nota técnica principal

Nota Tcnica no 336/2016SGT/ANEEL

Em 06 de outubro de 2016.

Processo n. 48500.004550/2016-69 Assunto: Estabelecer os procedimentos e critrios a serem utilizados no clculo do custo de capital a ser adicionado Receita Anual Permitida de cada concessionria de transmisso abrangida pela Lei n 12.783/2013, em consonncia com a Portaria MME n 120/2016.

I. OBJETIVO

1. O objetivo desta Nota Tcnica apresentar proposta de regulamentao, que ser submetida Audincia Pblica, para o clculo da Receita Anual Permitida RAP das concessionrias de transmisso, nos termos da Lei n 12.783/2013 e em consonncia com a Portaria MME n 120/2016. II. DOS FATOS 2. Em 11 de setembro de 2012, foi publicada a Medida Provisria n 579, posteriormente convertida na Lei n 12.783, de 11 de janeiro de 2013. A Lei disps sobre as concesses de gerao, transmisso e distribuio de energia eltrica, reduo dos encargos setoriais, modicidade tarifria, entre outros. 3. O artigo 12 da Lei facultou ao Poder Concedente a antecipao dos efeitos das prorrogaes.

Art. 12. O poder concedente poder antecipar os efeitos da prorrogao em at 60 (sessenta) meses do advento do termo contratual ou do ato de outorga. 1 A partir da deciso do poder concedente pela prorrogao, o concessionrio dever assinar o contrato de concesso ou o termo aditivo, que contemplar as condies previstas nesta Lei, no prazo de at 30 (trinta) dias contados da convocao.

4. As Portarias MME n 579, de 31 de outubro de 2012, e MME/MF n 580, de 1 de novembro de 2012, estabeleceram, respectivamente, as receitas iniciais das instalaes de transmisso elegveis antecipao dos efeitos da prorrogao das concesses, bem como os valores de indenizao de parte das instalaes de transmisso, especificamente aquelas autorizadas aps 2000, denominadas RBNI/RCDM.

5. As concessionrias que aceitaram os termos de prorrogao dos contratos de concesso celebraram seus termos aditivos em 4 de dezembro de 2012, conforme Tabela a seguir:

(Fls. 2 da Nota Tcnica no 336/2016-SGT/ANEEL, de 06/10/2016).

* A Nota Tcnica um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decises da Agncia.

Tabela 1: Contratos de Concesso Prorrogados

Concessionria Contrato de Concesso

CEEE-GT - Companhia Estadual de Gerao e Transmisso de Energia Eltrica

1 Termo Aditivo ao Contrato n 55/2001

CELG G&T - Celg Gerao e Transmisso S.A 2 Termo Aditivo ao Contrato n 63/2001

CEMIG-GT - CEMIG Gerao e Transmisso S.A 2 Termo Aditivo ao Contrato n 06/1997

CHESF - Companhia Hidro Eltrica do So Francisco 1 Termo Aditivo ao Contrato n 61/2001

COPEL-GT - Copel Gerao e Transmisso S.A. 3 Termo Aditivo ao Contrato n 60/2001

CTEEP - Companhia de Transmisso de Energia Eltrica Paulista 5 Termo Aditivo ao Contrato n 59/2001

ELETRONORTE - Centrais Eltricas do Norte do Brasil S.A. 2 Termo Aditivo ao Contrato n 58/2001

ELETROSUL - Eletrosul Centrais Eltricas S.A 2 Termo Aditivo ao Contrato n 57/2001

FURNAS - Furnas Centrais Eltricas S/A. 1 Termo Aditivo ao Contrato n 62/2001

6. A Lei n 12.783/2013 alterou o 2 do artigo 15 da MP 579/2012, cuja redao j havia sido proposta pela Medida Provisria n 591/2012, que passou a vigorar com a seguinte redao:

Art. 15. A tarifa ou receita de que trata esta Lei dever considerar, quando houver, a parcela dos investimentos vinculados a bens reversveis, ainda no amortizados, no depreciados ou no indenizados pelo poder concedente, e ser revisada periodicamente na forma do contrato de concesso ou termo aditivo. [...] 2 Fica o poder concedente autorizado a pagar, na forma de regulamento, para as concessionrias que optarem pela prorrogao prevista nesta Lei, nas concesses de transmisso de energia eltrica alcanadas pelo 5 do art. 17 da Lei no 9.074, de 1995, o valor relativo aos ativos considerados no depreciados existentes em 31 de maio de 2000, registrados pela concessionria e reconhecidos pela Aneel. (grifos nossos)

7. Desse modo, em 13 de agosto de 2013 foi publicada a Portaria MME n 267, que atribuiu ANEEL a realizao de estudos para a definio do Valor Novo de Reposio VNR dos ativos no depreciados existentes em 31 de maio de 2000, observado o disposto no art. 15 acima mencionado. 8. Aps a realizao da Audincia Pblica n 101/2013, foi publicada a Resoluo Normativa n 589, de 10 de dezembro de 2013, que estabeleceu os critrios para clculo do Valor Novo de Reposio (VNR) das instalaes de transmisso. 9. A Portaria MME n 120, de 20 de abril de 2016, definiu que os valores referentes aos ativos previstos no art. 15, 2, da Lei n 12.783/2013 passariam a compor a Base de Remunerao Regulatria das concessionrias de transmisso de energia eltrica e deu outras providncias sobre o clculo tarifrio.

10. Em 16 de setembro de 2016, a SGT solicitou as Bases de Remunerao Regulatrias das

http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9074cons.htm#art175



concessionrias de transmisso prorrogadas, por meio do Memorando n 333/2016-SGT/ANEEL.

11. O Memorando n 527/2016-SFF/ANEEL, de 30 de setembro de 2016, apresentou os resultados dos laudos de avaliao fiscalizados.

III. DA ANLISE 12. Apresenta-se, a seguir, um breve histrico da regulamentao do sistema de transmisso brasileiro e, especificamente, o detalhamento da composio das receitas das concessionrias de transmisso. 13. A Rede Bsica do Sistema Interligado Nacional (SIN) iniciou-se com Lei n 9.074, de 1995, e foi regulamentada pelo Decreto n 1.717, de 1995. Em 1996, com a publicao da Portaria DNAEE n 244, foi definida a primeira configurao da Rede Bsica, relacionando as instalaes de transmisso que a integravam poca e cuja data de referncia foi definida em julho de 1995. 14. Essa configurao foi revista em 1998, com o objetivo de adequ-la reestruturao do setor eltrico brasileiro, que previa um modelo de desverticalizao do servio de energia eltrica. A Resoluo n 245/1998, de carter normativo, apresentou as regras de classificao das instalaes de transmisso para fins de composio da Rede Bsica. 15. As concessionrias detinham poca dois tipos de instalaes: (i) as classificadas como Rede Bsica, composta por instalaes com tenso igual ou superior a 230 kV, que eram de uso compartilhado por vrios agentes; ou (ii) as classificadas como Demais Instalaes de Transmisso DITs, compostas por instalaes com tenso inferior a 230 kV, bem como instalaes com tenso superior a 230 kV, porm classificadas como instalaes de conexo (de uso exclusivo de um consumidor ou de um gerador, por exemplo). 16. O resultado da nova configurao do SIN, nos termos da Resoluo n 245/1998, foi consolidado em duas Resolues: 166 e 167, de 2000, conforme segue:

