entre 2010 e 2012, entre a variação da tarifa praticada pela Eletronuclear e a tarifa de referência. 51. Nesta Nota Técnica será apresentada a proposta de metodologia para o cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das centrais geradoras Angra 1 e 2 a vigorar a partir do ano 2013, a qual será definida no Submódulo 6.7 do Procedimento de Regulação Tarifária – PRORET, bem como os valores definitivos para as tarifas praticadas entre Furnas e Eletronuclear relativas aos anos de 2009 a 2012 e o cálculo do diferencial resultante.

III.A. Energia Nuclear7 52. O primeiro reator de água pressurizada (PWR) totalmente comercial foi projetado pela Westinghouse nos Estados Unidos e operou de 1960 à 1992. Já o reator de água fervente (BWR) foi desenvolvido pelo Laboratório Nacional Argonne e o primeiro foi projetado pela General Electric. Nos final dos anos 60, foram encomendadas unidades de PWR e de BWR acima de 1.000 MWe. 53. De 1970 até meados de 2002, foram encomendados poucos reatores e o número dos que entraram em operação em meados da década de 80 foi pouco maior que os retirados de operação. Entretanto, a capacidade aumentou em quase um terço e a produção aumentou 60% devido a melhora dos fatores de capacidade. A participação da energia nuclear no mundo manteve-se constante entre 16% e 17%. 54. Conforme pode ser observado na Tabela 1, os EUA são o maior produtor mundial de energia nuclear, responsável por mais de 30% da geração nuclear de eletricidade em todo o mundo. O país tem 104 reatores nucleares, os quais produziram 807 TWh em 2010, representando aproximadamente 20% da produção elétrica total do país. Em 2010, a geração de eletricidade dos EUA foi de 46% com base no carvão, 23% com base no gás natural, 19% com base na energia nuclear e 6,5% com base em hidrelétricas.

7 As informações relativas ao histórico da geração nuclear no mundo foram obtidas no site http://www.world-nuclear.org/.




55. Quase toda a capacidade de geração nuclear dos EUA vem de reatores construídos entre 1967 e 1990. Entretanto, o fator de capacidade das unidades geradoras aumentou de 50% no início de 1970 para 70% em 1991 e passou de 90% em 2002. 56. Por fim, cabe destacar que nos últimos anos, a indústria americana de energia nuclear vem se consolidando em virtude dos ganhos de escala, desregulação dos preços da energia elétrica e o aumento da atratividade da energia nuclear frente à geração fóssil. Com a desregulação do mercado de eletricidade em alguns estados, houve uma série de fusões e aquisições e hoje as 10 maiores empresas possuem 70% do total da capacidade de geração de energia nuclear. 57. Já a França, é o país com maior participação da energia nuclear sobre a geração de eletricidade, de forma que em 2011 aproximadamente 78% da eletricidade foi produzida a partir de combustível nuclear. A França tem 58 reatores nucleares operados pela Electricité de France – EdF (empresa 85% estatal) com capacidade total de mais de 63 GW médios. A capacidade total de geração da França em 2011 foi de 126 GW médios, composta por 25 GW médios de fonte hídrica, 28 GW médios de termelétricas, 6,6 GW médios de energia eólica e 2,2 GW médios de energia fotovoltaica. 58. A matriz energética da França é resultado da política energética tomada após o primeiro choque do petróleo. A partir daquele momento, o governo francês decidiu expandir a capacidade de geração de energia nuclear, buscando aumentar a segurança energética do sistema. Atualmente, a França é o maior exportador mundial de energia elétrica devido ao seu custo de geração. 59. Em 2008, foi criado o Conselho de Política Nuclear (Conseil Politique Nucleaire - CPN) devido à importância das tecnologias nucleares para a França em termos econômicos. O conselho é presidido pelo presidente e inclui o primeiro-ministro, bem como secretários de gabinete.

Tabela 1 – Participação da Energia Nuclear no Mundo

PaísGeração Nuclear (TW h)

Geração Nuclear (TW h)

Participação do País na Geração

Nuclear do Mundo2007 2008 2009 2010 2011 2010 2011 2011

África do Sul 5,5% 5,3% 4,8% 5,2% 5,2% 12,9 12,9 0,5%Alemanha 25,9% 28,3% 26,1% 28,4% 17,8% 133,0 102,3 4,1%Argentina 6,2% 6,2% 7,0% 5,9% 5,0% 6,7 5,9 0,2%Armênia 43,5% 39,4% 45,0% 39,4% 33,2% 2,3 2,4 0,1%Bélgica 54,1% 53,8% 51,7% 51,1% 54,0% 45,7 45,9 1,8%Brasil 2,8% 3,1% 3,0% 3,1% 3,2% 13,9 14,8 0,6%Bulgária 32,1% 32,9% 35,9% 33,1% 32,6% 14,2 15,3 0,6%Canada 14,7% 14,8% 14,8% 15,1% 15,3% 85,5 88,3 3,5%China 1,9% 2,2% 1,9% 1,8% 1,8% 70,1 82,6 3,3%Coréia do Sul 35,3% 35,6% 34,8% 32,2% 34,6% 141,9 147,8 5,9%Eslováquia 54,3% 56,4% 53,5% 51,8% 54,0% 13,5 14,3 0,6%Eslovênia 41,6% 41,7% 37,9% 37,3% 41,7% 5,4 5,9 0,2%Espanha 17,4% 18,3% 17,5% 20,1% 19,5% 59,3 55,1 2,2%EUA 19,4% 19,7% 20,2% 19,6% 19,2% 807,1 790,4 31,4%Finlândia 28,9% 29,7% 32,9% 28,4% 31,6% 28,4 31,6 1,3%França 76,9% 76,2% 75,2% 74,1% 77,7% 410,1 423,5 16,8%Grã-Bretanha 15,1% 13,5% 17,9% 15,7% 17,8% 56,9 62,7 2,5%Holanda 4,1% 3,8% 3,7% 3,4% 3,6% 3,4 3,9 0,2%Hungria 36,8% 37,2% 43,0% 42,1% 43,2% 14,7 14,7 0,6%India 2,5% 2,0% 2,2% 2,9% 3,7% 20,5 28,9 1,1%Japão 27,5% 24,9% 28,9% 29,2% 18,1% 280,3 156,2 6,2%

Participação da Geração Nuclear na Matriz do País




PaísGeração Nuclear (TW h)

Geração Nuclear (TW h)

Participação do País na Geração

Nuclear do Mundo2007 2008 2009 2010 2011 2010 2011 2011

Participação da Geração Nuclear na Matriz do País

Lituânia 64,4% 72,9% 76,2% 0,0% 0,0% 0,0 0,0 0,0%Méx ico 4,6% 4,0% 4,8% 3,6% 3,6% 5,6 9,3 0,4%Paquistão 2,3% 1,9% 2,7% 2,6% 3,8% 2,6 3,8 0,2%República Checa 30,3% 32,5% 33,8% 33,3% 33,0% 26,4 26,7 1,1%Romênia 13,0% 17,5% 20,6% 19,5% 19,0% 10,7 10,8 0,4%Rússia 16,0% 16,9% 17,8% 17,1% 17,6% 159,4 162,0 6,4%Suécia 46,1% 42,0% 34,7% 38,1% 39,6% 55,7 58,1 2,3%Suiça 40,0% 39,2% 39,5% 38,0% 40,8% 25,3 25,7 1,0%Taiwan 19,3% 17,1% 20,7% 19,3% 19,0% 39,9 40,4 1,6%Ucrânia 48,1% 47,4% 48,6% 48,1% 47,2% 84,0 84,9 3,4%

TOTAL 2.630 2.518 100% Fonte: World Nuclear Association

60. No Brasil, cabe à Eletronuclear a tarefa de operar e de construir usinas termonucleares. Atualmente, estão em operação as usinas Angra 1, cuja capacidade de geração é de 640 MW, e Angra 2, cuja capacidade de geração é de 1.350 MW. As duas unidades geradoras representam aproximadamente 3% da geração de energia no Brasil. 61. Angra 3 será a terceira usina da central nuclear e tem 1.405 MW como potência prevista. Conforme informações da Eletronuclear, as obras foram iniciadas em 2010 e a previsão é de que a unidade entre em operação em dezembro de 2015. 62. Conforme The New Economics of Nuclear Power – WNA Report, de maneira geral, as centrais de geração nuclear têm operado de forma mais eficiente e os custos de operação são geralmente mais baixos que as demais alternativas de geração. Além disso, uma maior geração vem sendo alcançada em virtude de pesquisas para o aumento do fator de capacidade e para a redução dos custos de operação e a tendência é a de se continuarem investindo para a obtenção de melhoras.

63. Também se relata que o aumento da competitividade econômica das usinas nucleares no século 21 decorre da redução dos custos de construção, financiamento e operação da planta, e uma redução ainda maior nos custos de gerenciamento dos resíduos e de descomissionamento. Dentre os ganhos de eficiência elencados no artigo, destacam-se:

a) Os custos de operação das usinas nucleares têm caído nos últimos vinte anos na medida em que os fatores de capacidade têm aumentado, de forma que há uma maior produção para uma mesma capacidade de geração; e b) Os custos de gerenciamento dos resíduos e de descomissionamento, que são incluídos nos custos operacionais das usinas nucleares, representam uma pequena fração dos custos na vida útil do reator em operação. Tais custos também têm pesado menos à medida que há o aumento da eficiência dos combustíveis e a vida útil dos reatores tem aumentado ao longo do tempo.

III.B. Tarifa das centrais de geração Angra I e II a partir de 2013 64. Conforme Art. 11 da Lei nº 12.111/2009:




“Art. 11. A partir de 1º de janeiro de 2013, o pagamento à Eletronuclear da receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 será rateado entre todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional - SIN, conforme regulamentação.

Parágrafo único. A receita de que trata o caput será decorrente de tarifa calculada e homologada anualmente pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL”.

65. Propõe-se a definição de três mecanismos de alteração da receita de venda da energia proveniente das centrais geradoras Angra 1 e 2, sendo eles:

a) Revisão tarifária periódica: momento em que a receita de Angra 1 e 2 é definida com base

no análise da equação do equilíbrio econômico e financeiro das centrais geradoras nucleoelétricas, buscando definir parâmetros que incentive a geração de forma eficiente;

b) Reajuste tarifário anual: tem como finalidade manter o equilíbrio econômico-financeiro da

receita de Angra 1 e 2, definido na revisão tarifária, por meio de aplicação de regras de reajuste da tarifa; e

c) Revisão tarifária extraordinária: mecanismo tarifário a ser aplicado por solicitação da

Eletronuclear ou por iniciativa da ANEEL, buscando reestabelecer a equação do equilíbrio econômico-financeiro da receita de Angra 1 e 2 frente a evento que a afete significativamente, tendo como condições fundamentais e necessárias: (i) imprevisibilidade do evento; (ii) evento alheio à vontade e à ação da empresa; e (iii) desequilíbrio significativo como consequência do evento.

66. A definição dos mecanismos tarifários acima tem como preceito a regulação por incentivos. No momento da revisão tarifária, serão definidos custos regulatórios e parâmetros de eficiência. No período tarifário entre revisões, a empresa terá incentivos para a redução dos custos abaixo do valor definido pela ANEEL, pois até a próxima revisão, a redução de custos será apropriada pela empresa. 67. Assim, a empresa terá sempre o incentivo de fazer o seu ótimo, pois qualquer redução adicional de seus custos, abaixo da meta definida, produzirá ganhos para a empresa. Ao fixar no momento da revisão tarifária o repasse de custos gerenciáveis para todo o período tarifário, permite-se que a empresa se aproprie de toda a redução de custo, abaixo do valor regulatório. 68. Se fosse adotada uma metodologia de definição da tarifa de Angra 1 e 2 do tipo custo do serviço, a empresa provavelmente não teria incentivo para a redução dos seus custos porque esta seria imediatamente refletida na tarifa. 69. Nesse sentido, propõe-se que a revisão tarifária se dê em intervalos de três anos. A primeira revisão tarifária periódica terá como data 1º de janeiro de 2013. Entretanto, buscando concatenar a data de definição da tarifa de Angra 1 e 2 com custos de rede básica e com os quotistas de renovação de concessão, decorrente da MP nº 579/2012, propõe-se que o primeiro reajuste tarifário ocorra em 8 de julho de 2013. E a partir desta data, os reajustes deverão ser realizados anualmente de forma que a segunda revisão deverá ser realizada em 8 de julho de 2016.




III.C. Metodologia para a Revisão Tarifária 70. A revisão tarifária periódica compreende a redefinição da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Angra 1 e 2, de forma que seja compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital prudentemente investido. 71. Propõe-se que a Receita de Venda seja composta pela Receita Fixa – RF e pela Parcela Variável – PV, que seja paga mensalmente pelas distribuidoras cotistas conforme regras de comercialização que estarão dispostas em resolução específica. 72. Na revisão tarifária periódica, a Receita Fixa das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida pela soma da Parcela A e B, conforme fórmula a seguir:

푅퐹 = (푉푃퐴 + 푉푃퐵) ×/

(1)

onde: VPA: Valor da Parcela A, R$; VPB: Valor da Parcela B, R$; e PIS/COFINS: Alíquota nominal dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins.

73. Já a Parcela Variável Mensal corresponde ao produto do Custo Variável Unitário pela diferença entre a energia verificada e a energia correspondente a declaração de inflexibilidade, em cada mês, cuja regra deverá constar de resolução específica relativa às diretrizes de contratação. 74. Na revisão tarifária periódica, o Custo Variável Unitário será definido pela ANEEL conforme média dos custos nos três anos anteriores a revisão, limitado ao preço internacional.

75. A Parcela A compreende os custos relacionados às atividades de transmissão e aos encargos setoriais, que, em certa medida, escapam à vontade ou à gestão de Angra 1 e 2. A metodologia de cálculo da Parcela A para fins de revisão tarifária é a mesma utilizada no reajuste tarifário anual e a proposta está detalhada no item III.D desta Nota Técnica. 76. A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de geração, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela Eletronuclear para Angra 1 e 2, além de custos específicos da atividade de geração nucleoelétrica. Seu valor é obtido conforme fórmula a seguir:

푉푃퐵 = 퐹퐷 + 퐶퐶 + 퐶퐺 (2)

onde: FD: Fundo de Descomissionamento associados à Angra 1 e 2, R$; CC: Custo de Combustível Nuclear associados à Angra 1 e 2, R$; e CG: Custo de Geração associados à Angra 1 e 2, R$.

77. O Fundo de Descomissionamento – FD é a cobertura tarifária dada para a composição de fundo financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração após o seu desligamento. Seu valor será calculado pela ANEEL, considerando: a) estudo contendo estimativa de recursos necessários para o descomissionamento de Angra 1 e 2, realizado pela Eletronuclear conforme regulamentação da Comissão Nacional de Energia Nuclear, CNEN ; b) vida útil remanescente estimada das Centrais de Geração de Angra




1 e 2; c) regulamentações vigentes da CNEN; e d) cobertura tarifária concedida anteriormente à data de processamento da revisão tarifária. 78. Custo de Combustível Nuclear – CC refere-se ao custo com aquisição dos elementos combustíveis necessários para a geração de energia correspondente a declaração de inflexibilidade das centrais geradoras nucleares em discussão. O valor na revisão tarifária será a média dos custos unitários nos três anos anteriores a revisão, líquido de PIS/COFINS, limitado ao preço internacional. Ressalta-se que há monopólio no mercado nacional de produção de combustíveis nucleares de ordem legal e as recargas são baseadas em contratos entre INB e Eletronuclear, livremente pactuados; assim o preço nacional do combustível é fruto das negociações entre estas empresas. Entende-se que ao usar o preço praticado no mercado internacional há indicativo claro para a cadeia produtiva ser mais eficiente procurando atuar sobre seus fatores estruturais em busca de convergência com os preços praticados em demais economias. 79. Custo de Geração – CG compreende os custos próprios da atividade de geração das centrais de geração de Angra 1 e 2, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela Eletronuclear, de forma que a cobertura seja compatível com os custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital investido. 80. O valor do CG é aquele que iguala o VPL do fluxo de despesas no período tarifário de três anos com o VPL de um valor de CG anual único durante todo o período, considerando o custo médio ponderado de capital (WACC). Desta forma, o CG é obtido conforme fórmula a seguir:

∑ ( )

( )= ∑

( ) (3)

onde: CG: Custo de Geração a ser considerado na revisão tarifária periódica de Angra 1 e 2; n: número de anos do período tarifário; i: Ano do período tarifário; rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção de Angra 1 e 2; RC: Remuneração do Capital de Angra 1 e 2; e QRR: Quota de Reintegração Regulatória de Angra 1 e 2.

81. Para a obtenção do CG, é necessário o cálculo dos valores anuais de: (i) Custos de Administração, Operação e Manutenção; (ii) Remuneração de Capital; e (iii) Quota de Reintegração Regulatória para o período tarifário associados à Angra 1 e 2. 82. Para a obtenção do CG, a variação dos valores da Base de Remuneração Regulatória será calculada para cada ano do período tarifário considerando as taxas de baixas dos ativos e os investimentos estimados, conforme valores históricos das movimentações dos ativos, e a taxa de depreciação. 83. Para o Custo de Administração, Operação e Manutenção, propõe-se que seja definido ponto de partida, obtido com base no mínimo histórico anual dos custos de operação e manutenção da Eletronuclear relativos às centrais de geração nucleoelétricas Angra 1 e 2, e neste seja aplicada trajetória de redução definida conforme níveis de eficiência observados em centrais de geração nucleoelétricas no mercado internacional. 84. Para fins de cálculo do fluxo de despesa do CG, o Custo de Administração, Operação e Manutenção é definido da seguinte forma:




퐶퐴푂푀 = 퐶퐴푂푀 × (1 − 푇푅퐶퐴푂푀 ) (4)

onde: CAOMi: Custos de Administração, Operação e Manutenção do ano i; i: Ano do período tarifário; n: Ano do histórico; e TRCAOMi: Trajetória de redução de custo, em percentual.

85. O ponto de partida do CAOM terá como base o mínimo histórico anual dos custos de operação e manutenção da Eletronuclear relativos às Centrais de Geração Angra 1 e 2 para o período de 2005 a 2011. Destacando que o CAOM do primeiro ano do período tarifário será obtido pela aplicação de trajetória de redução sobre o ponto de partida. 86. A Remuneração do Capital (RC) corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela Eletronuclear relativos às centrais nucleoelétricas de Angra 1 e 2. A Remuneração do Capital depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital, conforme formulação a seguir:

푅퐶 = (퐵푅푅푙 − 푅퐺푅 ) × 푟 é + 푅퐺푅 × 푟 (5)

onde: RC: Remuneração do Capital de Angra 1 e 2; i: Ano do período tarifário; BRRl: Base de Remuneração Regulatória líquida de Angra 1 e 2; RGR: Saldo devedor de RGR de Angra 1 e 2; rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos de Angra 1 e 2; e rRGR: Custo de capital da RGR de Angra 1 e 2.

87. A parcela referente à RGR será determinada pelo saldo devedor dos financiamentos com recursos da RGR junto à Eletrobrás, devendo ser deduzida da Base de Remuneração Regulatória Líquida (BRRI) na data-base de definição da base de remuneração regulatória de Angra 1 e 2. 88. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) 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. 89. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações de Angra 1 e 2, conforme formulação a seguir:

푄푅푅 = 퐵푅푅푏 × 훿 − 퐶푟é푑푖푡표푠푃퐼푆/퐶푂퐹퐼푁푆 (6)

onde: i: Ano do período tarifário; QRR: Quota de Reintegração Regulatória; BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; : Taxa média de depreciação das instalações; e CréditosPIS/COFINSi: Créditos de PIS/COFINS relativos à depreciação contábil.

90. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar as taxas anuais de depreciação definidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa nº 474, de 7 de fevereiro de 2012.




91. Em relação aos Créditos de PIS/COFINS relativos à depreciação contábil, Lei 10.637/2002, art. 3º, VI e a Lei 10.833/2003, art. 3º, VI, propõem-se que sejam calculados conforme fórmula a seguir:

퐶푟é푑푖푡표푠푃퐼푆/퐶푂퐹퐼푁푆 = 퐷퐶 × 푃퐼푆/퐶푂퐹퐼푁푆 (7)

onde: i: Ano do período tarifário; DC: Depreciação anual contábil estimada, em R$; e PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins.

III.C.1. Base de Remuneração 92. Está sendo proposta, para a avaliação dos ativos das centrais geradoras Angra 1 e 2, a utilização do Método do Custo de Reposição, no qual cada ativo é valorado por todas as despesas necessárias para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. 93. Para a definição do valor novo de reposição, propõe-se que seja adotado parâmetro internacional de custo por potência instalada de uma usina nucleoelétrica. Desta forma, o valor da base de remuneração refletirá os custos para a construção de uma nova central geradora, eliminando a possibilidade de que investimentos inadequados sejam remunerados, além de remunerar apenas os ativos relativos à geração nuclear de energia elétrica. 94. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:

Valor Novo de Reposição (VNR): Refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou equivalente ao avaliado, obtido a partir de preços referenciais. Base de Remuneração Regulatória Bruta (BRRb): É definida pela multiplicação do Índice de Participação sobre o Valor Novo de Reposição. O Índice de Participação é definido como um percentual que demonstre a participação da Eletronuclear nos investimentos relativos aos ativos no serviço público de geração nucleoelétrica. Base de Remuneração Regulatória Líquida (BRRl): É definida como Base de Remuneração Regulatória Bruta deduzida da parcela de depreciação.

95. O Valor Novo de Reposição – VNR será obtido conforme fórmula a seguir:

푉푁푅 = 푃퐼퐶× 푃퐼퐶퐺퐴 (8)

onde: PIC: Parâmetro Internacional de Custo por potência instalada, relativo a uma central geradora nucleoelétrica, em R$/kW; e PICGA: Potência Instalada das Centrais Geradoras Angra 1 e 2, em kW.

96. Para a obtenção do Índice de Participação, necessário para o cálculo da Base de Remuneração Regulatória Bruta, será realizada a análise dos investimentos relativos às centrais geradoras Angra 1 e 2 e a respectiva participação da Eletronuclear e da União.




97. A participação da União é resultado da Medida Provisória 2.181-45, de 24 de agosto de 2001, que autorizou, em seu art. 32:

“Art. 32. Fica a União autorizada a reembolsar às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS, até o montante de R$ 8.861.000.000,00 (oito bilhões, oitocentos e sessenta e um milhões de reais), posição em 30 de novembro de 1999, valores correspondentes: I - ao custo excedente de geração de energia nucleoelétrica pela Usina de Angra I, determinado com relação ao custo de geração de energia hidrelétrica por usina de semelhante capacidade; II - aos investimentos complementares efetuados na Usina de Angra I, a partir de 1º de janeiro de 1985; III - aos gastos efetuados, com recursos próprios, na construção das Usinas nucleoelétricas de Angra II e III, até 31 de dezembro de 1980; IV - ao excedente de custo de construção da Usina de Angra II, excedente este determinado com relação ao custo de uma usina hidrelétrica de igual capacidade de geração. Art. 33. O reembolso previsto no art. 32 será efetuado mediante: I - desobrigação de compromissos de responsabilidade de FURNAS - Centrais Elétricas S.A., registrados na Secretaria do Tesouro Nacional, decorrentes dos acordos de refinanciamento de dívidas firmados pela República Federativa do Brasil; II - securitização do saldo remanescente, nos termos definidos pelo Ministro de Estado da Fazenda; e III - cancelamento de crédito que a União detém contra FURNAS, na qualidade de sucessora da extinta Empresas Nucleares Brasileiras S.A. - NUCLEBRÁS, nos termos do art. 1o da Lei no 7.862, de 30 de outubro de 1989.”

98. A participação da União e da Eletronuclear nos investimentos relativos à Angra 1 e 2 será obtida conforme investimentos realizados pela Eletronuclear e o aporte da União, decorrente da Medida Provisória 2.181-45, ambos atualizados monetariamente pela aplicação do IGP-M até dezembro de 2012. 99. Cabe destacar que o aporte da União, bem como os investimentos da Eletronuclear, será fiscalizado pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. Nesta avaliação, a participação da Eletronuclear nos investimentos relativos às centrais geradoras Angra 1 e 2 observará as seguintes diretrizes:

a) A apuração da base de remuneração será realizada conforme as movimentações

ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas atualizações desde a entrada em operação comercial de Angra 1 e 2;

b) Considera-se para o cálculo da base de remuneração as movimentações ocorridas até

doze meses antes da data de revisão; c) As movimentações ocorridas, bem como o saldo inicial dos ativos, deverão ser atualizadas

pela variação do IGP-M, entre a data de seu registro contábil e a data da revisão tarifária em moeda corrente;

d) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre a data de entrada de operação e a data da revisão tarifária periódica, obtendo-se o valor da base de remuneração.




III.C.2. Custo de Capital 100. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor num investimento específico. Há duas fontes: capital próprio e de terceiro. No balanço patrimonial, o primeiro irá compor o patrimônio líquido e o segundo o passivo exigível. 101. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada na revisão tarifária periódica das tarifas das centrais geradoras Angra 1 e 2, devem ser observados os dados empíricos das empresas de geração de energia elétrica no Brasil. 102. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração dos ativos de geração relativos às centrais de geração Angra 1 e 2 tem como resultado fundamental a seguinte equação:

푟 = 푟 + 훽 ∙ 푟 − 푟 + 푟 (9)

onde: rP: custo de capital próprio de Angra 1 e 2; rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; : beta do setor de geração nuclear; rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e rB: prêmio de risco país.

103. Para a taxa livre de risco utiliza-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de 10 anos. Para esse título, utiliza-se a média das taxas de juros anuais para o período dos últimos 15 anos. 104. O prêmio de risco de mercado é calculado a partir da diferença entre os retornos médios da taxa livre de risco e do índice Standard & Poor’s 500 (S&P500), que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A série histórica para o cálculo da taxa anual média (aritmética) de retorno do mercado acionário é dada a partir do ano de 1928. 105. Para se proceder ao cálculo dos betas, devem ser escolhidas empresas norte-americanas do setor de geração nucleoelétrica, com pelo menos duas usinas de geração com potência instalada total acima de 1.990 MW. O beta deve ser desalavancado com base nas respectivas estruturas de capital das empresas escolhidas, e alavancado posteriormente pela estrutura de capital ótima calculada. 106. Para o cálculo do prêmio de risco país, utiliza-se a série histórica diária do índice Emerging Markets Bonds Index Plus relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), para o período dos últimos 10 anos, adotando a mediana. 107. Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar recursos a uma geradora no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:

푟 = 푟 + 푟 + 푟 (10)

onde: rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;




rc: prêmio de risco de crédito; e rB: prêmio de risco país.

108. O prêmio de risco de crédito deve representar o spread sobre a taxa livre de risco que pagam empresas com a melhor classificação de risco das geradoras de energia elétrica brasileiras. Neste sentido, adota-se como benchmark para o cálculo do prêmio de risco de crédito uma seleção de empresas com classificação de risco Baa3 (segundo classificação da Moody´s), que tenham série de títulos de longo prazo com liquidez calculado no período dos últimos 15 anos. 109. 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, sendo expresso pela seguinte fórmula:

푟 = ( ⁄ )∙ ( ⁄ )∙ ∙( ) − 1 (11) onde: rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais de Angra 1 e 2; rP: custo do capital próprio nominal; rD: custo da dívida nominal; P: capital próprio; D: capital de terceiros ou dívida; V: soma do capital próprio e de terceiros; T: alíquota tributária marginal efetiva; e π: inflação média dos EUA.

110. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos, com a posterior inclusão do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada na definição da tarifa de Angra 1 e 2 como se segue abaixo:

푟 é = ( ( ⁄ )∙ ( ⁄ )∙ ∙( ) − 1) (1 − 푇) (12)

111. Para o IRPJ e CSLL, serão consideradas para a Eletronuclear as alíquotas de 25% e 9%, respectivamente, totalizando 34%. 112. Os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 113. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que os reajustes tarifários contemplam atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário também são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória. III.D. Proposta de Metodologia para o Reajuste Tarifário Anual 114. Para o reajuste tarifário anual, propõe-se que a Receita Fixa seja reajustada conforme fórmula a seguir:

푹푭 = (푽푷푨 + 푽푷푩ퟎ × 푰푨) × ퟏퟏ 푷푰푺/푪푶푭푰푵푺

(13)

onde:




VPA: Valor da Parcela A, em R$; VPB0: Valor da Parcela B no procedimento tarifário anterior, em R$; e IA: relação obtida da divisão dos índices do IPCA, do IBGE, do segundo mês anterior à data do reajuste em processamento e o do segundo mês anterior à data do procedimento tarifário do ano anterior; e PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins.

115. A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo:

푉푃퐴 = 퐶푇 + 퐸푆 (14)

onde: VPA: Valor da Parcela A associado à Angra 1 e 2; CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão associados à Angra 1 e 2; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica associados à Angra 1 e 2.

116. O valor da Parcela A será definido observando as condições vigentes na data de processamento do reajuste e será calculado da seguinte forma:

a) Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2: montantes de demanda de potência contratados no período de julho do ano anterior a junho do ano da revisão ou reajuste, valorados pelas respectivas tarifas vigentes na data do reajuste ou revisão. O custo deve ser líquido de PIS/PASEP e COFINS; e

b) Encargos setoriais: corresponde aos seguintes custos: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, TFSEE; e contribuição ao ONS de Angra 1 e 2. Seus valores são aqueles vigentes na data do reajuste ou revisão tarifário.

117. No reajuste tarifário anual, o Custo Variável Unitário é atualizado conforme fórmula a seguir:

푪푽푼 = (푪푽푼ퟎ × 푰푨) (15)

onde: CVU0: Custo Variável Unitário definido no procedimento tarifário anterior, em R$/MWh; e IA: relação obtida da divisão dos índices do IPCA, do IBGE, do segundo mês anterior à data do reajuste em processamento e o do segundo mês anterior à data do procedimento tarifário do ano anterior.

118. Para fins de Reajuste Tarifário Anual, propõe-se que a Receita de Venda seja composta pela Receita Fixa – RF, após aplicação de fator de eficiência, e pela Parcela Variável – PV. Nesse sentido, a Receita de Venda anual da Eletronuclear relativa às usinas Angra 1 e 2, após a primeira revisão tarifária, será resultado da aplicação de um Fator de Eficiência - Fef sobre a Receita Fixa, sendo este:

퐹 = × ( ) (16) onde: GFa: Garantia Física total de Angra 1 e 2 apurada nos últimos 12 meses disponíveis, em MWmédios; GF: Garantia Física total de Angra 1 e 2 definida em Portaria do Ministério de Minas e Energia, em MWmédios;




CPa: Consumo Próprio total de Angra 1 e 2 apurado nos últimos 12 meses disponíveis, em percentual; e CPreg: Consumo Próprio Regulatório definido na Revisão Tarifária com base nos valores dos últimos 36 meses disponíveis, em percentual.

119. Para os três primeiros anos de aplicação do Fator de Eficiência, a Garantia Física apurada será considerada igual à Garantia Física definida pelo MME em Portaria específica.

III.E. Revisão Tarifária Periódica – Ano 2013 120. Tendo como base a metodologia de cálculo descrita nesta Nota Técnica, a Receita Fixa das centrais geradoras Angra 1 e 2 proposta para o ano de 2013 é de R$ 1.502.870.139,46 , conforme tabela a seguir.