i) Resoluo n 166, de 2000, que relacionou as instalaes de transmisso componentes

da Rede Bsica e das Demais Instalaes de Transmisso; e ii) Resoluo n 167, de 2000, que homologou as receitas anuais permitidas das instalaes

constantes da Resoluo n 166/2000. 17. Em 2001, como resultado da segregao das atividades de gerao e transmisso de energia eltrica do setor, foram celebrados os contratos de concesso entre o Poder Concedente e as concessionrias (no licitadas) detentoras dos ativos de transmisso. Desse modo, o conjunto de Resolues acima mencionadas estabeleceu o equilbrio econmico-financeiro inicial desses contratos. A Cemig-GT era exceo desse conjunto de empresas, pois seu contrato foi assinado em 1997, no entanto tambm teve sua receita inicial publicada no referido dispositivo regulamentar. 18. A partir desse ano, as receitas iniciais homologadas na Resoluo n 167/2000 passaram a ser apenas reajustadas anualmente, conforme ser explicitado adiante. Essas receitas eram compostas pela soma de duas parcelas: RBSE e RPC. poca, de acordo com o contrato de concesso, o termo RBSE (Rede Bsica do Sistema Existente) referia-se receita atribuda s instalaes componentes da Rede Bsica, enquanto o



termo RPC referia -se receita atribuda s Demais Instalaes de Transmisso, ambas definidas no anexo da Resoluo n 166/2000. 19. Por uma questo contratual, as receitas iniciais (RBSE/RPC) foram consideradas blindadas, sem que houvesse previso de revises tarifrias peridicas sobre seu valor at o final das concesses, que ocorreria em julho de 2015. Isso, pois a formao dessa receita partiu da diferena entre a tarifa vigente poca (tarifas de suprimento) e as novas tarifas calculadas para gerao (tarifas dos contratos iniciais), resultantes do processo de desverticalizao do servio de energia eltrica. Assim, no houve avaliao dos ativos para o clculo da RAP que seria arrecadada para remunerao inicial das concesses de transmisso. 20. Novamente, tal situao no era aplicvel Cemig-GT, cujo contrato de concesso no contemplava a clusula de blindagem da RBSE/RPC. No entanto, a formao de sua receita inicial ocorreu da mesma forma citada no pargrafo anterior, pela diferena entre tarifas de suprimento e contratos iniciais, e sua concesso tambm teve o termo final definido em julho de 2015. Em suma, a diferena da Cemig-GT em relao s demais transmissoras encontra-se, apenas, na reviso tarifria ocorrida nas parcelas de RBSE/RPC. 21. Adicionalmente, adequaes de pequeno porte, tais como: a expanso das linhas de transmisso e subestaes existentes, bem como substituies ou adequaes do sistema, adicionaram um novo conjunto de instalaes de transmisso aos contratos, denominados reforos, que foram implementados aps autorizaes expedidas pela ANEEL s concessionrias detentoras dos bens. As receitas associadas aos reforos ficaram caracterizadas por outras duas parcelas distintas: (i) RBNI, para os reforos na Rede Bsica, e; (ii) RCDM, para os reforos nas DITs. Essas receitas correspondiam s novas instalaes autorizadas, cujas receitas eram estabelecidas por resoluo especfica. Ainda, as parcelas de receita RBNI/RCDM foram objeto de revises tarifrias peridicas, contratualmente definidas em 2005 e 2009, no qual foram reavaliados os investimentos associados aos reforos para a composio de uma base de remunerao regulatria, a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre essa base e, ainda, foram definidos custos operacionais eficientes vinculados operao e manuteno dos ativos em discusso.

22. Em julho de 2012, ltimo processo tarifrio anterior MP n 579/2012, a receita das concessionrias de transmisso aqui discutidas era formada pela soma das receitas iniciais (RBSE/RPC), atualizadas desde 2001 pelo IGP-M, e das receitas autorizadas (RBNI/RCDM), objeto de reajustes e revises peridicas. O montante total, de R$ 9,07 bilhes (ref. preos: jun/2012), era segregado conforme grfico abaixo:

Figura 1: Receita Vigente em julho de 2012, anterior MP n 579/2012



23. Esses esclarecimentos, bem como a distino entre as instalaes de transmisso e, consequentemente, de suas receitas associadas (RBSE/RPC ou RBNI/RCDM) se fazem necessrios, pois, poca da publicao da Medida Provisria n 579/2012, bem como da Portaria MF/MME n 580/2012, no foram tratadas as eventuais indenizaes das instalaes de transmisso denominadas RBSE/RPC, ou seja, aquelas alcanadas pelo 5 do art. 17 da Lei 9.074, de 1995, e existentes em 2000. Decidiu-se, naquele momento, somente pelo pagamento de indenizaes associadas aos reforos autorizados (RBNI/RCDM).

24. Apenas aps a edio da MP 591/2012, tambm convertida na Lei n 12.783/2013, o artigo 15 trouxe os critrios gerais para o seu clculo, baseados na metodologia de valor novo de reposio. Para esse caso, o Poder Concedente poderia pagar, na forma de regulamento, o valor relativo aos ativos considerados no depreciados. Nesse sentido, a Portaria n 267/2013 definiu a competncia da ANEEL para o clculo.

25. No entanto, como nunca houve avaliao dos ativos associados RBSE/RPC, por se tratar de uma receita blindada, a ANEEL estabeleceu, aps realizao da Audincia Pblica n 101/2013, os critrios para construo dos laudos de avaliao dos ativos, que foram fiscalizados e aprovados pela ANEEL no ano corrente e so, essencialmente, o principal subsdio para o clculo do valor adicional receita vigente, conforme disposto na Portaria n 120/2016. III.1. CLCULO DO CUSTO DE CAPITAL III.1.1. ASPECTOS METODOLGICOS 26. A Portaria n 120/2016 estabeleceu que os valores apurados na avaliao dos ativos da RBSE/RPC iro compor a Base de Remunerao Regulatria BRR:

Art. 1 Determinar que os valores homologados pela Agncia Nacional de Energia Eltrica - ANEEL relativos aos ativos previstos no art. 15, 2 , da Lei no 12.783, de 11 de janeiro de 2013, passem a compor a Base de Remunerao Regulatria das concessionrias de transmisso de energia eltrica e que o custo de capital seja adicionado s respectivas Receitas Anuais Permitidas

27. O resultado do custo de capital correspondente aos ativos em discusso, que ser dado pela soma das parcelas de remunerao e depreciao, ser reconhecido a partir do processo tarifrio de 2017, que ocorrer em 1 de julho, conforme Contratos de Concesso:

1 O custo de capital correspondente aos ativos, de que trata o caput, ser composto por parcelas de remunerao e depreciao, acrescidos dos devidos tributos, observada a legislao societria, e ser reconhecido a partir do processo tarifrio de 2017, sendo reajustado e revisto conforme as regras previstas nos Contratos de Concesso. 2 As parcelas de remunerao e depreciao sero definidas considerando as metodologias de Reviso Tarifria Peridica das Receitas das Concessionrias Existentes, aprovadas pela ANEEL, e a Base de Remunerao Regulatria, definida no caput, ser depreciada considerando a vida til residual dos ativos e atualizada pelo ndice Nacional de Preos ao Consumidor Amplo IPCA.