Tabela 2 – Receita Fixa Proposta para as Centrais Geradoras Angra 1 e 2 Descrição Valor (R$) Parcela A 61.823.800,90 Encargos Setoriais 9.068.852,05 Custo de Transporte 52.754.948,85 Parcela B 1.302.030.850,66 Fundo de Descomissionamento 8.131.187,29 Custos de Combustível 268.077.024,00 O&M 488.248.854,63 Remuneração dos Investimentos 307.882.265,95 Depreciação 229.691.518,79 PIS/COFINS 139.015.487,90 Receita Fixa 1.502.870.139,46

121. Já o Custo Variável Unitário foi calculado em R$ 21,08/MWh, conforme média dos custos nos três anos anteriores a revisão, limitado ao preço internacional, detalhado na tabela a seguir:

Tabela 3 – Custo Variável Unitário Proposto para as Centrais Geradoras Angra 1 e 2

1. Preço Internacional do Combustivel (US$/MWh) 9,33 2. Taxa de Câmbio 2,05 3. Limite de Repasse do Custo de Combustivel* (R$/MWh) 21,08 4. Custos Unitários Médios de Combustivel (2010 a 2012) (R$/MWh) 24,64 5. Custo Variável Unitário (R$/MWh) 21,08 *Incluído PIS/COFINS

Cálculo do Custo Variável Unitário

122. A seguir, são detalhados os cálculos dos itens de custos da Receita Fixa. III.E.1. Custos com conexão e uso dos sistemas de transmissão 123. Os Custos de Rede Básica referem-se aos valores pagos às Transmissoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST celebrado com o ONS, para acesso à rede de transmissão do sistema interligado. São calculados pelo ONS, com base nos valores de demanda de potência multiplicados por tarifa estabelecida pela ANEEL. Para fins de cálculo do custo de rede básica associados a Angra 1 e 2, foram utilizadas as tarifas definidas na Resolução Homologatória 1.316/2012.




124. O Custo de Conexão refere-se ao uso exclusivo das Demais Instalações de Transmissão (DIT) não integrantes da rede básica e pertencentes às transmissoras, para conexão às instalações da rede básica de transmissão e seus valores são estabelecidos pela ANEEL. O custo de conexão com a transmissora Furnas foi obtido conforme valores definidos pela Resolução Homologatória 1.313/2012.

125. O custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2 foram calculados em R$ 52.754.948,85. As tabelas a seguir apresentam o cálculo detalhado. Cabe destacar que foi descontado o PIS/COFINS, de 9,25%, sobre o custo de conexão e uso do sistema de transmissão.

Tabela 4 – Custos com conexão e uso dos sistemas de transmissão

Conexão Encargo de Conexão (R$)

Furnas 1.559.555,04 Central Geradora MUST (MW) Tarifa (R$/MW) EUST Anual (R$)Angra 1 610 2.501,00 18.307.320 Angra 2 1.275 2.501,00 38.265.300 Total 1.885 2.501,00 56.572.620

III.E.2. Encargos Setoriais 126. A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE foi instituída pela Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela geradora, conforme dispõe o Decreto nº 2.410/1997. O valor anual da TFSEE é estabelecido pela ANEEL com a finalidade de constituir sua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. 127. Os agentes do setor de energia elétrica pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do Operador Nacional do Sistema – ONS. Este tem como atividades a coordenação e o controle da operação dos sistemas elétricos interligados e a administração e coordenação da prestação dos serviços de transmissão de energia elétrica por parte das transmissoras aos usuários acessantes da rede básica. 128. Os valores dos encargos setoriais considerados no cálculo da tarifa das centrais geradoras de Angra 1 e 2 são:

Tabela 5 – Encargos Setoriais Encargos Setoriais Valor (R$) DescriçãoTaxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8.985.894,42 Despacho nº 136/2012Contribuição ONS 82.957,63 julho/2012 a junho/ 2013Total 9.068.852,05

III.E.3. Custo de Combustível 129. Os elementos combustíveis necessários para a geração nuclear de energia elétrica são fornecidos à Eletronuclear pelas Indústrias Nucleares do Brasil – INB. De forma resumida, o processo de produção destes elementos, conforme a INB, é constituído de seis etapas, sendo elas8:

8 As informações relativas às etapas de produção dos elementos combustíveis foram obtidas no site da Indústrias Nucleares do Brasil – INB, no endereço http://www.inb.gov.br/.




a) Mineração e Produção de Concentrado de Urânio (U3O8): O beneficiamento do urânio é extraído do minério, purificado e concentrado sob a forma de um sal de cor amarela, conhecido como yellowcake.

b) Conversão de U3O8 em UF6: Transformação do yellowcake (U3O8) em hexafluoreto de urânio (UF6). Na usina de conversão, o urânio sob a forma de yellowcake, é dissolvido e purificado, obtendo-se então o urânio nuclearmente puro. Após essa etapa, é convertido para o estado gasoso, o hexafluoreto de urânio (UF6).

c) Enriquecimento Isotópico: O urânio235 é o isótopo físsil responsável pela reação em cadeia

nos reatores nucleares. A operação de enriquecimento do urânio tem por objetivo aumentar a concentração do urânio235 acima da natural. Atualmente, o processo de enriquecimento é efetuado no exterior e enviado em contêineres. Parte desta etapa será realizada no País, com a utilização de tecnologia desenvolvida pelo Centro Tecnológico da Marinha em São Paulo - CTMSP. Este contrato de implantação foi assinado em julho de 2000 para processar no País em escala industrial, a médio prazo, o enriquecimento de urânio através do processo de ultracentrifugação.

d) Reconversão do UF6 em Pó de UO2: O hexafluoreto de urânio (UF6) é transformado em

dióxido de urânio (UO2). Reconversão é o retorno do gás UF6 ao estado sólido, sob a forma de pó de dióxido de urânio (UO2). Após a sua estabilização, realizada em várias etapas, o UO2 é transportado para grandes caixas giratórias misturadoras, os homogeneizadores, onde a este pó é adicionado outro composto de urânio (U308), estando pronto para a fabricação de pastilhas.

e) Fabricação de Pastilhas de UO2: Após o processo de mistura (homogeneização) com U3O8,

o pó de UO2 é transportado para uma prensa rotativa automática onde são produzidas as pastilhas. Nesta fase do processo são chamadas de "pastilhas verdes", ainda relativamente frágeis, e são encaminhados ao forno de sinterização, sob temperatura de 1750° C, onde adquirem resistência necessária às condições de operação a que serão submetidas dentro de um reator de uma usina nuclear.

f) Fabricação de Elementos Combustíveis: É composto pelas pastilhas de dióxido de urânio

montadas em tubos de uma liga metálica especial - o zircaloy - formando um conjunto de varetas, cuja estrutura é mantida rígida por reticulados chamados grades espaçadoras. O elemento combustível é um conjunto de 235 varetas combustíveis - fabricadas em zircaloy - rigidamente posicionadas em uma estrutura metálica, formada por grades espaçadoras; 21 tubos-guias e dois bocais, um inferior e outro superior.

130. Para o cálculo dos custos com combustível, foi proposta a aplicação do custo unitário médio nos três anos anteriores a revisão, limitado ao preço internacional, líquido de PIS/COFINS, sobre a geração de energia correspondente à declaração de inflexibilidade das centrais geradoras nucleares. 131. De acordo com as informações prestadas pela Eletronuclear, as quais serão fiscalizadas pela SFF, o custo unitário médio para os anos de 2010 a 2012 é de R$ 22,36 /MWh, já descontado o PIS/COFINS. 132. Considerando o preço internacional de US$ 9,33 /MWh9 e a taxa de câmbio de R$ 2,05 /US$, o limite de repasse do custo de combustível é de R$ 19,13 /MWh. Tendo em vista que o custo médio de 9 Valor constant do relatório Projected Costs of Generating Electricity - 2010 Edition”, elaborado pelas International Energy Agency – IEA e Nuclear Energy Agency – NEA.




aquisição de combustível da Eletronuclear nos últimos 3 anos mostrou-se superior ao preço internacional, será adotado o limite de repasse, de forma que o custo de combustível, associado à declaração de inflexibilidade de 14.016.00014.016.000MWh, é de R$ 268.077.024,00. 133. Cabe destacar que, conforme informações prestadas pela Eletronuclear, por meio da correspondência DA-056/12, a média dos custos unitários estimados de combustível para os anos de 2013 a 2016 é de R$ 18,21 /MWh, valor próximo ao limite de repasse do custo de combustível.

Gráfico 1 – Custo de Combustível

III.E.4. Fundo de Descomissionamento 134. Para o Fundo de Descomissionamento, foi proposto que a sua cobertura tarifária seja calculada pela ANEEL, considerando:

a) Estudo contendo estimativa de recursos necessários para o descomissionamento de

Angra 1 e 2, realizado pela Eletronuclear conforme regulamentação da Comissão Nacional de Energia Nuclear, CNEN;

b) Vida útil remanescente estimada das Centrais de Geração de Angra 1 e 2; c) Regulamentações vigentes da CNEN; e d) Cobertura tarifária concedida anteriormente à data de processamento da revisão tarifária.

135. O último estudo realizado pela Eletronuclear com a finalidade de estimar os recursos necessários para o fundo de descomissionamento das centrais de geração Angra 1 e 2 foi o Relatório Final do Grupo de Trabalho Constituído pela Circular Geral nº 017/2007, de 16/04/07, alterada pela Circular Geral nº 024/2007, de 21/06/07. Neste relatório, foi estimada, pela Eletronuclear, a necessidade de US$ 307.000.000 para Angra 1 e US$ 426.000.000 para Angra 2, que considerando a taxa de câmbio de 2,05 R$/USS, totalizam em 1.502.650.000 . 136. Para definir o valor da parcela anual necessária para a composição do fundo, dada a vida útil remanescente de 12 anos para Angra 1 e 28 anos para Angra 2, estimativas estas da Eletronuclear, deve-se observar a cobertura tarifária concedida em período anterior a janeiro de 2013 para esta destinação.

25,08

19,41

22,76

21,50

19,67

17,25

14,41

19,13

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Custo Unitário de Combustível Estimado - Descontado PIS/COFINS (R$/MWh)Limite de Repasse do Custo de Combustivel (R$/MWh)




137. Conforme já mencionado nesta Nota Técnica, a partir de dezembro de 2004, com a publicação do Decreto nº 5.287/2004, a tarifa praticada entre a Eletronuclear e Furnas foi definida inicialmente pelo MME por meio da Portaria MME n° 320/2004, e seu valor foi atualizado pela ANEEL conforme recomendações constantes da Nota Técnica nº 02/ASSECON/GM/MME, de 7 de dezembro de 2004. O valor considerado para o fundo de descomissionamento na tarifa de R$ 91,52/MWh, definida na Portaria MME n° 320/2004, era de R$ 25 milhões anuais, que foi atualizado anualmente pela aplicação do IPCA. Assim, para a definição dos recursos necessários para a composição do fundo, é necessária a dedução desta cobertura tarifária já concedida. 138. Porém, é preciso verificar a cobertura tarifária dada para a composição do fundo de descomissionamento no período anterior a dezembro de 2004. Para tanto, é preciso que a análise seja realizada a luz dos diferentes modelos de regulação vigentes entre o início de entrada em operação da central gerador Angra 1, em 1985, até o final do ano de 2004. Sobre este período, destacamos as seguintes considerações:

a) Até 1997, os ativos de Angra 1 e 2 faziam parte de FURNAS, que em função de programa

de privatização, teve de se desfazer dos ativos e passivos referentes a estas centrais de geração, que foram incorporados à Nuclen, a qual alterou sua razão social para Eletronuclear.

b) Entre o período de 1985 e 1993, vigia o regime de remuneração garantida e a usina de Angra 1 possuía seus custos reconhecidos no custo de serviço de Furnas e, para o cálculo da cobertura tarifária, era considerada parcela específica para o fundo de descomissionamento. Porém, seria necessário efetuar pesquisa histórica e conciliação contábil para aferir os valores.

c) Em 4 de março de 1993, foi publicada a Lei nº 8.631/2004, extinguindo o regime de

remuneração garantida até então vigente, e em consequência, a Conta de Resultados a Compensar - CRC e a Reserva Nacional de Compensação de Remuneração – RENCOR também foram extintas. Além disso, foi realizado encontro de contas com os detentores de créditos da CRC. Os níveis das tarifas a serem praticadas no suprimento de energia elétrica passaram a ser propostos pelo concessionário supridor e homologados pelo Poder Concedente. Os níveis das tarifas, conforme a referida Lei, correspondiam aos valores necessários para cobertura do custo do serviço de cada concessionário supridor, segundo suas características específicas, de modo a garantir a prestação dos serviços adequados. Assim, cada concessionária deveria firmar contratos de suprimento, propondo preços bem como sua recomposição, e os encaminhar para homologação do Dnaee.

d) Com a cisão dos ativos referentes à geração nucleoelétrica Furnas passa a ser suprida pela Eletronuclear e mantém em seu lastro a energia referente à unidade 1 de tal modo que os contratos de suprimento permanecem inalterados.

e) Em 27 de maio de 1998, a Lei n º 9.648/1998 alterou o modelo de comercialização de energia, estabelecendo a livre negociação da compra e venda de energia elétrica, entre concessionários, permissionários e autorizados, de acordo com os prazos e condições de transição estipuladas. Foram firmados contratos bilaterais e, para os montantes de energia e de demanda, a Lei definiu que para o ano de 1998, os montantes seriam definidos e atualizados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada - GCOI e, na falta destes, os montantes acordados entre as partes. Além disso, definiu que após 2002, os montantes de energia e de demanda de potência seriam contratados com redução gradual à razão de




25% do montante referente ao ano de 2002, por meio dos denominados contratos iniciais. No entanto, essa lei excetuou as usinas do complexo de Angra que teriam regras específicas, porém sua energia compunha o lastro de Furnas.

f) A lei 10.438/2002, art. 27, estabeleceu que no mínimo 50% (cinqüenta por cento) da energia elétrica comercializada pelas concessionárias geradoras de serviço público sob controle federal, inclusive o montante de energia elétrica reduzido dos contratos iniciais de que trata o inciso II do art. 10 da Lei no 9.648, de 27 de maio de 1998, deveria ser negociada em leilões públicos, conforme disciplina estabelecida em resolução da Aneel. Assim, as usinas de Angra por serem do lastro de Furnas teriam sua energia repassada a preços determinados em condições de mercado (leilões e demais mecanismos).

g) O decreto 4.550, de 27 de dezembro de 2002, veio regulamentar a comercialização de energia da Eletronuclear. Resumidamente, a Eletronuclear venderia a totalidade de sua energia à Furnas, sob condições contratuais aprovados pela Aneel, e o preço seria o fixado no instrumento de delegação que ainda deveria conter as regras de revisão e reajuste. Adicionalmente, caberia a Aneel considerar no estabelecimento das tarifas de Furnas o custo da energia comprada da Eletronuclear. Lembre-se que a liberalização em curso fazia com que a Aneel não tivesse gestão dos preços dos contratos de venda de energia e que estes seriam definidos pelo mercado.

h) Em 3 de julho de 2003, o Conselho Nacional de Política Energética, emite a Resolução 04, pela qual autoriza a Aneel a, em caráter provisório e precário, proceder ao reajuste da atual tarifa de suprimento da Eletronuclear para Furnas, empregando o mesmo Fator de Reajuste, relativo à geração própria desta concessionária, na forma contemplada nos contratos iniciais.

i) O Decreto nº 5.287, de 26 de novembro de 2004, alterou o Decreto nº 4.550, de 27 de dezembro de 2002, definindo a política tarifária a ser seguida pela Aneel para determinação das tarifas da Eletronuclear suprindo Furnas.

j) Finalmente, em 30 de junho de 2004, o Decreto nº 5.163/2004, alterou o modelo de

comercialização de energia elétrica, definindo que os agentes de distribuição do SIN deverão adquirir, por meio de leilões realizados no Ambiente de Contratação Regulada – ACR. Em relação à energia das centrais geradoras Angra 1 e 2, esta foi comercializada por Furnas por meio do Leilão de Compra de Energia Proveniente de Empreendimentos Existentes (CCEAR 2005-08), realizado em 7 de dezembro de 2004.

139. Com base no histórico levantado, observa-se primeiramente que sobre o regime da remuneração garantida havia a consideração de parcela específica para o fundo de descomissionamento. Na análise dos processos do DNAEE, foi verificada a existência de um estudo relativo ao fundo de descomissionamento, realizado por FURNAS, denominado de DGEC n. 012.85, no qual foi estimado o montante de US$ 111 milhões para o descomissionamento de Angra 1. Naquela época, era considerada uma estimativa de vida útil de 20 anos para a usina (em 16 de janeiro de 1980 foi expedido o Ofício DNAEE//DCEF/CIRCULAR/Nº 070/80, por meio do qual foi encaminhada as concessionárias “Tabela de Depreciação do Ativo Imobilizado Tangivel” e que para produção térmica, inclusive termonuclear, era de 5%, e em 17 de março de 1999, por meio da Resolução nº 44 a ANEEL altera as taxas de depreciação para usinas nucleares para 3,3%), o que representava uma cota mensal de recolhimento em torno de US$ 462.500,00, que dado o regime de definição das tarifas, pode-se considerar que tal valor foi considerado no custo serviço de Furnas.