28. Nas sees a seguir so apresentados os clculos realizados e os resultados obtidos.



III.1.1.1. Detalhamento do Custo de Capital 29. O clculo de capital a ser includo na RAP passa pelo estabelecimento da Base de Remunerao Regulatria e consiste nos seguintes passos:

a) Levantamento da Base de Ativos: define os procedimentos para avaliar a base fsica e contbil de ativos existentes da empresa;

b) Valorao da Base: aplicao do mtodo mais aderente aos princpios regulatrios; c) Clculo da Remunerao: consiste no clculo da remunerao e da depreciao ao longo

do perodo de concesso. 30. O levantamento da base de ativos e sua correspondente valorao foram realizados a partir dos critrios estabelecidos na Resoluo Normativa n 589/2013, em consonncia com a Portaria MME n 267/2013. 31. As Bases de Remunerao foram informadas pela Superintendncia de Fiscalizao Econmica e Financeira SFF por meio do Memorando n 527/2016-SFF/ANEEL, de 30 de setembro de 2016, e so apresentadas no Anexo I desta Nota Tcnica. A Tabela a seguir apresenta um resumo das Bases Brutas e Lquidas resultantes desse processo, cuja referncia de preos dezembro de 2012:

Tabela 2: Bases de Remunerao Regulatria

Concessionria Base Bruta Base Lquida Taxa Mdia Depreciao

CEEE-GT 2.181.747.445,68 836.282.933,20 3,06%

CELG G&T 461.145.071,59 227.103.785,16 3,81%

CEMIG-GT 3.069.126.057,14 892.050.146,77 3,08%

CHESF 16.364.088.556,34 5.092.384.326,62 3,21%

COPEL-GT 1.492.018.580,41 890.193.446,92 3,04%

CTEEP 11.285.205.820,21 3.896.328.051,31 3,21%

ELETRONORTE 7.099.899.244,68 2.579.311.569,77 3,08%

ELETROSUL 4.068.246.861,90 1.007.043.439,38 3,10%

FURNAS 26.582.432.780,23 8.999.520.181,38 2,87%

Data-base: dezembro/2012

32. Ressalte-se que, para o caso da Copel-GT, sero consideradas as informaes apresentadas pela prpria concessionria em seu laudo de avaliao, considerando que o processo de fiscalizao da ANEEL ainda est em curso. Assim, eventuais alteraes em sua Base de Remunerao Regulatria sero consideradas quando do clculo definitivo do custo de capital a ser adicionado receita da concessionria.

33. A Remunerao do Capital (RC) corresponde remunerao dos investimentos realizados pela concessionria, e depende fundamentalmente da Base de Remunerao Regulatria e do custo de capital, conforme formulao a seguir:



prwacclrBRRRC (1)

Onde: RC: Remunerao de Capital; BRRl: Base de Remunerao Regulatria Lquida; e rwacc pr: Custo Mdio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos.

34. Para o clculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Mdio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda. Os valores de custo de capital aqui adotados foram aprovados em dois atos normativos: (i) at 9 de junho de 2013 era vigente o WACC de 7,24%, real depois de impostos, aprovado pela Resoluo Normativa n 386, de 15 de dezembro de 2009; (ii) a partir de 10 de junho de 2013, o Submdulo 9.1 do PRORET aprovou o novo valor de WACC, de 6,64%, real depois de impostos. 35. A Quota de Reintegrao Regulatria (QRR), por sua vez, corresponde parcela que considera a depreciao e a amortizao dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos prestao do servio ao longo da sua vida til. Depende da Base de Remunerao Regulatria e da taxa mdia de depreciao das instalaes, conforme formulao a seguir:

bBRRQRR (2)

Onde: QRR: Quota de Reintegrao Regulatria; BRRb: Base de Remunerao Regulatria bruta; e

: Taxa mdia anual de depreciao das instalaes. 36. Para o clculo da taxa mdia de depreciao das instalaes, aplicam-se as taxas anuais de depreciao definidas no anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Eltrico MCPSE, aprovado pela Resoluo Normativa ANEEL n 367, de 02 de junho de 2009. 37. Ressalte-se ainda que, para Cemig-GT, cuja revises tarifrias foram realizadas sobre toda a base de ativos, a Resoluo Normativa n 589/2013 definiu que:

2 As concessionrias que tiveram toda a base de ativos (RBSE, RPC, RBNI e RCDM) valorada por meio de laudo de avaliao em sua ltima reviso peridica de receitas devero apresentar laudo de avaliao contemplando todos os ativos, inclusive os investimentos incrementais realizados entre a data-base da ltima avaliao e 31 de dezembro de 2012. 3 Para a definio do montante final de indenizao devido s concessionrias a que se refere pargrafo anterior, dever ser subtrado o valor estabelecido na Portaria Interministerial MME/MF n 580, de 1 de novembro de 2012.

38. Assim, aos valores de Base Bruta e Base Lquida resultantes do laudo de avaliao foram reduzidos os valores correspondentes indenizao definida na Portaria n 580/2012, e que referem-se s instalaes remuneradas via RBNI ou RCDM.