140. Já em relação aos modelos de regulação vigentes entre 1993 e 2004, entende-se que Furnas, ao propor os preços dos contratos de suprimento, incorporou parcela para a composição do fundo de descomissionamento no preço de seus contratos. 141. No que tange ao novo modelo considera-se que a energia do complexo nuclear pertencia ao lastro de Furnas, portanto remunerado pela média dos contratos celebrados por Furnas e não pelo valor de determinado leilão (1º Leilão de Energia Existente de 2005), sendo então o valor considerado na planilha de custos pela empresa na negociação de seus contratos subsequentes. 142. Assim, considerando o histórico levantado, verifica-se que havia cobertura tarifária para a composição do fundo de descomissionamento, em período anterior a dezembro de 2004. De acordo com o Relatório Final do Grupo de Trabalho Constituído pela Circular Geral Nº 0172007 (autos do processo 48500.004640/2012-26, Anexo 2), elaborado pela Eletronuclear, aprovado pela Resolução da Diretoria Executiva nº DP-084/07, foi considerado, para a definição das cotas mensais a serem recolhidas para o fundo de descomissionamento, o ajuste decorrente de cotas já constituídas até agosto de 2007, conforme texto constante do referido documento:

“A Usina Angra 1 entrou em operação comercial em janeiro de 1985, data em que também iniciou a constituição das quotas para seu Descomissionamento. Desta data até agosto de 2007 foram registradas 272 quotas mensais, restando 208 quotas mensais a serem constituídas até o fim de sua vida econômica em dezembro de 2024. No caso da usina Angra 2 entrada em serviço e constituição das quotas foi setembro de 2000, tendo sido registradas até setembro de 2007 o total de 84 quotas mensais, restando 396 quotas mensais a constituir até agosto de 2040.

As quantidades de quotas constituídas até agosto de 2007, aplicadas aos valores das novas quotas, deduzidos os montantes já constituídos de US$ 122.934 mil para Angra 1 e US$ 56.000 mil para Angra 2, resulta no valor a ser registrado contabilmente para que o passivo esteja atualizado com base no valor futuro de estimativa para o Descomissionamento. Esses valores representam para Angra 1 US$ 51.033 mil e para Angra 2 US$ 18.550 mil, o que sugerem um registro no resultado da Empresa equivalente a US$ 69.583 mil, para as duas usinas.” (Relatório Final do Grupo de Trabalho Constituído pela Circular Geral Nº 017/2007, página 22)

143. Portanto, os valores já constituídos de US$ 122.934.000 para Angra 1 e US$ 56.000.000 para Angra 2 até agosto de 2007, conforme relatório da Eletronuclear de 2007, quando divididos pelo número de cotas constituídas até aquele momento (272 cotas mensais para Angra 1 e 84 cotas mensais para Angra 2), resultam em valores históricos das cotas mensais de US$ 451.963,24 para Angra 1 e US$ 666.666,67 para Angra 2. Neste ponto, cabe destacar que o valor da cota mensal de Angra 1 é próximo ao valor considerado no estudo DGEC n. 012.85 de FURNAS (em função da alteração das taxas de depreciação). Desse modo, para efeitos de cálculo, será considerado o valor de US$ 451.963,24 para as cotas mensais de Angra 1 desde 1985. 144. Concluindo, foi considerado para o cálculo da cobertura tarifária concedida até agosto de 2007 para a composição do fundo de descomissionamento, o valor das cotas mensais de US$ 451.963,24 para Angra 1 e US$ 666.666,67 para Angra 2, aplicando sobre elas a remuneração mínima de 2% a.a. (definida no relatório da Eletronuclear) desde o início de entrada em operação comercial de cada usina até agosto de 2007, e convertida em reais pela taxa de câmbio de R$ 1,9620 /US$, de 31/08/2007. O valor resultante foi atualizado a preços de dezembro de 2012 pela variação do IPCA e pela aplicação da taxa de




remuneração mínima. No resultado obtido, considera-se que houve cobertura tarifária até agosto de 2007 de R$ 450.977.873,16 para Angra 1 e R$ 174.586.709,76 para Angra 2, conforme Tabela 6.

Tabela 6 – Cobertura Tarifária para Fundo de Descomissionamento (anterior à agosto 2007) Saldo do Fundo de Descomissionamento até agosto/2007 Angra 1 Angra 2 TotalValor constituído até agosto/2007 (US$) 122.934.000,00 56.000.000,00 178.934.000,00Quantidade de cotas mensais 480,00 480,00 0,00Quantidade de cotas até agosto 2007 272,00 84,00 0,00Valor histórico das cotas mensais até 2007 (US$) 451.963,24 666.666,67 1.118.629,90Taxa de Remuneração Mensal Mínima 0,00 0,00 0,00Valor das cotas constituídas a preços de agosto 2007 (US$) 155.032.212,34 60.017.498,57 215.049.710,92Taxa de câmbio - Dólar americano (venda) - (31/08/2007) 1,96 0,00 0,00Valor das cotas constituídas a preços de agosto 2007 (R$) 304.173.200,61 117.754.332,20 421.927.532,82

Ano IPCA (nº índice)

Remuneração Mínima

Angra 1 (R$)

Angra 2 (R$)

ago/07 2.688,37 0,000 304.173.200,61 117.754.332,20ago/08 2.854,13 1,020 329.386.525,74 127.515.146,95ago/09 2.978,68 1,020 350.635.674,49 135.741.313,21ago/10 3.112,29 1,020 373.690.863,54 144.666.650,44ago/11 3.337,16 1,020 408.704.692,12 158.221.526,39ago/12 3.512,04 1,020 438.724.835,32 169.843.200,85dez/12 3.586,38 1,007 450.977.873,16 174.586.709,76

Saldo das cotas constituídas até agosto 2007 (a preços de dez/2012)

145. Já em relação à cobertura tarifária entre agosto de 2007 e dezembro de 2012, foi considerado o montante anual de R$ 25 milhões anuais, definido na Nota Técnica nº 02/ASSECON/GM/MME, o qual foi atualizado anualmente pelo IPCA nas revisões anuais realizadas pela ANEEL. Para obter a cobertura tarifária concedida, estes valores foram atualizados a preço de dezembro de 2012 pela variação do IPCA e pela remuneração mínima de 2%. O resultado obtido foi de R$ 192.260.777,63, que proporcionalizado pela garantia física de cada usina, chega-se ao valor de R$ 57.168.004,92 para Angra 1 e R$ 135.092.772,71 para Angra 2. Os detalhes de cálculo estão descritos na tabela a seguir.

Tabela 7 – Cobertura Tarifária Concedida a partir de setembro de 2007

Data da RTA

IPCA (nº índice)

Cobertura Tarifária Portaria MME 320/2004

(R$)

Cobertura Tarifária Concedida

(R$)

Cobertura Tarifária Atualizada (IPCA+Remuneração Mínima)

(R$)dez/04 2.398,92 25.000.000,00 0,00 0,00dez/05 2.535,40 26.422.306,70 0,00 0,00dez/06 2.615,05 27.252.367,73 9.084.122,58 12.108.331,67dez/07 2.731,62 28.467.185,23 28.467.185,23 35.861.066,15dez/08 2.892,86 30.147.524,72 30.147.524,72 36.432.980,53dez/09 3.017,59 31.447.380,49 31.447.380,49 35.918.682,57dez/10 3.195,89 33.305.508,31 33.305.508,31 35.758.804,05dez/11 3.403,73 35.471.483,00 35.471.483,00 36.180.912,66dez/12 3.586,38 0,00 0,00 0,00Total - 237.513.756,19 167.923.204,33 192.260.777,63

Cobertura Tarifária Concedida a partir de setembro de 2007

146. Retirando dos montantes necessários para a composição do fundo de descomissionamento as coberturas tarifárias concedidas em período anterior a dezembro de 2012, considerando a vida útil




remanescente de 12 anos para Angra 1 e 28 anos para Angra 2 e a taxa de remuneração mínima de 2%, o valor anual para fundo de descomissionamento a ser considerado na revisão periódica de 2013 é de R$ 8.131.187,29, conforme tabela a seguir.

Tabela 8 – Cálculo do Custo do Fundo de Descomissionamento

UsinaCobertura até agosto/2007

(VP)*

Cobertura a partir de setembro/2007

(VP)*

Estimativa de recursos para o Fundo de

Descomissionamento (VF)**

Saldo final para o Fundo de

Descomissionamento (VF)**

Parcela anual considerada na

RTP

Angra 1 450.977.873,16 57.168.004,92 629.350.000,00 -15.101.840,32 -1.125.987,12Angra2 174.586.709,76 135.092.772,71 873.300.000,00 337.687.729,37 9.257.174,41Total 625.564.582,92 192.260.777,63 322.585.889,05 322.585.889,05 8.131.187,29* VP: Valor Presente (dezembro/2012)** VF: Valor Fututo (dezembro/2024 para Angra 1 e agosto/2040 para Angra 2)

Recursos para o Fundo de Descomissionamento

147. Cabe destacar que a CNEN está aperfeiçoando a regulamentação hoje vigente sobre o fundo de descomissionamento. Além disso, a Eletronuclear está realizando um novo estudo com a finalidade de atualizar os valores necessários para o descomissionamento das centrais geradoras Angra 1 e 2. Tais fatores deverão ser considerados na definição da tarifa na próxima revisão tarifária periódica.

148. Por fim, esclarecemos que os valores para a composição do fundo de descomissionamento aqui propostos tratam-se apenas de cobertura tarifária regulatória, devendo a Eletronuclear constituir o fundo e decidir pelos aportes anuais conforme regulamentações estabelecidas pela CNEN. III.E.5. Custo de Geração 149. O Custo de Geração compreende os custos próprios da atividade de geração das centrais de geração de Angra 1 e 2, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela Eletronuclear, sendo eles:

a) Custos de Administração, Operação e Manutenção; b) Remuneração de Capital; e c) Quota de Reintegração Regulatória.

150. Seu valor é aquele iguala o Valor Presente Líquido - VPL do fluxo de despesas, dos três itens acima no período tarifário de três anos, com o VPL de um valor anual único durante todo o período, considerando o custo médio ponderado de capital (WACC). 151. Para o Custo de Administração, Operação e Manutenção, denominado de CAOM, foi proposto como metodologia a adoção do ponto de partida, obtido com base no mínimo histórico anual dos custos de operação e manutenção da Eletronuclear relativos à Angra 1 e 2, e a aplicação trajetória de redução definida conforme níveis de eficiência observados em centrais de geração nucleoelétricas no mercado internacional. 152. Em relação ao valor mínimo histórico anual dos custos de operação e manutenção da Eletronuclear relativos às centrais geradoras de Angra 1 e 2 para o período de 2005 a 2011, observa-se que este ocorreu no ano de 2005. Desta forma, o ponto de partida para o CAOM é de R$ 564.285.766,72, mínimo




histórico relativo ao ano de 2005, atualizado monetariamente pelo IPCA para preços de janeiro de 2013. A tabela a seguir apresenta os valores históricos anuais a preços de julho de 2012.

Tabela 9 – Histórico do Custo de Administração, Operação e Manutenção

Ano Pessoal* (R$) Outros* (R$) O&M Total* (R$)2005 264.399.600,64 283.576.871,05 547.976.471,69 2006 289.251.451,62 276.500.729,91 565.752.181,53 2007 333.107.681,90 292.469.213,38 625.576.895,27 2008 363.094.949,53 255.114.360,04 618.209.309,57 2009 376.436.752,11 228.583.194,88 605.019.946,99 2010 489.964.355,28 251.935.990,53 741.900.345,81 2011 520.534.980,87 239.280.899,87 759.815.880,74

*a preços de julho/2012 153. Para a definição da trajetória de redução do CAOM, foram observados níveis de eficiência de empresas de geração nuclear no mercado internacional, e para tanto foram utilizados os dados constantes do relatório “Projected Costs of Generating Electricity - 2010 Edition”, elaborado pelas International Energy Agency – IEA e Nuclear Energy Agency – NEA, onde se analisa os custos projetados de O&M para usinas de geração nuclear. O gráfico a seguir apresenta os dados constantes do referido relatório por usina de geração nuclear de energia elétrica.

Gráfico 2 – Custos O&M de Geração Nuclear de Energia Elétrica

7,0 7,1 7,28,8 9,0 9,3

10,411,8

12,9 13,714,7 15,4 15,5 15,8 16,0 16,5

16,8 18,119,8

29,8

Chin

a CP

R-10

00 I

Chin

a CP

R-10

00 II

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1600

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-140

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V213

Suiç

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MW

h

* O dado relativo a Brasil PWR refere-se à usina Angra III

154. Para a definição da trajetória, foram expurgados os valores extremos de custos de O&M (China CPR-1000, Belgium EPR-1600 e Hungary PWR – assinalados em vermelho no gráfico) e as usinas cuja tecnologia de produção não é a PWR (assinaldos em verde no gráfico), e por meio da distribuição de t-Student, foram definidos percentuais anuais de redução de custos de forma que a meta para o ano de 2016




represente um nível de eficiência no qual 25% das geradoras da amostra terão custos por MWh superiores à Eletronuclear com a geração de Angra 1 e 2. A tabela a seguir apresenta a trajetória proposta de redução do CAOM, a ser considerada no fluxo de despesas do Custo de Geração.

Tabela 10 – Trajetória de Redução de Custo de Administração, Operação e Manutenção

Descrição Ponto de Partida 2013 2014 2015

Custo de O&M (US$/MWh) 19,97 18,30 17,11 16,34 Custo de O&M (R$/MWh) 40,93 37,52 35,08 33,50 Redução Anual 8,3% 6,5% 4,5%

* Foi utilizada a taxa de câmbio R$/US$ de 2,05

155. Para o cálculo da Remuneração de Capital e da Quota de Reintegração Regulatória, é necessário o valor da Base de Remuneração em janeiro de 2013, bem como as movimentações em seu valor dado as adições, baixas e depreciação durante o período tarifário, além do custo de capital. 156. A tabela a seguir resume o cálculo da Base de Remuneração Regulatória, calculada conforme Método do Custo de Reposição.

Tabela 11 – Cálculo da Base de Remuneração Parâmetros de Cálculo Angra 1 Angra 2

Potência Instalada em Operação (MW) 640 1.350Valor Novo de Reposição (R$)Custo de Reposição do kW instalado (R$)Depreciação Acumulada em Dez/2011

21.481.539.160,0710.794,74

37,0%

Participação da União (MP 2181-45) Angra 1 Angra 2Participação da União (31/12/1999) 2.481.690.433,66 8.211.608.818,00 Participação da União - Preços de Jan/2013 7.124.731.176,58 23.574.860.329,87 Custo Eletronuclear (31/12/2011) - Preços de Jan/2013 4.154.703.921,19 12.157.167.251,88 Custo Total da Usina 11.279.435.097,77 35.732.027.581,75 Índice de Participação da Eletronuclear 0,3683 0,3402

Base de Remuneração Angra 1 Angra 2 Total

Valor Novo de Reposição - VNR 6.908.635.709,77 14.572.903.450,30 21.481.539.160,07 Base de Remuneração - BRR 2.544.749.415,61 4.958.163.210,46 7.502.912.626,07 Base de Remuneração Líquida - BRRl 1.518.451.976,29 2.958.535.987,68 4.476.987.963,97

157. Para a definição do Valor Novo de Reposição, foram observados os custos por kW projetados para a construção de centrais de geração nucleares no mercado internacional, constantes do relatório “Projected Costs of Generating Electricity - 2010 Edition”, elaborado pelas International Energy Agency – IEA e Nuclear Energy Agency – NEA. Foi realizado o mesmo procedimento adotado na definição da meta de custos de operação e manutenção: i) expurgados os valores extremos (assinalados em vermelho no gráfico 2) e as usinas cuja tecnologia de produção não é a PWR extremos (assinalados em verde no gráfico 2); e ii) definido o valor de reposição de forma que 75% dos projetos apresentarão custos por kW inferiores ao regulatório das centrais geradoras de Angra 1 e 2. 158. A tabela a seguir apresenta os dados de custos estimados de construção constantes do referido relatório por projeto de usina de geração nuclear de energia elétrica.




Gráfico 2 – Custo Unitário de Construção de Usinas Nucleoelétricas*

1.751 1.931 1.946 2.0982.542

2.9333.319 3.430

3.814

4.483 4.599 4.703 4.758 4.874

5.575 5.6325.709

6.185 6.392

6.988Co

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* 1. Custo do Investimento de construção de uma geradora nuclear (US$/kWmédio) incluindo os juros de obras em andamento (taxa de 5%). 2. O dado relativo ao Brasil PWR refere-se à usina Angra III.

159. O índice de Participação da Eletronuclear, bem como a participação da União, foi calculado conforme informações da Eletronuclear e serão fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF de forma que a Base de Remuneração poderá ser alterada para fins de cálculo da receita fixa final. 160. A tabela a seguir resume o cálculo da Remuneração do Capital e da Quota de Reintegração Regulatória.

Tabela 12 – Remuneração do Capital e Quota de Reintegração Ativos de Geração Valores (R$)1. Base de Remuneração Bruta 7.502.912.626,072. Depreciação Acumulada 3.025.924.662,093. Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(2) 4.476.987.963,974. Saldo RGR Demais Investimentos 898.137.108,995. Taxa de Depreciação 3,33%6. Quota de Reintegração Regulatória = (1) * (5) 250.097.087,547. Remuneração de Capital 320.665.174,68

161. Em relação ao custo de capital, foi adotado o WACC real antes de impostos de 8,62%, detalhado no Anexo desta Nota Técnica, e a taxa RGR de 1,35%. 162. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, foi adotada a taxa anual de depreciação de 3,33%, proposta conforme Nota Técnica nº 381/2012-SRE/ANEEL, a qual também será submetida ao processo de Audiência Pública.




163. Por fim, para o cálculo do fluxo de despesas no período tarifário, foi considerado o valor de R$ 72.397.714,25 referente os investimentos anuais, obtido conforme informações históricas de adições e baixas dos ativos das centrais geradoras Angra 1 e 2.

164. Considerando o fluxo de despesas para o período tarifário, detalhado na Tabela 12, o valor do item Custo de Geração calculado para a revisão tarifária periódica é de R$ 1.025.822.639,37. Tal valor, considerado anualmente durante o período tarifário, tem o mesmo VPL do fluxo de despesa.

Tabela 13 – Fluxo de Despesas para o Período Tarifário

Base de Remuneração 2012 2013 2014 20151. AIS Bruto de Geração 6.604.775.517 6.677.173.231 6.749.570.946 6.821.968.660 1.1. Baixas do AIS bruto - - - - 1.2. Saldo bruto do AIS de geração - 6.677.173.231 6.749.570.946 6.821.968.6602. Depreciação Acumulada -3.025.924.662 -3.246.083.846 -3.468.656.287 -3.693.641.985 2.1. Depreciação no ano - -220.159.184 -222.572.441 -224.985.698 2.2. Baixas da depreciação acumulada - - - - 2.2. Saldo da depreciação acumulada - -3.246.083.846 -3.468.656.287 -3.693.641.9853. Saldo Líquido do AIS 3.578.850.855 3.431.089.385 3.280.914.659 3.128.326.6754. Saldo Bruto das Obrigações Especiais - - - - 4.1. Amortização no ano - - - - 4.2. Amortização acumulada - - - - 4.3. Saldo líquido das obrigações especiais - - - - 5. AIS de Geração - RGR 898.137.109 898.137.109 898.137.109 898.137.109 5.1. Depreciação acumulada - -29.937.904 -59.875.807 -89.813.711 5.2. Depreciação no ano - -29.937.904 -29.937.904 -29.937.904 5.3. Saldo líquido do AIS - RGR 898.137.109 868.199.205 838.261.302 808.323.3986. Base de Remuneração Líquida 3.578.850.855 3.431.089.385 3.280.914.659 3.128.326.675

Crédito de PIS/COFINS sobre a Depreciação dez/2011 2013 2014 2015

1. AIS Bruto de Geração Contábil 7.359.809.656 7.432.207.370 7.504.605.084 7.577.002.798 1.1. Depreciação Contábil 247.740.246 250.153.503 252.566.760 1.2. Crédito PIS/COFINS 22.915.973 23.139.199 23.362.425

Fluxo de Despesas 2013 2014 20151. Custos Operacionais 517.235.619 483.615.304 461.852.6162. Quota de Reintegração Regulatória 197.243.211 199.433.242 201.623.2733. Remuneração Bruta do Capital 308.540.324 295.801.494 282.854.6124. Quota de Reintegração Regulatória - RGR 29.937.904 29.937.904 29.937.9045. Remuneração Bruta do Capital - RGR 12.124.851 11.720.689 11.316.528Fluxo de Despesas 1.065.081.909 1.020.508.633 987.584.932Custo de Geração 1.025.822.639 1.025.822.639 1.025.822.639

III.F. Tarifas praticadas entre Furnas e Eletronuclear entre 2009 a 2012

165. Em relação ao período entre 2010 e 2012, a Lei nº 12.111/2009 define que será calculado um diferencial entre a tarifa a ser praticada pela Eletronuclear e a tarifa de referência, ficando a Eletronuclear autorizada a repassar para Furnas, entre 2013 e 2015, o diferencial verificado. Para o cálculo destas tarifas, o art. 12 da Lei nº 12.111/2009 estabeleceu que:




“§ 1º A tarifa de referência de 2010 será igual à tarifa da Eletronuclear homologada pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL em dezembro de 2004 atualizada pelo Índice Nacional de Preço ao Consumidor Amplo – IPCA para dezembro de 2009, a qual será reajustada pelo IPCA em dezembro de 2010 e 2011. § 2º A tarifa a ser praticada pela Eletronuclear a partir de dezembro de 2009 será calculada e homologada anualmente pela ANEEL pela aplicação de fórmula paramétrica que considere a variação das despesas com a aquisição do combustível nuclear e a aplicação do IPCA para os demais custos e despesas. § 3º A fórmula paramétrica de que trata o § 2º será definida pela ANEEL, podendo estabelecer limite para a variação do custo de combustível adquirido pela Eletronuclear e podendo prever critério específico para a hipótese de a variação do custo do combustível ser inferior à variação do IPCA".

166. As tarifas praticadas e de referência foram definidas em Resoluções Homologatórias da ANEEL, conforme tabela a seguir.

Tabela 14 – Tarifas Praticadas e de Referência homologadas

Descrição dez/2009 a dez/2010

dez/2010 a dez/2011

dez/2011 a dez/2012

Tarifa Praticada Provisória (R$/MWh) 137,66 145,48 148,79Tarifa de Referência (R$/MWh) 115,68 121,79 130,29Resolução Homologatória REH nº 1.091/2010 REH nº 1.091/2010 REH nº 1.235/2011

167. Conforme o art. 12 da Lei nº 12.111/2009, as tarifas de referência foram calculadas pela aplicação do IPCA sobre a tarifa inicial de R$ 91,52/MWh, definida pelo Ministério de Minas e Energia – MME por meio da Portaria MME n° 320/2004, de 3 de dezembro de 2004. Destaca-se assim que a tarifa inicial foi definida pelo MME, conforme descreve a Lei nº 12.111/2009. 168. A tarifa inicial de que trata a referida Portaria refere-se à tarifa aplicada a partir de 5 de dezembro de 2004 no contrato de compra e venda celebrado entre a Eletronuclear e as Furnas Centrais Elétricas S/A para a comercialização da energia elétrica proveniente das centrais geradoras Angra 1 e 2 entre as partes. Além da tarifa inicial, a Portaria MME n° 320/2004, aprovou a metodologia, contendo os parâmetros e critérios para a revisão tarifária anual, a ser procedida pela ANEEL a partir de dezembro de 2005, em atendimento ao Decreto nº 5.287/2004, o qual alterou o Decreto nº 4.550/2002, definido que:

"Art. 3º A ELETRONUCLEAR, constituída pelo Decreto nº 76.803, de 16 dezembro de 1975, com a finalidade específica de explorar, em nome da União, atividades nucleares para fins de geração de energia elétrica, venderá à FURNAS Centrais Elétricas S.A., a totalidade da energia disponível para contratação, produzida em suas unidades de geração. § 3º O Ministério de Minas e Energia deverá, na definição da tarifa de que trata o § 2º, considerar a otimização do binômio modicidade tarifária e equilíbrio econômico financeiro do contrato. Art. 5º A tarifa do serviço público prestado pela ELETRONUCLEAR, definida pelo Ministério de Minas e Energia, será objeto de revisão tarifária anual, a ser promovida pela ANEEL, com base nos parâmetros fixados no § 4º do art. 3.”.




169. A energia elétrica proveniente de Angra 1 e 2 foi comercializada por Furnas, conforme estipulado no Decreto nº 5.287/2007. Para a definição das tarifas entre Furnas e Eletronuclear com vigência a partir de dezembro de 2005, a ANEEL seguiu a metodologia, os parâmetros, os critérios e as diretrizes, definidos na Portaria MME n° 320/2004 e na Nota Técnica nº 02/ASSECON/GM/MME. Para o cálculo desta tarifa, foi definida a metodologia do fluxo de caixa descontado, observando as variações de custos, despesas e receitas até o ano de 2034. Destacamos que, para a definição da tarifa inicial pelo MME, foi utilizado neste fluxo as despesas operacionais ocorridas no ano de 2004 e uma previsão de cortes a partir de 2006 (montante anual de R$ 404,0 milhões (2005), R$ 363,6 milhões (2006), R$ 323,2 milhões (2007) e R$ 282,8 milhões (a partir de 2008)). E, para os custos de os custos com combustível, foi adotado o montante anual de R$ 239,0 milhões (2005 e 2006) e R$ 184,0 milhões (a partir de 2007). Além disso, a Nota Técnica nº 02/ASSECON/GM/MME recomendou as tarifas fossem recalculadas a cada ano seguindo a seguinte orientação:

“i) O valor de O&M deverá ser reavaliado com base no IPCA menos a meta de redução de custos de 11,3% ao ano até 2008, acertado entre a ELETRONUCLEAR e o MME, quando este valor deverá representar uma tarifa de R$ 22,00/MWh, referida a dez/04; ii) O custo de combustível deverá acompanhar a evolução das negociações entre a ETN e o INB para alcançar valores iguais ou inferiores aos praticadas em usinas semelhantes no panorama internacional; (...)”

170. Em relação ao O&M, a meta de redução definida pela Nota Técnica n° 02/2004-ASSECON/GM/MME foi aplicada na revisão tarifária anual de 2005. Entretanto, em 28 de novembro de 2006, o MME, por meio do Ofício nº 1849/2006/GM-MME, apresentou nova meta de custos de O&M a ser considerada a partir da revisão tarifária anual de 2006. 171. Já em 28 de novembro de 2007, o MME, através do Ofício nº 2307/2007/GM-MME, alterou a meta de custos de O&M, definida anteriormente, com vigência a partir da revisão tarifária de 2007. De acordo com o Ofício nº 2307/2007/GM-MME, o MME verificou que a meta de redução dos custos de O&M aplicada para o cálculo e homologação da tarifa da Eletronuclear não seria atingida novamente no ano de 2008 e possivelmente até 2010, em função de paradas não previstas que elevam seus custos de O&M bem como implicam em frustração de receitas. Além disso, o MME destacou que a meta de redução de O&M não se mostrava factível enquanto não ocorresse a troca de geradores de vapor de Angra 1. Assim, foi definida uma nova meta a ser aplicada a partir de 2008, já que o MME entendeu que a manutenção daquelas estabelecidas em 2006 reforçaria a situação de insuficiência de caixa vivenciada pela empresa, o que agravaria a sua falta de capacidade de investimento.

Tabela 15 - Metas de Custos de Operação e Manutenção (R$ milhões - preços de dez/09)

Descrição 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 a 2034Nota Técnica nº 02/2004-GM/MME 480,59 458,51 407,56 356,61 356,61 356,61 356,61 356,61 356,61 356,61Ofício nº 1849/2006 - GM - MME - - 492,73 468,10 443,45 418,82 394,18 369,55 369,55 369,55Ofício nº 2307/2007 - GM - MME - - - 533,19 533,19 506,54 479,87 453,21 426,55 399,89

172. Outro item das despesas operacionais da Eletronuclear que merece destaque é o custo de combustível. Tendo em vista a obrigatoriedade de compra de combustível da Eletronuclear com a INB – Indústrias Nucleares do Brasil, empresa vinculada ao Ministério da Ciência e Tecnologia – MCT, responsável pela exploração do urânio no Brasil e fabricante do combustível nuclear para as usinas de Angra I e Angra II, e a impossibilidade da Eletronuclear buscar combustível no mercado internacional, o MME sugeriu em 2004 negociações entre as duas empresas para ajustes de custos para atingirem valores iguais ou inferiores aos praticados internacionalmente.




173. O MME, em seu Ofício nº 1473/2005, esclarece que, apesar das negociações desenvolvidas, não se alcançou sucesso quanto à redução do custo final do combustível nuclear. Assim, os custos de compra de combustível, adotados nas revisões tarifárias anuais de 2005 a 2008, foram aqueles apresentados pela Eletronuclear, por meio dos contratos firmados com INB. A Tabela 16 apresenta os custos de combustíveis adotados na revisão tarifária anual de 2008.

Tabela 16 - Custos de Combustível Utilizados na Revisão Tarifária Anual de 2008 Descrição 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011a 2034Combustível (milhões R$) 239,00 262,42 270,00 306,24 367,10 382,20 365,00Combustível (US$/MWh)* 7,67 9,37 10,83 12,93 15,50 16,14 15,41* Para os anos de 2005 a 2034, foi utilizada taxa de câmbio relativo ao ano de 2008, uma vez que se referem avalores adotados na revisão deste ano.

174. Além dos custos de O&M e de combustível, as tarifas de compra e venda de energia entre a Eletronuclear e FURNAS relativas às revisões tarifárias anuais de 2005 a 2008 foram impactadas por outras variações de custos como seguro operacional, fundo de descomissionamento, investimentos em modernização e pagamento do serviço da dívida, entre outros. A tabela a seguir apresenta o comparativo entre a variação da tarifa entre a Eletronuclear e Furnas e do IPCA.

Tabela 17 – Comparativo entre a Variação da Tarifa da Eletronuclear e do IPCA Descrição 2005 2006 2007 2008 2009Tarifa Anual Calculada (R$/MWh) 91,52 98,64 113,23 120,35 130,79Variação da Tarifa 7,8% 14,8% 6,3% 8,7%Variação do IPCA 3,0% 4,2% 6,4% 4,2%

175. Em 10 de dezembro de 2009, foi publicada a Lei nº 12.111/2009, a qual alterou a metodologia de cálculo da tarifa relativa à energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2, aplicada entre Eletronuclear e Furnas. Foi definido que a tarifa praticada pela Eletronuclear a partir de dezembro de 2009 fosse calculada e homologada anualmente pela ANEEL pela aplicação de fórmula paramétrica que considere a variação das despesas com a aquisição do combustível nuclear e a aplicação do IPCA para os demais custos e despesas. 176. Por outro lado, tendo em vista o descolamento da tarifa inicial estabelecida em dezembro de 2004 do IPCA, frente às alterações para o repasse de custos descritas acima, a Lei nº 12.111/2009 definiu que o diferencial verificado entre a tarifa praticada e a de referência para o período de 2010 e 2012 fosse repassado a Furnas entre 2013 e 2015. 177. Quanto às tarifas praticadas, estas foram definidas de forma provisória nos anos de 2009 a 2011, tendo em vista a utilização de dados estimados pela Eletronuclear para o custo de combustível. Conforme Nota Técnica nº 308/2011-SRE/ANEEL, “além da possibilidade de alteração dos valores estimados pela Eletronuclear para o combustível, destaca-se a necessidade de fiscalização dos valores informados”. Portanto, foi proposto que os valores informados pela Eletronuclear para o combustível, bem como a tarifa praticada resultante, fossem considerados como provisórios. 178. Logo, em atendimento ao comando definido pela Lei nº 12.111/2009, propõe-se que as tarifas praticadas definitivas sejam obtidas conforme fórmula a seguir.