III.1.1.2. Diferenas entre Componentes Regulatrias e Reais de Receita e Despesa 39. Previamente abertura desta Audincia Pblica, em reunies com diversos agentes e analistas do setor de energia eltrica, questionou-se sobre um possvel tratamento das diferenas tributrias decorrentes das diferenas entre o fluxo real e o regulatrio de depreciao, que afetam o retorno derivado do negcio de transmisso que, no caso concreto, refere-se receita associada aos ativos da RBSE/RPC. 40. A aplicao do WACC antes de impostos real sem ajustes simplifica a operacionalizao da reviso tarifria ao considerar que a depreciao um fluxo real. Ao corrigir a Base de Remunerao Regulatria (BRR) e, portanto, a depreciao regulatria, o modelo de aplicao da reviso superestima o benefcio tributrio que seria obtido num cenrio de depreciao fiscal nominal e constante. Essa superestimativa do benefcio tributrio em comparao com a depreciao fiscal poderia fazer com que o custo de capital prprio real no fosse atingido, pois parte do ganho que deveria ser obtido em termos reais perdido pela incidncia de imposto na diferena entre depreciao regulatria e fiscal. O fluxo real do investidor, portanto, ficaria prejudicado por efeito da inflao embutida na correo da BRR. 41. As tarifas no segmento de transmisso no Brasil, especificamente, so reguladas pelo regime de revenue-cap, uma variante do price-cap, que se baseia na receita permitida, estabelecida pelo regulador. Outra caracterstica desse modelo aqui no Brasil que no h risco de demanda, uma vez que a RAP paga pela disponibilizao das instalaes e no pelo fluxo de energia passante. 42. Nesse regime de regulao por incentivos, a receita permitida desagregada em seus diversos componentes, para os quais o regulador estabelece parmetros de eficincia. Embora a construo dos parmetros possa se apoiar na observao da realidade das empresas, importante ressaltar que no h nenhuma garantia empresa do reconhecimento integral de seus custos reais.

43. Essa premissa vale para todos os componentes de receita, custos operacionais e custos de capital, exceto encargos ou impostos que no sejam sobre a renda, como PIS/COFINS e ICMS, quando aplicvel. extremamente relevante enfatizar que o modelo regulatrio no busca neutralizar todos os efeitos que ocorrem no campo societrio ou fiscal da empresa, visto que os parmetros regulatrios so notadamente diferentes da realidade individual de cada empresa. 44. Para a anlise da questo, focaremos em entender os principais pontos de diferena entre o ambiente regulatrio e o real e suas possveis implicaes. Primeiramente, para o pleno entendimento, importante explicitar os conceitos de lucro contbil, real ou fiscal e o regulatrio. 45. A fim de ilustrar esses conceitos, apresentamos abaixo uma Demonstrao do Resultado do Exerccio DRE, para destacar as possveis diferenas entre o ambiente societrio e o regulatrio.

46. Apenas para contextualizar, utilizaremos uma DRE no formato tradicional que um pouco diferente das demonstraes especficas para concesses, que em linha com as recentes alteraes contbeis, introduzidas pela Lei n 11.638/2007, com a adoo do ICPC 01 (IFRIC 12), no caso das concesses, em conjunto com a Orientao OCPC 05, passaram a adotar o Ativo Financeiro no lugar do Ativo Imobilizado, o que elimina a figura da depreciao do ativo.

47. No entanto, para a finalidade proposta, a adoo desse modelo com depreciao evidenciada no modifica a anlise final, uma vez que no modelo atual a depreciao que estaria na receita dela retirada,



baixando o ativo financeiro e produzindo ao final o mesmo resultado anterior para efeitos de determinao do lucro, que ser o foco da anlise. 48. O Lucro Contbil resulta da diferena entre receitas e custos e despesas, sendo apurado pela escriturao contbil da entidade, ou seja, aquele resultante na Demonstrao do Resultado do Exerccio DRE. Abaixo mostrada uma DRE padro que servir de base para entender as diferenas entre o real e o regulatrio.

Tabela 3: Demonstrao do Resultado do Exerccio DRE Receita Bruta de Vendas ou Receita Operacional Bruta

(-) Dedues da Receita Bruta

(-) Devolues de Vendas

(-) Abatimentos sobre Vendas

(-) Descontos Incondicionais Concedidos

(-) ISS sobre Vendas

(-) ICMS sobre Vendas

(-) PIS e COFINS sobre Vendas

Receita Lquida de Vendas ou Receita Operacional Lquida

(-) Custos das Mercadorias/Produtos Vendidos/Servios Prestados

Resultado Operacional Bruto

(-) Despesas com Vendas

(-) Despesas Gerais e Administrativas

Despesas com pessoal

Ocupao

Aluguis, Leasing

Depreciao / Amortizao

Utilidades e Servios

Honorrios

Despesas gerais

Tributos

Despesas com provises

Perdas em Crditos de Liquidao Duvidosa

(-) Outras Despesas Operacionais

(+) Outras Receitas Operacionais

(-) Despesas Financeiras

Juros sobre capital de terceiros

(+) Receitas Financeiras

(+) Outras Receitas

Ganhos na alienao de investimentos

(-) Outras Despesas

Resultado Operacional Lquido = Resultado antes dos Tributos

(-) CSLL ou Despesa com Proviso para CSLL

Resultado do Exerccio antes do Imposto de Renda

(-) Despesa com Participaes Societrias sobre o Lucro

Participaes de Debntures

Participaes de Empregados



Participaes de Administradores

Participaes de Partes Beneficirias

Fundos de Assistncia e Previdncia de Empregados

Resultado Lquido do Exerccio = Lucro/Prejuzo Lquido

49. No Brasil, uma empresa tem basicamente trs opes de aplicao dos seus lucros: Distribuio de dividendos; Pagamento de juros sobre capital prprio; e Incorporao ao Patrimnio Lquido, atravs de Reservas (de Lucro, Legal, Estatutrias, Contingncia, Lucros a Realizar e incentivos fiscais). Cada uma dessas opes recebe tratamento tributrio especfico. 50. No caso da distribuio de dividendos, estes so calculados aps o pagamento da Contribuio Social sobre Lucro Lquido (CSLL) e da proviso para pagamento do Imposto de Renda da Pessoa Jurdica (IRPJ). Sendo assim, eles so calculados incorporando uma tributao em torno de 34%. Entretanto, eles no esto sujeitos a Imposto de Renda Retido na Fonte, nem integram a base de clculo do imposto do beneficirio, pessoa fsica ou jurdica. 51. Outra opo para a empresa realizar pagamentos de juros, a ttulo de remunerao do capital prprio. Nesse caso, a pessoa jurdica pode deduzir, na determinao do lucro real, e observado o regime de competncia, os juros pagos ou creditados individualmente a titular, scio ou acionista, calculados sobre determinadas contas do patrimnio lquido e limitados variao pro rata dia da Taxa de Juros de Longo Prazo TJLP. H tambm limites que devem ser observados para distribuio nessa modalidade. Os Juros Sobre o Capital Prprio (JCP) sofrem, ao contrrio dos dividendos, tributao na fonte. Eles esto sujeitos incidncia de imposto de renda na fonte, alquota de 15%, conforme art. 9, 2 da Lei n 9.249/195. 52. Do ponto de vista contbil, vale destacar que os JCP institudo pelo art. 9 da Lei n. 9.249/1995, no benefcio fiscal, mas sim uma despesa financeira dedutvel para fins tributrios, que tem como um dos objetivos compensar as pessoas jurdicas, quando da extino da correo monetria dos balanos, face perda da despesa de correo do patrimnio lquido.