푇푃 = 푇퐵 × áá

× + × 1 − (17)




onde: TPn = Tarifa praticada no ano n, em R$/MWh; n = ano do cálculo tarifário; TBn-1 = Tarifa Base, em R$/MWh; CCn-1 = Valor do custo de combustível no processo tarifário de n-1, em R$; RTn-1 = Receita, em R$, obtida pelo produto da energia assegurada anual da Eletronuclear e a tarifa base; CCunitárion-1 = Valor do custo de combustível unitário, em R$/MWh para o cálculo tarifário n-1; CCunitárion = Valor do custo de combustível unitário, em R$/MWh para o cálculo tarifário n; IPCAn = número índice do IPCA referente ao mês anterior à data de homologação da tarifa praticada; e IPCA0 = número índice do IPCA referente ao mês anterior à data de homologação da tarifa base.

179. O custo de combustível unitário é calculado conforme fórmula a seguir:

퐶퐶푢푛푖푡á푟푖표 = (18)

onde: CCunitárion = Custo de combustível unitário, em R$/MWh para o ano n; CCn = Custo de combustível realizado no ano n, em R$; e SCGn = Suprimento do Centro de Gravidade realizado, em MWh, para o ano n.

180. Está sendo proposta a utilização do custo unitário de combustível para o cálculo da tarifa praticada, uma vez que a receita da Eletronuclear resulta da consideração de duas parcelas:

a) Receita obtida pela aplicação da tarifa praticada sobre a energia comercializada com Furnas, de 12.921.000 MWh; e

b) Receita ou despesa no mercado de curto prazo decorrente da liquidação da diferença entre a energia efetivamente gerada e o montante comercializado com Furnas.

181. O que se observa nos anos de 2010 a 2012, após a troca do gerador a vapor de Angra 1, é que os montantes gerados pela centrais Angra 1 e 2 superaram os montantes comercializados com Furnas, de 12.921.000 MWh. Tendo em vista que o custo de combustível realizado está associado a toda a geração de energia e que parte desta foi liquidada no mercado de curto prazo, resultando em uma receita adicional para a Eletronuclear, entende-se que a tarifa praticada deve considerar apenas os custos de combustível relativos aos 12.921.000 MWh. Para tanto, está sendo proposta a utilização do custo unitário para o cálculo da tarifa praticada, calculado pela relação entre os custos de combustível e a geração efetiva de Angra 1 e 2, no centro de gravidade. A tabela a seguir apresenta o cálculo dos custos unitários para os anos de 2010 a 2012:

Tabela 18 – Cálculo do Custo Unitário do Combustível

Custo Unitário do Combustível dez/2009 a nov/2010

dez/2010 a nov/2011

dez/2011 a nov/2012

Custo de Combustível apresentado pela Eletronuclear (R$) 347.667.037,39 345.752.929,19 348.925.723,24 Suprimento no Centro de Gravidade (MWh) 13.505.079,00 14.302.810,52 14.800.074,14 Custo de Combustível Unitário (R$/MWh) 25,74 24,17 23,58




182. Para o cálculo dos custos unitários, foram adotados os valores apresentados pela Eletronuclear, que estão sendo fiscalizados pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF/ANEEL. Em relação ao suprimento no centro de gravidade, para o ano de 2012, estão sendo consideradas as estimativas de geração para os meses de setembro a dezembro, que serão substituídos pelos valores realizados para o cálculo final da tarifa praticada. 183. Com base na fórmula de cálculo proposta e nos valores de custos unitários obtidos, as tarifas praticadas estão apresentadas na tabela a seguir.

Tabela 19 – Tarifa Praticada pela Eletronuclear

Descrição dez/2009 a dez/2010

dez/2010 a dez/2011

dez/2011 a dez/2012

Dados Ano AnteriorTarifa Base (R$/MWh) 130,79 132,44 136,51Custo de Combustível (R$) 367.100.000,00 332.630.841,44 312.349.351,95Custo de Combustível Unitário (R$/MWh) 28,41 25,74 24,17Receita Total (R$) 1.689.963.399,72 1.711.297.195,67 1.763.791.914,61Tarifa Ano em ProcessamentoCusto de Combustível Unitário (R$/MWh) 25,74 24,17 23,58IPCA 4,22% 5,28% 6,62%Tarifa Praticada (R$/MWh) 132,44 136,51 143,34

184. Considerando as tarifas praticadas, conforme Tabela 19, os diferenciais entre a tarifa praticada e a tarifa de referência para os anos de 2010 a 2012, em atendimento a Lei 12.111/2009, são de R$ R$ 216.537.653,37 , R$ 190.127.906,65 , e R$ 168.636.810,01 , respectivamente. A tabela a seguir apresenta os detalhes do cálculo do diferencial.

Tabela 20 – Estimativa do Diferencial para 2010 e 2012

Descrição 2010 2011 2012T ar ifa de R eferência (R $/MWh) 115,68 121,79 130,29T ar ifa Praticada (R$/MWh) 132,44 136,51 143,34D iferencial Verificado (R$) 216.537.653,37 190.127.906,65 168.636.810,01

185. Para a apuração do diferencial a preços de janeiro de 2013, os diferenciais anuais foram divididos em duodécimos e atualizados pela variação mensal do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, índice este utilizado para a atualização monetária do CCEAR 2005, no qual Furnas comercializou a energia proveniente das centrais geradoras Angra 1 e 2. O valor do diferencial a preços de 2013 é de R$ 626.332.819,69. 186. Em relação ao rateio do diferencial, a Lei nº 12.111/2009 define que o diferencial entre estas tarifas será rateado pelas concessionárias de serviço público de distribuição atendidas pelo Leilão de Compra de Energia Proveniente de Empreendimentos Existentes, de 7 de dezembro de 2004, na proporção das quantidades atendidas no contrato com início de suprimento em 2005. A tabela a seguir apresenta os valores do diferencial para as distribuidoras e o valor das três parcelas que deverão ser pagas à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015.




Tabela 21 – Cálculo do Rateio do Diferencial das Tarifas da Eletronuclear CCEAR 2005 Rateio do CCEAR 2005 Rateio do

Distribuidora 2010 a 2012 Diferencial Distribuidora 2010 a 2012 Diferencial(MWh) (R$) (MWh) (R$)

AES Sul 1.977.294,72 5.655.859,84 Ampla 10.459.935,27 29.919.630,69 Bandeirante 3.492.023,57 9.988.594,84 Bragantina 2.296,72 6.569,56 Caiuá 557.268,96 1.594.013,82 CEAL 5.698.441,95 16.299.840,69 CEB 4.035.320,14 11.542.642,02 CEEE 7.282.288,01 20.830.278,78 Celesc 1.121,88 3.209,03 CELG 9.255.196,57 26.473.592,43 Celpa 12.099.444,96 34.609.289,19 Celpe 5.814.914,98 16.633.000,51 Celtins 981.573,18 2.807.694,90 Cemar 9.009.524,85 25.770.872,29 Cemat 278.416,37 796.383,02 Cemig 11.677.943,53 33.403.625,22 Cepisa 4.596.629,87 13.148.214,08 CNEE 317.814,82 909.078,47 Coelba 19.135.543,07 54.735.365,62 Coelce 7.031.279,21 20.112.292,44 Copel 24.765.987,79 70.840.706,84 Cosern 3.963.717,15 11.337.828,61 CPFL Paulista 3.181.194,36 9.099.498,01 CPFL Piretininga 679.528,63 1.943.725,77 CPFL Santa Cruz 704.223,23 2.014.362,27 CPFL Sul Paulista 9.530,91 27.262,23 Elektro 13.076.526,17 37.404.135,24 Eletroacre 83.786,87 239.664,22 Eletropaulo 26.172.562,10 74.864.076,27 Energisa Borborema 731.958,55 2.093.696,47 Energisa Minas 235.752,02 674.345,78 Energisa Paraíba 4.828.726,62 13.812.104,32 Energisa Sergipe 2.813.827,90 8.048.681,89 Enersul 2.653.399,94 7.589.793,26 Escelsa 5.345.783,75 15.291.096,11 Light 15.397.125,14 44.041.983,59 Paranapanema 362.053,38 1.035.618,58 RGE 256.674,60 734.192,80 Total 218.966.631,71 626.332.819,69

187. As parcelas dos anos de 2014 e 2015 deverão ser atualizadas monetariamente pela aplicação da variação do IPCA. 188. Adicionalmente, propõe-se que as parcelas sejam cobradas pela Eletronuclear em duodécimos e que as distribuidoras recebam cobertura para o seu pagamento por meio de um componente financeiro a ser considerado nos processos tarifários. IV - DO FUNDAMENTO LEGAL 189. Conforme Art. 11 da Lei nº 12.111/2009, a partir de 1º de janeiro de 2013, a receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2 será decorrente de tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL. Adicionalmente, o Art. 12 da Lei nº 12.111/2009 autoriza a Eletronuclear a repassar para Furnas, entre 2013 e 2015, o diferencial verificado, entre 2010 e 2012, entre a variação da tarifa a ser praticada pela Eletronuclear e a da tarifa de referência. O § 2° do Art 12 da Lei nº 12.111/2009 estabelece que a tarifa praticada pela Eletronuclear a partir de dezembro de 2009 será calculada e homologada anualmente pela ANEEL pela aplicação de fórmula paramétrica. V - DA CONCLUSÃO 190. Com a aplicação da metodologia exposta nesta Nota Técnica, a Receita Fixa das centrais geradoras Angra 1 e 2 proposta para o ano de 2013 é de R$ 1.502.870.139,46 e o Custo Variável Unitário de R$ 21,08/MWh. Em relação às tarifas praticadas pela Eletronuclear no período de 2010 a 2012 e o diferencial de que trata o Art. 12 da Lei nº 12.111/2009, os resultados obtidos estão expostos na tabela a seguir.




Tabela 22 – Tarifas Praticada da Eletronuclear Descrição 2010 2011 2012

Tarifa de Referência (R$/MWh) 115,68 121,79 130,29Tarifa Praticada (R$/MWh) 132,44 136,51 143,34Diferencial Verificado (R$) 216.537.653,37 190.127.906,65 168.636.810,01

191. Ainda em atendimento à Lei nº 12.111/2009, conclui-se pela consideração em 3 parcelas do componente financeiro nas tarifas das distribuidoras que adquiriram energia no CCEAR 2005, 1º Leilão, relativo ao diferencial entre a tarifa praticada e a de referência, conforme tabela a seguir.

Tabela 23 – Rateio do Diferencial de que trata a Lei nº 12.111/2009 CCEAR 2005 Rateio do CCEAR 2005 Rateio do

Distribuidora 2010 a 2012 Diferencial Distribuidora 2010 a 2012 Diferencial(MWh) (R$) (MWh) (R$)

AES Sul 1.977.294,72 5.655.859,84 Ampla 10.459.935,27 29.919.630,69 Bandeirante 3.492.023,57 9.988.594,84 Bragantina 2.296,72 6.569,56 Caiuá 557.268,96 1.594.013,82 CEAL 5.698.441,95 16.299.840,69 CEB 4.035.320,14 11.542.642,02 CEEE 7.282.288,01 20.830.278,78 Celesc 1.121,88 3.209,03 CELG 9.255.196,57 26.473.592,43 Celpa 12.099.444,96 34.609.289,19 Celpe 5.814.914,98 16.633.000,51 Celtins 981.573,18 2.807.694,90 Cemar 9.009.524,85 25.770.872,29 Cemat 278.416,37 796.383,02 Cemig 11.677.943,53 33.403.625,22 Cepisa 4.596.629,87 13.148.214,08 CNEE 317.814,82 909.078,47 Coelba 19.135.543,07 54.735.365,62 Coelce 7.031.279,21 20.112.292,44 Copel 24.765.987,79 70.840.706,84 Cosern 3.963.717,15 11.337.828,61 CPFL Paulista 3.181.194,36 9.099.498,01 CPFL Piretininga 679.528,63 1.943.725,77 CPFL Santa Cruz 704.223,23 2.014.362,27 CPFL Sul Paulista 9.530,91 27.262,23 Elektro 13.076.526,17 37.404.135,24 Eletroacre 83.786,87 239.664,22 Eletropaulo 26.172.562,10 74.864.076,27 Energisa Borborema 731.958,55 2.093.696,47 Energisa Minas 235.752,02 674.345,78 Energisa Paraíba 4.828.726,62 13.812.104,32 Energisa Sergipe 2.813.827,90 8.048.681,89 Enersul 2.653.399,94 7.589.793,26 Escelsa 5.345.783,75 15.291.096,11 Light 15.397.125,14 44.041.983,59 Paranapanema 362.053,38 1.035.618,58 RGE 256.674,60 734.192,80 Total 218.966.631,71 626.332.819,69

VI - DA RECOMENDAÇÃO 192. Diante dos fatos descritos nesta Nota Técnica, recomenda-se que sejam submetidas ao processo de Audiência Pública:

a) Metodologia de cálculo da receita de venda da energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2013, conforme minuta do Submódulo 6.7 do PRORET;

b) A presente Nota Técnica contendo: (i) receita de venda da energia elétrica das centrais geradoras Angra 1 e 2 proposta para o ano de 2013; (ii) as tarifas praticadas definitivas entre Furnas e Eletronuclear para os anos de 2010 a 2012; (iii) o diferencial entre a tarifa praticada e a de referência a ser repassado à Furnas entre 2013 a 2015; e (iv)




componente financeiro a ser considerado nas tarifas das distribuidoras, resultante do diferencial definido na Lei nº 12.111/2009; e

c) Minuta de Resolução Normativa contendo metodologia para a definição das cotas das

distribuidoras.

VII. ANEXOS 193. Constituem os Anexos a esta Nota Técnica:

Anexo I: Metodologia de Cálculo do Custo de Capital da Geração Nuclear no Brasil; e

Anexo II: Minuta do Submódulo 6.7 – Centrais de Geração Angra 1 e 2.

CLÁUDIO ELIAS CARVALHO CRISTINA SCHIAVI NODA

Especialista em Regulação – SRE Especialista em Regulação - SRE

LUIS CÂNDIDO TOMASELLI MARCELO HLEBETZ DE SOUZA Especialista em Regulação - SRE Especialista em Regulação - SRE

PAULO FELIX GABARDO Especialista em Regulação – SRE

THIAGO COSTA MONTEIRO CALDEIRA Especialista em Regulação – SRE

De acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica




ANEXO I

METODOLOGIA DE CÁLCULO DO CUSTO DE CAPITAL DA GERAÇÃO NUCLEAR NO BRASIL Em relação ao modelo para o cálculo do custo de capital, as práticas regulatórias de uso mais difundido no mundo recorrem à utilização de enfoques o menos discricionário possível. Existe um consenso cada vez maior em utilizar métodos padronizados, que seriam os mais adequados e, em consequência, a determinação discricional da taxa é uma opção progressivamente menos utilizada. 2. Entre os procedimentos padronizados, o que obtém maior consenso é o método do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital – WACC) em combinação com o Capital Asset Pricing Model – CAPM, para a estimativa do custo do capital próprio. Outros modelos alternativos, também aplicados para o cálculo da taxa de retorno, são o Dividend Growth Model (DGM)11 e o Arbitrage Pricing Theory (APT)12. 3. A opção feita pela ANEEL para o cálculo do custo de capital é o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC) em combinação com o Capital Asset Pricing Model (CAPM). De acordo com esse modelo, a taxa de retorno de um empreendimento é uma média ponderada dos custos dos diversos tipos de capital, com pesos iguais à participação de cada tipo de capital no valor total dos ativos do empreendimento. 4. Assim, o método WACC procura refletir o custo médio das diferentes alternativas de financiamento (capital próprio e de terceiros) disponíveis para o empreendimento. O modelo tradicional do WACC é expresso pela seguinte fórmula:

)1( TrDP

DrDP

Pr DPWACC

(1)

onde: rwacc: custo médio ponderado de capital (taxa de retorno) rP: custo do capital próprio rD: custo da dívida P: capital próprio D: capital de terceiros ou dívida T: alíquota tributária marginal efetiva

5. Observa-se que, para determinar o WACC, é necessário conhecer, ou mesmo determinar, a estrutura de capital (proporções dos tipos de capital: próprio (P) e de terceiros (D)), os custos de capital próprio (rP) e de terceiros (rD) e alíquotas dos impostos sobre a renda (Imposto de Renda de Pessoa Jurídica e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido). 6. Adiante será detalhado a metodologia empregada e o respectivo cálculo realizado para cada um dos componentes do WACC, quais sejam: Custo de Capital Próprio; Estrutura de Capital e Custo de Capital de Terceiros e alíquotas de impostos.