53. Dessa forma, a opo de pagamento de juros sobre capital prprio poder afetar o resultado final, sendo que depender do planejamento tributrio e da estrutura societria da empresa, bem como da figura do beneficirio. 54. Nota-se, portanto, que as opes de distribuio do lucro podem conduzir a resultados finais diferentes, sendo essa uma opo de livre escolha da empresa. 55. O Lucro Fiscal ou Real o resultado contbil ajustado de acordo com as exigncias do Imposto de Renda. O ajuste feito por Adies e Excluses, conforme permitidas pela legislao do Imposto de Renda, alm de compensaes de prejuzos fiscais.

Lucro Real = Lucro Antes do Imposto de Renda (LAIR) (+) Incluses (-) Excluses Incluses: Despesas deduzidas na apurao do lucro contbil, mas no dedutveis pelo IR. Excluses: Dedues permitidas pela legislao de IR e no contabilizadas ou contabilizadas

por um valor inferior ao permitido pela contabilidade. 56. De acordo com a legislao fiscal, podem ser feitos diversos ajustes para apurao do lucro lquido no LALUR Livro de Apurao do Lucro Real. Por exemplo, os ganhos/perdas decorrentes de ajuste a



valor presente e valor justo, leasing, gio/desgio, subvenes, prmio na emisso de debntures e custos de emprstimos. 57. Neste sentido, a legislao do Imposto de Renda permite que Prejuzos Fiscais apurados em perodos anteriores sejam compensados com os lucros apurados posteriormente, no caso da pessoa jurdica tributada pelo Lucro Real. Embora no haja limite de prazo para isso, a compensao de tais prejuzos limitada a 30% do lucro real antes da compensao e afeta o resultado final em termos de apurao de imposto de renda.

58. J o gio fiscal, fundado em rentabilidade futura (goodwill), pode ser utilizado para deduo do IRPJ e aproveitado em at cinco anos aps seu recolhimento. Assim, o resultado final poder ser afetado no caso de empresas que possuam essa situao. 59. Outro item que afeta o lucro real a depreciao considerada na determinao do resultado tributvel, que pode ser diferente daquela que considerada na determinao do resultado contbil, por exemplo, em funo da adoo de Depreciao Acelerada ou Incentivada que afetar a base fiscal, mas no a contbil. Portanto, haver uma diferena entre o valor lquido contbil do ativo e sua base fiscal, que resulta do custo do ativo menos as correspondentes depreciaes acumuladas, permitidas pela legislao fiscal. A adoo desse procedimento depende de certas condies, mas especialmente da iniciativa da empresa em buscar esse incentivo. Evidentemente, o resultado do imposto a ser pago ser afetado por uma opo ou outra. 60. Outra questo bastante relevante que afeta o total de imposto a ser pago diz respeito s Alquotas Efetivas a que a empresa est sujeita. Embora a alquota da CSLL seja praticamente uniforme para todos os agentes, as alquotas do IRPJ so distintas. Na prtica, as alquotas esto sujeitas a tratamento legal diferenciado, de acordo com as especificidades da empresa, podendo resultar em alquotas finais inferiores ao valor de 34%, considerada no clculo da receita regulatria e que representa a soma das alquotas nominais de IRPJ e CSLL. 61. Determinadas concessionrias, de acordo com o art. 14 da Lei n 9.718/1998 com nova redao dada pela Lei n 10.637/2002, podem se submeter ao regime de tributao denominado de Lucro Presumido, limitado a R$ 78 milhes de faturamento anual, que seria mais favorvel empresa caso o lucro presumido (ponderado entre os pesos do IRPJ e CSLL) fosse menor do que o lucro real, isso porque as alquotas de IRPJ e CSLL so as mesmas em ambos os regimes de tributao. Para o clculo do lucro presumido, aplica-se o percentual de 8% e 12% sobre a receita bruta decorrente das operaes com energia eltrica, respectivamente como base para o clculo do IRPJ e CSLL. Assim, seria favorvel empresa optar pelo regime de Lucro Presumido, reduzindo o pagamento dos tributos, quando o lucro real for superior a 9,06% da receita total.1 62. H tambm empresas que podem usufruir dos Incentivos Fiscais SUDENE/SUDAM. Conforme Medida Provisria n 2.199-14, de 24 de agosto de 2001, com redao dada pela Lei n 11.196, de 21 de novembro de 2005, a Superintendncia de Desenvolvimento do Nordeste SUDENE e a Superintendncia de Desenvolvimento da Amaznia SUDAM esto autorizadas a concederem incentivos fiscais s pessoas jurdicas com projetos de implantao e ampliao, diversificao ou modernizao total ou parcial, enquadrados em setores da economia considerados prioritrios2, entre os quais se enquadra a

1 9,06% da receita total = no regime pelo Lucro Presumido, a estimativa da base para o clculo dos tributos de 34% (IRPJ = 25% e CSLL = 9%), que resultou da ponderao pela base de clculo diferenciada dos tributos (IRPJ = 8% e CSLL= 12%). 9,06% = (25%/(25%+9%))*8%+(9%/(25%+9%))*12%. 2 Decretos n. 4.212, de 26 de abril de 2002 e n. 4.213, de 26 de abril de 2002.



transmisso de energia eltrica. Entre os incentivos fiscais, h a reduo de 75% do IRPJ, a ser revertido para reserva de capital da empresa e utilizado para absoro de prejuzo ou aumento de capital social. As pr-condies para um empreendimento habilitar-se ao incentivo de reduo de 75% do IRPJ so: (i) a unidade produtora do empreendimento deve estar localizada e em operao na rea de atuao da SUDENE/SUDAM; (ii) o empreendimento considerado prioritrio para o desenvolvimento regional; (iii) a pessoa jurdica titular do empreendimento optante da tributao com base no lucro real. 63. Portanto, observa-se que o lucro real ou fiscal pode se diferenciar do lucro contbil por diversas questes, em sua maioria por opo da prpria empresa. 64. Por fim, vale conceituar, para fins desta anlise, o Lucro Regulatrio, que equivale ao produto da Base de Remunerao Regulatria Lquida pelo custo de capital prprio, depois de impostos. 65. Para o clculo da taxa de retorno total, conforme j exposto, a ANEEL utiliza a metodologia do Custo Mdio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo expresso pela seguinte frmula:

= ( ) + ( ) (3)

onde: rwacc: custo mdio ponderado de capital aps impostos, em termos reais; rP: custo do capital prprio real depois de impostos; rD: custo da dvida real depois de impostos; P: capital prprio; D: capital de terceiros ou dvida; V: soma do capital prprio e de terceiros;

66. Para aplicao tarifria considera-se o WACC real depois do benefcio tributrio dos impostos, com a posterior incluso do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equao anterior aplicada s tarifas dos consumidores da seguinte forma:

=( )+( )

1 (4)

67. Pela observao da frmula, verifica-se que h quatro parmetros bsicos: custo de capital prprio, custo de capital de terceiros, estrutura de capital e tributos. Para todos esses parmetros, observa-se a mdia do setor ou um benchmark, de modo que nunca ser o valor prprio de cada empresa. 68. Daqui j se pode comear a diferenciar o regulatrio do real, em que as empresas tero uma Estrutura de Capital diferente da regulatria, alm de um Custo da Dvida tambm diferente, o que interfere diretamente no total a ser deduzido para efeitos de tributao, j que os juros sobre o capital de terceiros uma despesa dedutvel para a determinao do resultado antes do imposto de renda, conforme explcito na DRE apresentada acima.

69. Alm disso, conforme j exposto, a alquota de tributos efetiva da empresa pode diferir da regulatria, que considera a alquota mxima, sem qualquer deduo ou incentivo.

70. Ainda analisando o lucro regulatrio, a base sobre a qual aplica-se a remunerao de capital



prprio, denominada de Base de Remunerao Regulatria Lquida, refere-se aos investimentos realizados pela empresa. A valorao desses investimentos tem sua prpria regra e parte de um Banco de Preos Referenciais, obtendo-se o custo de reposio atual do ativo, chamado Valor Novo de Reposio VNR.

71. Ocorre que o VNR diferente do custo histrico, ou realizado pela empresa, podendo ser superior ou inferior. Do lado da depreciao, caso o VNR seja superior ao custo histrico, a Quota de Reintegrao Regulatria (QRR) ser superior depreciao contbil, ocorrendo o inverso, obviamente, caso o VNR seja inferior ao custo histrico. Sob esse aspecto, um eventual ajuste da diferena entre QRR e depreciao contbil para efeitos de tributao deveria operar nos dois sentidos. No entanto, parece inconsistente um ajuste negativo de tributos, j havendo uma perda na prpria base de investimentos. Da mesma forma, um ajuste positivo seria de difcil implementao pela evidente assimetria no resultado.

72. Alm desses pontos de diferenas entre o regulatrio e o real, pode-se ainda citar diversos outros itens de custos e despesas, a partir da observao da Tabela 3, como os Custos Operacionais que envolve pessoal, materiais e servios de terceiros, cujo valor regulatrio definido por benchmarking e, portanto, com possibilidades de ser acima ou abaixo do custo real, gerando uma receita necessariamente diferente da despesa real, o que impactar o resultado.

73. Porm, as diferenas vo alm. Na receita das concessionrias, tanto distribuidoras quanto transmissoras, adicionado o Custo Anual das Instalaes Mveis e Imveis CAIMI, que refere-se aos investimentos de curto perodo de recuperao, tais como os realizados em hardware, software, veculos, e em toda a infraestrutura de edifcios de uso administrativo. Trata-se de uma anuidade, calculada regulatoriamente a partir de uma relao do Ativo Imobilizado em Servio ou do Custo de Administrao, Operao e Manuteno. Portanto, no avaliado o ativo real da empresa. A razo desse tratamento que especialmente para esses tipos de ativos, a empresa tem duas opes: adquirir ativos prprios ou alugar. Dessa forma, ao especificar uma anuidade, a empresa tem toda liberdade para adotar a estratgia que melhor lhe convier. H, portanto, uma desvinculao total do ativo real da empresa, no havendo relao direta entre quota de reintegrao regulatria e depreciao contbil, podendo inclusive haver a receita de CAIMI no regulatrio e uma despesa de aluguel no real. Portanto, no faz qualquer sentido em se falar de diferenas entre depreciaes regulatria e real. 74. No caso especfico da RBSE/RPC, ainda vale lembrar que a receita ficou blindada por aproximadamente 12 anos, sendo que nunca foram observados os tributos reais das empresas, conforme estabelecido em contrato. Nesse caso, o regulatrio no acompanhou eventuais alteraes que ocorreram nesse perodo no aspecto societrio ou fiscal. 75. De todo o exposto, pode-se afirmar que h uma total desvinculao do custos regulatrios em relao aos reais. Evidentemente, a determinao do regulatrio parte de parmetros mdios a partir da observao do desempenho real das empresas. Porm, uma vez definidos, seguiro as regras de reajuste estabelecidas em contrato e somente sero revistos na prxima reviso peridica, havendo total liberdade da empresa na gesto de seus custos. 76. Tambm importante concluir que exceto tributos que no sejam sobre a renda, como ICMS e PIS/COFINS, no h garantia de neutralidade tributria no regime de price-cap, sendo incompatvel com este regime, como a prpria Lei n 8987/1995 explicitou:



Art. 9o ... 3o Ressalvados os impostos sobre a renda, a criao, alterao ou extino de quaisquer tributos ou encargos legais, aps a apresentao da proposta, quando comprovado seu impacto, implicar a reviso da tarifa, para mais ou para menos, conforme o caso.

77. Por fim, conforme j exposto pela ANEEL anteriormente3, relevante esclarecer que a simplificao adotada pela ANEEL prtica comum nos pases que adotam remunerao pelo WACC antes de impostos, sem que seja dado tratamento especfico para apenas esse item. Caso contrrio, deveria se observar tambm todas as demais questes apontadas anteriormente que, conforme visto, afetam de formas diferentes o resultado da empresa. 78. Portanto, entende-se que as diversas fontes de diferenas entre o real e o regulatrio so consideradas como parte do aparato regulatrio a que esto sujeitos os agentes regulados, sem que isso resulte em desequilbrio econmico-financeiro e nem em incongruncias no clculo tarifrio. Dessa forma, a rea tcnica considera adequado manter a metodologia atual sem ajustes. III.1.2. CLCULO DO CUSTO DE CAPITAL NO INCORPORADO NO PERODO DE 2013 A 2017 79. A Portaria n 120/2016 reconhece o pagamento do custo de capital correspondente aos ativos (remunerao e depreciao) pelo perodo de janeiro de 2013 a junho de 2017, devendo ser pago pelo prazo de 8 anos:

3 O custo de capital no incorporado desde as prorrogaes das concesses at o processo tarifrio, estabelecido no 1, dever ser atualizado e remunerado pelo custo do capital prprio, real, do segmento de transmisso definido pela ANEEL nas metodologias de Reviso Tarifria Peridica das Receitas das Concessionrias Existentes.

4 A partir do processo tarifrio estabelecido no 1, o custo de capital ser remunerado pelo Custo Ponderado Mdio do Capital definido pela ANEEL, devendo ser incorporado a partir do referido processo, pelo prazo de oito anos.

80. Assim, apresentam-se a seguir, os passos adotados no clculo dessa receita, que ser tratada como uma receita adicional temporria, que se somar a receita anual econmica. Portanto, esse componente no compor a Parcela de Ajuste (PA). 81. Inicialmente, cabe destacar que as BRRs apresentadas no Anexo I foram informadas pela SFF com a data-base em 31 de dezembro de 2012. Desse modo, necessrio atualiz-las, pelo ndice Nacional de Preos ao Consumidor Amplo IPCA, at a data de 1 de junho de 2017, conforme 2 do art. 1 da Portaria. A srie adotada considera uma previso desse indicador nos prximos meses.