11 DGM: baseado na análise dos fluxos de caixa futuros da empresa regulada. 12 APT: similar ao CAPM, adotando o beta como medida de risco, com a pretensão de estender a análise e permitir a inclusão de outras variáveis explicativas.




2. ESTRUTURA DE CAPITAL

7. A estrutura de capital diz respeito às participações de capital próprio e de capital de terceiros no capital total investido por uma empresa. A definição de uma estrutura ótima de capital tem por objetivo estabelecer uma estrutura de capital consistente com os fins da regulação econômica por incentivos e não necessariamente se confunde com a estrutura de capital efetiva da empresa. 8. De modo geral, a estrutura ótima de capital é definida como aquela estrutura que, dado o grau de risco envolvido no negócio e a existência de proteções fiscais para pagamentos de juros incidentes sobre dívida, apresenta participações de capital (próprio e de terceiros) que conduzem ao mínimo custo de capital, representando, assim, uma alocação de capital eficiente. 9. As teorias sobre a estrutura ótima de capital mostram que há vários aspectos práticos que devem ser levados em consideração, dentre os quais os de cunho institucional. As decisões sobre a estrutura de capital de uma empresa são influenciadas por diversos fatores, dentre os quais, podem-se destacar:

i. O risco do negócio, ou o grau de risco inerente às operações da empresa, caso ela não utilize capital de terceiros. Quanto maior for o risco do negócio da empresa, mais baixo será seu grau de endividamento ótimo. Esse tipo de risco varia entre os setores, entre as empresas de um mesmo setor e ao longo do tempo, dependendo de diversos fatores, como a variação da demanda, do preço de venda e dos preços dos insumos, capacidade de reajuste de preços e alavancagem operacional (montante de custos fixos);

ii. A existência de proteções fiscais para pagamentos de juros incidentes sobre dívidas;

iii. Estrutura dos ativos, taxa de crescimento e lucratividade da empresa. Empresas cujos ativos são menos adequados para servir como garantia de empréstimos, com taxas menores de crescimento e com lucratividade alta, tendem a usar relativamente menos dívida;

iv. Flexibilidade financeira e manutenção de reserva de capacidade para tomar empréstimos;

v. Comportamento mais conservador ou mais agressivo da administração da empresa;

vi. Recomendações de agências de classificação de risco e dos fornecedores de financiamento;

vii. Condições de mercado para emissões de dívida.

2.1. Avaliação de metodologias para cálculo da estrutura de capital 10. Existem diversas metodologias que vêm sendo utilizadas por reguladores de diferentes países no mundo para a determinação da estrutura ótima de capital13. Em termos gerais, podem-se destacar três enfoques principais para determinar a estrutura de capital:

i) “Benchmarking” financeiro: Tem como pressuposto de que determinadas empresas são eficientes e, em consequência, têm estruturas de capital ótimas ou próximas do nível ótimo.

13 CHISARI, O.; M. PARDINA; M. ROSSI. The Cost of Capital in Regulated Firms: The Argentine Experience. mimeo, Working Paper n. 8, CEER - Centro de Estudios Económicos de la Regulación. Maio. 2000. COMISIÓN NACIONAL DE ENERGIA. Informe 14/2001 sobre la propuesta de Real Decreto de tarifa eléctrica 2002. Dezembro. 2001. OFFICE OF THE REGULATOR GENERAL, VICTORIA. Electricity Distribution 2001-2005. v 1. Dezembro. 2000 QUEENSLAND COMPETITION AUTHORITY. Electricity Distribution: Asset Valuation, Depreciation and Rate of Return. 1999. THE ALLEN CONSULTING GROUP. Methodology for updating the regulatory value of electricity transmission assets. Report to the Australian Competition and Consumer Commission. Agosto. 2003




Como referência para uma estrutura ótima de capital, pode ser utilizado o valor definido pelo mercado ou instituições acadêmicas locais ou de outros países.

ii) Definição endógena: É um método de determinação da percentagem ótima de participação do endividamento a partir da definição dos níveis de cobertura de juros de dívida no cash flow de cada empresa.

iii) Quantificação da estrutura ótima de capital: Método que consiste em minimizar o custo médio de capital, a partir da determinação do nível de endividamento ótimo.

11. As duas últimas alternativas resultam muito interessantes do ponto de vista conceitual, mas de difícil aplicação no terreno empírico, sendo essa uma das razões pela preferência na aplicação da primeira alternativa, especialmente no caso dos órgãos reguladores. Assim, uma das metodologias mais comuns é a média (aritmética ou ponderada) da razão capital próprio sobre ativos totais de uma amostra de empresas do setor em determinado período no tempo.

2.2. Análise da estrutura de capital das empresas de geração de energia no Brasil 12. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada no cálculo da tarifa da Eletronuclear, partiu-se do levantamento de dados empíricos das empresas de geração de energia elétrica no Brasil nos anos mais recentes. O fundamento básico para a consideração de dados empíricos se baseia no princípio de que as concessionárias de geração já buscam, como uma das etapas da maximização de seu lucro, a composição ótima entre capital próprio e de terceiros que minimiza o custo de capital. 13. Logo, ao se observar os valores reais de endividamento das concessionárias, nos anos mais recentes, o próprio comportamento racional das empresas naturalmente já leva em conta todos os custos e benefícios da alavancagem, inclusive os aspectos institucionais do ambiente em que a concessionária está inserida. 14. Assim, para o cálculo da participação de dívida sobre o capital total, foram utilizados dados dos balanços patrimoniais de 30 empresas14 do setor de geração de energia no Brasil. Ressalta-se que as empresas selecionadas não atuam apenas no setor de geração, podendo apresentar estruturas verticalizadas, com ativos de distribuição e transmissão. As seguintes premissas foram adotadas no cálculo da estrutura de capital ótima:

Capital de Terceiros: Representam recursos originários de terceiros utilizados para a

aquisição de ativos de propriedade, sujeitos a remuneração. Corresponde ao Passivo Total subtraindo-se o Patrimônio Líquido;

Capital Próprio: São os recursos originários dos sócios ou acionistas da entidade ou decorrentes de suas operações sociais. Corresponde ao Patrimônio Líquido;

Período de observação: Cinco anos, de 2007 a 2011;

Estatística utiliza: média ponderada.

15. Propõe-se, então, como participação de capital de terceiros, a ser aplicado no terceiro ciclo de revisão tarifária, o valor de 49,9%. 14 Informações obtidas do Balancete Mensal Padronizado (BMP), um banco de dados da ANEEL que consolida as informações econômico-financeiras das empresas do setor elétrico brasileiro e dos balanços publicados pelas empresas.




3. IMPOSTOS 16. Os tributos afetam as taxas de retorno líquidas das empresas. Alguns podem ser calculados a partir da receita bruta do empreendimento, como ICMS, PIS/PASEP e COFINS, enquanto outros, como o imposto de renda, cuja alíquota depende do lucro total da empresa, não pode ser calculado apenas sabendo-se o lucro do projeto, sendo necessário também conhecer o lucro total da concessionária. 17. Vale ressaltar que, do ponto de vista do potencial investidor, o que interessa é a taxa de retorno líquida após todos os juros e tributos pagos. Por essa razão, a ANEEL adota a utilização da taxa de retorno após os impostos como remuneração do capital, adicionando a esta taxa um percentual correspondente ao pagamento dos tributos sobre a renda (Imposto de Renda de Pessoa Jurídica – IRPJ - e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL). 18. Para o cálculo do montante referente ao IRPJ, devem-se considerar, nos termos da legislação vigente (Lei nº 9.249 de 1995 e posteriores), as duas alíquotas: de 15% (quinze por cento), incidente sobre a parcela do lucro real, presumido ou arbitrado, de até R$ 240.000,00, e a adicional de 10% (dez por cento), incidente sobre a parcela que exceder a R$ 240.000,00. Observa-se que a maioria dos empreendimentos em geração de energia elétrica é de grande volume de investimento, sugerindo que a alíquota de incidência do IRPJ resultante esteja, como regra geral, muito próxima do valor máximo de 25% (vinte e cinco por cento).

19. Em relação à CSLL, determina a Instrução Normativa da Receita Federal Brasileira n.º 810, de 21 janeiro de 2008, que aos fatos geradores ocorridos a partir de 1º de maio de 2008, a CSLL será de 15% para as instituições financeiras e 9% para as demais empresas.

20. A alíquota de imposto que aparece na fórmula (1) representa o benefício fiscal adicional que o capital de terceiros recebe como função do tratamento tributário dado pela legislação brasileira: os pagamentos de juros da dívida reduzem o lucro real, sobre o qual incidem o IRPJ e a CSLL. Por fim, face ao exposto, a alíquota de impostos (T) a ser considerada na fórmula (1), apresentada anteriormente, será de 34%. 4. CUSTO DO CAPITAL PRÓPRIO 4.1 Aspectos gerais

21. A opção feita pela ANEEL para o cálculo do custo de capital próprio é o modelo do CAPM (Capital Asset Pricing Model). O CAPM, usado no cálculo do capital próprio, é construído sobre a premissa de que a variância de retornos é a medida de risco apropriada, mas apenas aquela porção de variação que é não-diversificável é recompensada, ou seja, parte do risco em qualquer ativo individual pode ser eliminado através da diversificação. Assim, pode-se dividir o risco em duas partes:

Risco sistemático, proveniente do sistema, ou seja, que está relacionado com os ativos

negociados no mercado. Também chamado de risco não-diversificável ou risco de mercado, que é inerente ao próprio negócio;

Risco não sistemático, proveniente das características de cada ativo ou de um pequeno grupo de ativos, sendo intrínseco à atividade. Também chamado de risco específico e risco diversificável.




22. O método assume que o prêmio de risco requerido pela ação é proporcional ao seu coeficiente beta, o qual mede a volatilidade e indica a variação dos retornos da ação de uma determinada empresa em relação ao comportamento do mercado acionário. Portanto, o beta de um título nada mais é do que uma medida de risco de um título em uma carteira ampla e significa o quanto esse título deverá variar quando o mercado variar de uma unidade percentual, ou seja, é a sensibilidade das ações às variações percentuais do valor da carteira de mercado. 23. Nesse modelo o retorno esperado sobre o ativo será a soma de uma taxa livre de risco e um retorno associado a um risco não-diversificável, o que faz com que o retorno esperado varie linearmente com relação ao beta do ativo. Dessa forma, o CAPM relaciona um ativo com a carteira a que pertence através da linha de mercado de títulos, conforme a figura a seguir:

Figura 1: Linha de Mercado de Títulos

24. Matematicamente, o modelo CAPM tem como resultado fundamental a seguinte equação:

)( fMifi RRRR (2)

onde:

iR : retorno esperado do ativo ou carteira i (ou custo do capital próprio); Rf : retorno do ativo sem risco (ou taxa livre de risco); i : beta do ativo ou carteira i (ou índice do risco sistemático);

MR : retorno esperado da carteira de mercado;

)( fM RR : prêmio de risco do mercado acionário.

25. Essa equação, conhecida como linha de mercado de títulos, descreve a combinação de equilíbrio de retornos esperados e beta de todas as carteiras possíveis de serem construídas. O retorno esperado de um título ou carteira está linearmente relacionado ao prêmio de risco do mercado acionário. 26. Existem diversas dificuldades no uso do CAPM para calcular o custo de capital próprio, em razão das hipóteses bastante fortes sobre os agentes econômicos e as características dos mercados de capitais. O mercado em equilíbrio, subjacente ao modelo CAPM15, possui as seguintes características:

i. Informação perfeita: não há assimetria de informação entre os agentes;

15 ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 3º Ed, São Paulo: Atlas, 2000; e VARIAN, Hal R. Microeconomia: Princípios Básicos. Tradução da 5º Edição Americana, Rio de Janeiro: Campus, 2000.

Beta do título

Linha de mercado de títulos

Rf

RM

Retorno esperado do título (%)




ii. Investidores racionais: todos os agentes maximizam a sua função utilidade de acordo com o trade-off risco-retorno. Dadas as informações perfeitas e a racionalidade humana, as expectativas são homogêneas;

iii. Mercado Competitivo e Custo de transação igual a zero: não há estrutura de mercado, taxas ou quaisquer outras restrições à livre competição e circulação de recursos.

27. É certo que do ponto de vista da consistência conceitual, o ideal seria estimar um CAPM local, determinando a taxa livre de risco, o prêmio de mercado e o beta sobre o mercado acionário local. Entretanto, em geral isto não é possível devido, entre outros, aos seguintes aspectos:

i. a qualidade e quantidade das informações disponíveis não o permitem, especialmente às relacionadas às empresas de geração de energia elétrica;

ii. os mercados de capitais não são amadurecidos e a diversificação de ativos é limitada;

iii. as séries de tempo não são suficientemente extensas;

iv. os fortes desequilíbrios macroeconômicos geram altas volatilidades dos ativos financeiros;

v. tem-se baixa liquidez em muitos casos, etc.

28. Assim, um caminho alternativo para cálculo do custo de capital próprio para empreendimentos de geração de energia elétrica no mercado brasileiro é calcular o custo de capital a partir do CAPM aplicado ao mercado de geração de energia elétrica dos Estados Unidos, com a adaptação de risco associado às especificidades do mercado local. Desse modo, ao CAPM padrão adiciona-se o prêmio de risco Brasil (rB) e adapta-se o beta calculado para o mercado norte-americano com a estrutura de capital e carga tributária brasileiros. A expressão do custo de capital próprio torna-se então:

BfmfCAPM rrrrr (3)

onde:

CAPMr : custo de capital próprio;

fr : taxa de retorno do ativo livre de risco; : beta alavancado de acordo com o setor regulado;

Br : prêmio de risco Brasil; 29. Conforme explicitado na equação 3, para a aplicação do CAPM é necessário calcular o custo de capital próprio de uma maneira construtiva, começando pela taxa livre de risco, que representa o prêmio de liquidez, adicionando-se os prêmios referentes a cada risco associado ao capital próprio aplicado em um empreendimento de geração de energia elétrica (prêmios de risco do negócio, financeiro e risco país).

4.2. Taxa Livre de Risco

30. A taxa livre de risco é a remuneração referente ao custo do tempo, isto é, a remuneração exigida pelo investidor por abrir mão da liquidez corrente em troca de liquidez futura. É o retorno esperado pelo investidor em manter um ativo que não apresenta qualquer risco associado. 31. Existe uma dificuldade para se determinar a taxa livre de risco da economia brasileira por esta não possuir, reconhecidamente, um ativo livre de risco. Uma alternativa seria estimar a taxa de retorno




esperada de um ativo que tivesse correlação zero com o mercado. Para tal seria necessário estimar o modelo CAPM Beta Zero, uma tarefa não muito usual entre os analistas do mercado financeiro. 32. Assim, devido às restrições para o cálculo do CAPM à economia brasileira, o mais indicado para cálculo da taxa livre de risco é utilizar a taxa de um bônus zero cupom do governo dos EUA (referência do mercado global), compatível com a concessão do serviço de geração de energia. 33. Portanto, utiliza-se um título de renda fixa do bônus do tesouro americano tipo “USTB10”, para estimar a taxa livre de risco. Para esse título, utilizou-se uma série de dados anuais da cotação no período de agosto/1997 a julho/2012, obtendo-se, através de média aritmética, uma taxa de juros média anual de 4,34% a.a..

4.3. Prêmio de Risco de Mercado

34. O prêmio de risco de mercado mede a diferença entre o retorno esperado no mercado acionário (investimento com risco) e o retorno de títulos livre de risco. Para se estimar o prêmio de risco de mercado, subtrai-se a taxa livre de risco do retorno médio anual da série histórica dos retornos do portfólio do mercado de referência. No caso de se usar os Estados Unidos como mercado de referência um bom indicador de um portfólio de mercado é o S&P500, que consiste em um índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na Bolsa de Nova York.