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

3 Nota Tcnica n 401/2014-SRE/ANEEL, de 3 de dezembro de 2014.



tDtBRRtBRR ll 1 (5) Onde: BRRl(t): Base de remunerao regulatria lquida ao final do ano (t); BRRl(t-1): Base de remunerao regulatria lquida ao final do ano (t-1); e D(t): Depreciao acumulada no ano (t).

83. O valor residual dos ativos ao final de cada ano, que corresponder base de remunerao lquida, ser dado pela base lquida no ano anterior subtraindo-se as depreciaes e desmobilizaes (no consideradas provisoriamente neste clculo). A depreciao acumulada em cada ano dada pela seguinte frmula:

bBRRtDtD 1 (6)

Onde: D(t): Depreciao acumulada no ano (t); D(t-1): Depreciao acumulada ao final do ano anterior (t-1); BRRb: Base de Remunerao Regulatria bruta; e

: Taxa mdia anual de depreciao das instalaes. 84. De posse da base de remunerao lquida a cada ano, a partir das equaes [5] e [6], e considerando que a base de remunerao bruta no sofreu alterao no perodo de 2013 a 2017, foram calculadas as parcelas anuais de remunerao, dada pela equao [1], e depreciao, dada pela equao [2], para cada concessionria de transmisso prorrogada. 85. Especificamente para o ano de 2013, foi necessrio observar dois perodos distintos, em funo da vigncia, a partir de 10/6/2013, de novo valor do WACC para o clculo da remunerao bruta de capital. Dessa forma, entre 1/1/13 e 9/6/13, adotou-se o WACC de 10,97% (7,24%/0,66). A partir de 10/6/13, adotou-se o WACC de 10,06% (6,64%/0,66).

86. J para 2017, o custo de capital que ser adicionado receita refere-se somente metade do perodo, j que, a partir de julho de 2017, ser considerada uma receita anual econmica para o ciclo 2017/2018.

87. Adicionalmente, conforme disposto no 3 do art. 1 da Portaria n 120/2016, s parcelas calculadas conforme pargrafos anteriores, dever ser acrescida uma remunerao, dada por uma taxa referencial definida no referido dispositivo, em funo do tempo decorrido desde a prorrogao dos contratos, em janeiro de 2013, at o efetivo recebimento da receita, que ocorrer no processo tarifrio de 2017. 88. Cabe salientar que para as remuneraes previstas no pargrafo 3 e 4 do art. 1 da Portaria n 120/2016 adota-se a taxa depois de impostos. Tais taxas visam to somente atualizar o componente financeiro calculado pela soma das parcelas de remunerao (acrescida de impostos) e depreciao, no auferidas pelas transmissoras entre o perodo de janeiro de 2013 e junho de 2017. Ou seja, a receita prevista para pagamentos de tributos relativos renda j esto incorporados no componente financeiro, uma vez que a remunerao no auferida no mencionado perodo foi calculado por meio do produto das equaes (4) e (5). Dessa forma, as taxas de remunerao previstas pela Portaria n 120/2016 para atualizar o componente financeiro devem ser lquidas de impostos.



89. Assim, como taxa referencial para remunerao, utilizou-se o custo de capital prprio real, entre 1/1/13 e 9/6/13, de 10,74% (1,1374/1,0271). A partir de 10/6/13, adotou o valor de 10,44% (1,1317/1,0247).

90. Como resultado, obteve-se uma atualizao no perodo de 37,8% e uma remunerao sobre o valor atualizado de 33,2%, resultando em uma atualizao total de 83,6%. Isso equivalente a uma taxa de 14,45% a.a.

91. Finalmente, a Portaria n 120/2016 trata, ainda, da forma de pagamento da parcela de receita apurada no perodo entre janeiro de 2013 a junho de 2017, pelo prazo de 8 anos a partir de julho de 2017. Desse modo, foi calculada uma anuidade, considerando o total de receita a ser recebida pelas concessionrias, o WACC vigente, conforme Submdulo 9.1 do PRORET, e o prazo de 8 anos definido na Portaria. 92. A Tabela a seguir apresenta os resultados encontrados para cada concessionria, aplicando-se os critrios detalhados acima: custo de capital correspondente aos ativos (remunerao e depreciao) apurado entre 2013 e 2017, bem como a anuidade que ser includa nos prximos anos, a preos de 1 de junho de 2017:

Tabela 4: Clculo do Financeiro no Perodo de 2013 a 2017

Concessionria Componente Financeiro RAP

CEEE 1.150.722.640,14 190.029.078,48

CELG-GT 308.662.808,19 50.972.238,62

CEMIG-GT 1.741.742.806,48 287.629.502,48

CHESF 7.819.087.017,24 1.291.235.479,90

COPEL-GT 1.049.128.568,68 173.251.944,62

CTEEP 5.711.454.479,74 943.183.347,34

ELETRONORTE 3.636.419.932,89 600.514.411,31

ELETROSUL 1.698.309.144,05 280.456.914,96

FURNAS 12.687.392.629,59 2.095.182.145,26

TOTAL 35.802.920.026,99 5.912.455.062,97 Data-base: junho de 2017

93. Ressalta-se que em caso de alterao do WACC, a RAP dever ser recalculada, observando-se o saldo no amortizado. 94. Importante ainda esclarecer que esse clculo provisrio e dever ser refeito na reviso peridica em 2018, uma vez que no foram contemplados as baixas e os ativos totalmente depreciados no perodo entre jan/13 e jun/17. Dessa forma, o laudo de avaliao que ser elaborado para a reviso peridica dever incorporar todos os investimentos feitos aps jan/13 e, especificamente sobre os ativos da RBSE/RPC, dever ser feita a movimentao anual, considerando baixas e depreciao. De posse dessa informao, a ANEEL recalcular o componente financeiro e eventuais diferenas sero devolvidas no ciclo 2018/2019.



III.1.3. CLCULO DA RAP A SER ADICIONADA EM 2017 95. Para o clculo da receita a ser includa no ciclo 2017/2018, foi utilizado o mesmo fluxo de caixa construdo na seo anterior. Para tanto, foi necessrio apurar a base de remunerao lquida em julho de 2017, a partir da BRR atualizada e aprovada pela SFF, ou seja, foi considerado o equivalente metade da depreciao anual a partir de janeiro daquele ano. 96. Desse modo, a receita resultado da soma das parcelas de remunerao e depreciao para o perodo de julho de 2017 a junho de 2018, sendo concatenada, assim, com o perodo de referncia adotado no segmento de transmisso (ciclo 2017/2018). 97. As receitas do ciclo 2017/2018, apresentadas na Tabela a seguir, devero ser somadas s anuidades calculadas na seo III.1.2 e consideradas no prximo processo tarifrio, sendo adicionadas ao reajuste contratual das receitas vigentes homologadas na Resoluo Homologatria n 2.098, de 28 de junho de 2016, para o ciclo 2016/2017.