35. Para a estimativa do prêmio por risco do mercado devem ser considerados dois aspectos importantes: o período que será tomado como referência e a técnica estatística utilizada para o cálculo das médias. 36. Em razão da volatilidade existente no mercado acionário, no qual um único evento na economia – como: choque inflacionário e políticas fiscais e monetárias – ocasiona mudanças na percepção de risco pelo investidor, o uso de períodos muito curtos pode levar a uma estimativa de retorno do capital errônea. Por esta razão, deve-se considerar um período o mais extenso possível como uma maneira de eliminar estas anomalias.

37. Visando determinar as médias dos retornos, dispõe-se de duas opções: média aritmética ou média geométrica. Ambas são muito usadas e apresentam vantagens e limitações: a média aritmética é um estimador não enviesado do parâmetro, porém mostra-se sensível à duração do período; a média geométrica consiste na taxa de retorno composta, que ajusta os valores de início e fim do período considerado, por isso reflete melhor os retornos ocorridos no passado e não varia com a duração do período. Por esta razão, alguns autores recomendam a utilização da média geométrica, quando forem considerados períodos de longa duração. No entanto, outros especialistas consideram que, devido ao fato de o CAPM se basear em expectativas, o único critério consistente com esse enfoque seria o uso da média aritmética, dado que a média geométrica trabalha com resultados possíveis. 38. Dessa forma, com base nas séries históricas de 1928 a 2011, foi determinada a série mensal do retorno do mercado (“excedente”) como resultado da diferença entre a taxa de retorno do mercado acionário (S&P500) e a taxa do bônus do tesouro americano de mesmo período. Obtém-se, dessa forma, uma taxa anual média (aritmética) de prêmio do mercado acionário de 5,72% a.a.




4.4. Prêmios de Risco do Negócio e Financeiro 4.4.1. Beta 39. O beta reflete os diversos tipos de risco: o risco do negócio e o risco financeiro. O risco do negócio pode ser definido como o grau de incerteza em relação à projeção do retorno sobre o ativo total inerente ao negócio, que não pode ser eliminado por diversificação. Em linguagem técnica, é o risco sistemático (não diversificável) quando todo o capital da empresa é capital próprio. O risco financeiro é o risco adicional devido ao uso de capital de terceiros no financiamento do projeto, isto é, o risco adicionado ao projeto devido à alavancagem financeira. 40. O cálculo do beta a ser utilizado para a determinação da taxa de retorno envolve os seguintes passos:

i. Cálculo do beta de empresas pertencentes ao setor regulado de interesse e ao mercado de referência (empresas de energia elétrica nos Estados Unidos com plantas de geração nuclear). Os betas encontrados são os betas alavancados (βiAlavancado), isto é, os betas das empresas, considerando a estrutura de capital existente, que exprime os riscos do negócio e financeiro da empresa.

ii. Desalavancagem dos betas de cada empresa, utilizando o grau de alavancagem da empresa e a alíquota de imposto de renda do mercado de referência obtendo, assim, o beta associado ao risco do negócio (βiDesalavancado), ou seja, o beta do negócio:

TDP

P

ii

iAlavancadoi

adoDesalavanci 1

(4)

onde: βiAlavancado é o beta estimado, βiDesalavancado é o beta desalavancado ou beta do negócio de cada empresa, Pi é o valor da participação do capital próprio da empresa, Di é o valor da participação do capital de terceiros da empresa i da amostra utilizada e T é a alíquota de impostos de renda do mercado de referência.

iii. Cálculo da média aritmética desses betas, cujo resultado é o beta desalavancado ou beta do

negócio do setor regulado de interesse no mercado de referência. O beta desalavancado multiplicado pelo prêmio de risco do mercado equivale ao risco do negócio.

iv. Realavancagem desse beta usando a estrutura de capital regulatória brasileira e a alíquota de impostos representativa do setor, composta pelas alíquotas de imposto de renda da pessoa jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL). O beta realavancado ou beta total é determinado pela fórmula a seguir:

cadoDesalavancAlavancado

PTDP

1 (5)

41. Esse é o beta total que, multiplicado pelo prêmio de risco de mercado, fornece o risco total do setor regulado de interesse, ou seja, a soma dos riscos do negócio e financeiro:

fMAlavancado

FinanceiroNegócio rrRiscoRisco (6)




42. Torna-se necessário então a determinação do parâmetro beta médio do setor (ajustado pela estrutura de capital média das empresas). Quando se deseja utilizar o beta para estimar o custo de capital de uma empresa ou conjunto de empresas e não se dispõe de dados da empresa individual ou do conjunto, a alternativa é utilizar o beta de uma carteira de empresas similares, do mesmo setor, com o que os desvios típicos tendem a se anular. 43. Isto leva à consideração de vários aspectos fundamentais para o cálculo dos betas. É necessário encontrar fontes de informação com suficiente volume de dados para poder estimar betas com certa precisão, que essa informação tenha a transparência requerida e que seja aplicável ao caso em estudo. A esse respeito, habitualmente se calcula o beta sobre a base da mesma fonte de informação daquela que se extraiam os parâmetros da taxa livre de risco e do prêmio de mercado. Considera-se em geral o mercado dos EUA, onde se dispõe de outras vantagens adicionais, tais como o volume, a quantidade de empresas do setor que negociam ações em bolsa, a liquidez dos papéis e a transparência. 44. Para se proceder ao cálculo dos betas, foram escolhidas empresas americanas do setor de geração de energia elétrica. Cabe esclarecer que as empresas selecionadas não atuam apenas no setor de geração, podendo apresentar estruturas verticalizadas, com ativos de distribuição e transmissão. Assim, além de se exigir que as empresas atuem como geradoras de energia elétrica, a amostra foi restrita às empresas que possuem no mínimo duas plantas nucleares de geração de energia e cuja potência instalada destas fosse maior que a soma das potências de Angra I e Angra II. 45. Foram então selecionadas treze (13) empresas para as quais se obteve o beta médio das ações, calculado para o período de agosto/2007 a julho/2012, retornos semanais, obtendo-se o valor de 0,614. A partir da estrutura média de capital dos últimos cinco (5) anos e utilizando-se a alíquota de imposto de 39,3%16, obteve-se o beta desalavancado médio igual a 0,396. 4.4.2. Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro 46. Conforme exposto anteriormente, o prêmio de risco do negócio e financeiro pode ser expresso pelo cálculo de um beta, que deverá ser ajustado para a aplicação ao mercado brasileiro, conforme demonstrado nas equações 4, 5 e 6. 47. Calculando-se o beta para a estrutura de capital definida para as empresas brasileiras (49,9%), a alavancagem do beta segue conforme abaixo:

βRAlavancado = 0,657 (calculado a partir da fórmula 6 com: βRRDesalavanado =0,396; Estrutura de capital (D/V) =49,9%);

48. O beta final resultante é igual a 0,657, o que resulta um prêmio total do risco do negócio e financeiro ( fm rr ) de 3,76%. 4.4.5. Prêmio de Risco País 49. O risco país pode ser entendido como o risco adicional que um projeto incorre ao ser desenvolvido em um determinado país de economia emergente e instável ao invés de em um país com economia desenvolvida, estável e de risco zero (ou o mais próximo de zero possível). 16 Tax Foundation. Disponível em: www.taxfoundation.org




50. O risco país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados financeiros e os fatores que influenciam a capacidade de um país em honrar seus compromissos externos (risco de moratória). É o entendimento que o prêmio de risco exigido para o aporte de recursos em um empreendimento está relacionado ao risco de default do país no qual o investimento será realizado17.

51. Na determinação do prêmio de risco país, é crucial a escolha do papel ou carteira que será utilizada para definir o prêmio de risco soberano. Outra possibilidade de estimar o risco país é considerar a classificação de rating soberano definido por uma das três agências de maior visibilidade que propõem tal metodologia; Fitch, Moody´s e S&P. 52. O mercado financeiro internacional utiliza como indicador do risco país o índice EMBI + – Emerging Markets Bond Index Plus calculado pelo banco J.P. Morgan. A metodologia de cálculo desse índice considera o spread soberano – que é o diferencial do rendimento do título doméstico do país de interesse em relação ao título norte-americano de prazo equivalente18.

53. Para definir o risco país, a ANEEL entendeu a existência de um marco na política econômica do país, a partir de meados de 1999, com a definição do tripé de regime de metas inflacionárias, câmbio flexível e superávit primário. Além disso, considera-se que: i) a estabilidade conquistada durante o período diminuiu as incertezas recorrentes em épocas anteriores19; ii) para estimar o prêmio de risco país deve-se analisar o comportamento recente da série, como também a expectativa de comportamento futuro; iii) observa-se um desvio bastante acentuado na série histórica no segundo semestre de 2002, indicando a existência de pontos extremos que afetam de modo desproporcional a estimativa que se almeja obter. 54. Assim, optou-se pelo uso da mediana para o cálculo do risco país, tendo em vista as propriedades estatísticas desta estimativa, pois esta não potencializa o peso dos pontos extremos (“outliers”), diferentemente da média aritmética cujo peso de cada evento é proporcional ao seu desvio em relação à média. Portanto, com base nos argumentos acima apresentados, calculou-se a mediana, referentes ao Embi+Brasil de agosto de 2002 a julho de 2012, obtendo-se o valor de 2,48%. 4.4.6. Resultados sobre o Custo de Capital Próprio

55. Como as tarifas são reajustadas por um índice de inflação (IGP-M ou IPCA), interessa-nos ter o custo de capital expresso em termos reais. Para deflacionar o custo de capital, basta descontar a taxa de inflação média anual dos EUA, de acordo com a fórmula abaixo:

1

1 NOMINALREAL

rr (7)

56. A taxa de inflação média anual dos EUA no período de 1997-2012 foi de 2,43%, o que resulta em um custo de capital próprio real de 7,95%, líquido de impostos. O período considerado para o cálculo da inflação média é o mesmo adotado para o ativo livre de risco e risco de crédito. Além disso, o valor

17 CAMACHO, Fernando. Custo de Capital de Indústrias Reguladas no Brasil. Revista do BNDES. Rio de Janeiro. v.11,n.21, p.139-164, jun.2004. e GRANDES; PANIGO; PASQUINI. The Cost of Corporate Bond Financing in Latin América. LACEA-LAMES 2008 annual meeting. Rio de Janeiro. 2008. 18 Para maiores detalhes sobre a metodologia de cálculo do Índice EMBI+, ver J.P MORGAN: <http://www.jpmorgan.com/pages/jpmorgan/investbk/solutions/research/EMBI> 19 GIAMBIAGI, F. Estabilização, Reformas e Desequilíbrios Macroeconômicos: Os anos FHC (1995-2002) e Rompendo com a Ruptura: o Governo Lula (2003-2004). In: GIAMBIAGI, F. et al. Economia Brasileira Contemporânea (1945-2004). Ed.Campus. Rio de Janeiro. 2005.




considerado é coerente com a expectativa para os próximos anos, dado o comportamento recente das taxas de juros futuras do mercado norte-americano. 5. CUSTO DO CAPITAL DE TERCEIROS 57. O custo do capital de terceiros é o retorno que os credores da dívida da empresa demandam ao realizar novos empréstimos a esta. Pode-se calcular o custo de capital de terceiros nominal a partir das últimas emissões de dívida feitas por empresas do setor de interesse. Uma forma alternativa de estimá-lo, seria a partir da taxa livre de risco mais os prêmios associados aos diversos riscos de empréstimos ao setor regulado de interesse: risco de crédito e risco país. 58. Assim, existem duas grandes linhas de ação para estimar o custo do capital de terceiros:

“Benchmarking” financeiro: O custo do financiamento de uma empresa pode ser estimado através dos preços correntes dos títulos de dívida privada do setor ao qual pertence a empresa, comercializados nos mercados de financiamentos internos e externos.

CAPM da dívida: é um método de uso generalizado, tanto em práticas regulatórias como em finanças, que resulta consistente com o modelo geral do CAPM utilizado para o cálculo do custo do capital próprio.

59. Para o custo de capital de terceiros propõe-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar recursos a uma concessionária de geração no Brasil. Esse enfoque impede que as tarifas sejam afetadas por uma gestão financeira imprudente na captação de recursos de terceiros ou por decisões de captação de dívidas vinculadas a outros interesses, contrários à eficiência máxima. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão:

BCfd rrrr (8) onde:

dr : custo de capital de terceiros;

fr : taxa de retorno do ativo livre de risco;

cr : prêmio de risco de crédito;

Br : prêmio de risco país;

60. A estimação do custo de capital de terceiros tem como componentes a taxa livre de risco, o prêmio de Risco de Crédito e o prêmio de Risco Brasil. Os critérios para o cálculo da taxa livre de risco e do prêmio de Risco Brasil já foram apresentados. Resta apresentar como apurar o prêmio de Risco de Crédito. 61. O prêmio de Risco de Crédito deve representar o spread sobre a taxa livre de risco que pagam as empresas com a mesma classificação de risco das empresas do setor de energia elétrica brasileiras. Para isso, verificaram-se os ratings em julho de 2012 para as empresas do setor de energia elétrica do Brasil que possuem classificação na agência de risco Moody´s. 62. Observou-se que o melhor rating das empresas brasileiras é Baa2 (Eletrobrás), que será adotado como referência para o risco de crédito. Dessa forma, foram selecionadas empresas com classificação de risco Baa2 que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez calculado no período de




agosto de 1997 a julho de 201220. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo da série, determina-se uma taxa média de 2,17%, como prêmio de risco de crédito. 63. Por fim, obtém-se um custo de capital de terceiros, em termos nominais, igual a 8,99% que utilizando a taxa de inflação média anual dos EUA no período de 1997-2012 (2,43%), resulta em um custo de capital de terceiros real de 6,41%. 6. TAXA DE REMUNERAÇÃO PARA GERAÇÃO NUCLEAR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL 64. A partir dos resultados apresentados anteriormente, pode-se enfim calcular a taxa de retorno adequada para os serviços de geração de energia elétrica no Brasil através do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC), dado por:

)1( TrDP

DrDP

Pr DPWACC

(9)

65. Aplicando à equação acima a alíquota de imposto (T) igual a 34%, obtém-se o custo de capital para a estrutura de capital sugerida (D/V=49,9%). Deflacionando-se o custo nominal (equação 10) pela taxa de inflação média anual dos EUA no período de 1997-2012 de 2,43%, obtém-se enfim o WACC em termos reais de 7,50%, cujos resultados detalhados são mostrados na tabela abaixo.

Tabela 1. Custo Médio Ponderado do Capital – WACC

Componente Fórmula Valor Estrutura de Capital Capital Próprio (P/V) 49,9% Capital de Terceiros (D/V) 50,1% Custo de Capital Próprio Taxa livre de risco rf 4,34% Prêmio de risco de Mercado rm - rf 5,72% Beta médio desalavancado βRRDesalav 0,396 Beta médio alavancado βRRAlav 0,657 Prêmio de risco do negócio e financeiro β.( rm - rf) 3,76% Prêmio de risco Brasil rB 2,48% Custo de capital próprio nominal rP 10,58% Custo de capital próprio real 7,95% Custo de Capital de Terceiros Prêmio de risco de crédito rC 2,17% Custo de dívida nominal rD 8,99% Custo de dívida real 6,41% Custo Médio Ponderado (c/34% impostos) WACC nominal depois de impostos rWACC 10,13% WACC real depois de impostos rWACC 5,69%

20 Moodys Investors Service. Credit Trends Historical Yield Archive (Intermediate Corporate Bonds).




66. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos, com a posterior inclusão do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada às tarifas dos consumidores como se segue abaixo:

)1/()1( TTrDP

DrDP

Pr DPWACC

(10)

67. Tendo em vista que as alíquotas de impostos são diferenciadas, o WACC será aplicado conforme tabela abaixo:

Tabela 2. Custo Médio Ponderado do Capital – WACC

Componente Alíquota IRPJ e CSLL Valor

Capital Próprio Nominal 10,58% Capital de Terceiros Nominal 8,99% Estrutura de Capital (D) 49,9% Inflação 2,43% WACC real antes dos impostos 34% 8,62%

nota técnica nº 382/2012-sre/aneel em 28 de outubro de 2012. · industrialização da energia...

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