Tabela 5: Receita Anual Permitida a ser adicionada ao ciclo 2017/2018

Concessionria RAP

CEEE 165.868.102,52

CELG-GT 44.622.180,67

CEMIG-GT 246.912.535,68

CHESF 1.099.355.903,43

COPEL-GT 157.222.037,06

CTEEP 811.316.514,77

ELETRONORTE 521.184.079,70

ELETROSUL 234.131.065,89

FURNAS 1.818.417.021,03

TOTAL 5.099.029.440,73 Data-base: junho de 2017.

98. Ressalta-se que a receita foi calculada apenas para o perodo de julho de 17 a junho de 2018. Conforme j exposto, em funo da reviso peridica em 2018, as empresas devero elaborar novo laudo de avaliao da Base de Remunerao, que incorporar os investimentos realizados aps 2013, somando-se aos ativos da RBSE do laudo atual. III.1.4. CLCULO DA RAP POR UNIDADE MODULAR 99. Aps o clculo da receita anual permitida associada aos ativos da RBSE/RPC para o ano de 2017, bem como o custo de capital correspondente a esses ativos no perodo de janeiro de 2013 a junho de 2017, faz-se necessrio o clculo das novas tarifas de uso dos sistemas de transmisso, bem como dos novos encargos de conexo, o que requer o rateio das referidas receitas entre as instalaes que compem a base das concessionrias de transmisso, estruturada na forma modular de linhas de transmisso e equipamentos de subestaes.



100. A Resoluo Normativa n 67/2004 dispe em seu artigo 5 como sero estabelecidas as componentes da TUST:

Art. 5 A Tarifa de Uso do Sistema de Transmisso TUST ser constituda por duas componentes, conforme a seguir: I TUSTRB: aplicvel a todos os usurios do SIN; e II TUSTFR: aplicvel apenas concessionria ou permissionria de distribuio que utilize as instalaes descritas no art. 3, inciso II, em carter exclusivo ou compartilhado, ou que se conecte as instalaes a que se refere o art. 4, inciso III, em carter compartilhado.

101. Do dispositivo regulamentar, verifica-se que a TUSTRB aplicvel a todos os usurios do Sistema Interligado Nacional, destinando-se a remunerar as instalaes pertencentes Rede Bsica. J a TUSTFR aplicvel apenas aos usurios dos transformadores de fronteira, seja em carter exclusivo ou compartilhado, e aos usurios das Demais Instalaes de Transmisso DIT, quando compartilhadas. Para as instalaes que so classificadas como DITs em carter exclusivo ou que so compartilhados entre geradores e consumidores livres, o pagamento realizado diretamente entre o usurio e a transmissora, por meio dos Encargos de Conexo, conforme artigo 4 da REN 67/2004.

102. Assim, torna-se de fundamental importncia a discusso sobre a forma de rateio da receita total entre as diversas instalaes em operao comercial. Embora se trate apenas de diferentes formas para arrecadao do valor total de receita apurado nas sees anteriores, a sua alocao por mdulos afeta sobremaneira o efeito observado nos encargos de transmisso atribudos aos usurios. Dentre os mtodos possveis, pode-se citar:

i) Mtodo 1: o rateio pode ser obtido a partir da diviso da receita total de forma proporcional ao Valor Novo de Reposio VNR de todos mdulos da Base de Remunerao, encontrado a partir do Banco de Preos Referenciais da ANEEL, tambm estruturado na forma modular;

ii) Mtodo 2: acrescentando-se anlise do mtodo 1 a data de entrada em operao dos

ativos, este critrio resulta numa diviso de forma proporcional ao ativo no depreciado;

iii) Mtodo 3: anlogo ao mtodo 1, porm com a excluso dos ativos totalmente depreciados. Assim, a receita modular obtida pela diviso, de forma proporcional, pelo VNR do mdulos restantes.

103. A diferena entre os mtodos se torna especialmente relevante quando avaliam-se as instalaes de Fronteira ou DITs, cujos encargos so atribudos apenas aos usurios diretos daqueles equipamentos. Isso menos significativo na Rede Bsica, onde a receita total distribuda entre todos os usurios do SIN, por meio do programa nodal. Assim, embora o rateio possa alterar a receita total a ser considerada na Rede Bsica que pode estar mais ou menos depreciada, em mdia, que as instalaes de Fronteira ou DITs o pagamento pelas suas instalaes est basicamente associada ao sinal locacional, imputando maiores custos aos usurios que mais onerem o sistema, no sendo to influenciado por instalaes especficas.

104. Importante lembrar que esse rateio j era comumente utilizado nos processos de reviso peridica das concessionrias que no possuam a clausula de blindagem mencionada no incio da seo III, como por exemplo: Cemig-GT, Evrecy e Afluente. Para essas empresas, a apurao das bases de remunerao



sempre foi realizada por meio de laudo de avaliao, com a valorao da suas bases completas, definindo, dessa forma, as bases bruta e lquida totais. No entanto, o pagamento por esses ativos carecia de sua definio por mdulos e, poca, o rateio foi realizado pelo VNR, a partir do Banco de Preos ANEEL.

105. A prpria RBSE/RPC, homologada na Resoluo n 167/2000, que deu incio aos contratos de transmisso e foi encontrada pela diferena entre as tarifas de suprimento e as novas tarifas dos contratos iniciais, foi rateada para as unidades modulares de forma proporcional ao VNR vigente poca.

106. Adicionalmente, aps a publicao da Portaria MME n 579/2012, que estabeleceu as receitas iniciais das concessionrias que aderiram prorrogao das concesses nos termos da MP 579/2012, as Notas Tcnicas n 195/2012-SRT/ANEEL, de 21 de novembro de 2012, e 208/2012-SRT/ANEEL, de 30 de novembro de 2012, tambm apresentaram o rateio baseado no VNR total. importante salientar que, nesse caso, estavam sendo distribudas as receitas iniciais associadas apenas operao e manuteno das instalaes, j que, naquele momento, permanecia o entendimento de que os bens reversveis no depreciados seriam indenizados. Assim, era razovel que o rateio fosse realizado sem distino do tempo em operao comercial das instalaes de transmisso.

107. No entanto, vale ressaltar que, no caso em tela, a receita total a ser arrecadada composta apenas das parcelas de remunerao e quota de reintegrao dos ativos. Ainda, por se tratar de um conjunto de instalaes de transmisso que iniciou sua operao comercial at meados de 2000, muitos deles, embora ainda em operao, j esto completamente depreciados, considerando as taxas mdias aprovadas por regulamento da ANEEL, o que os excluiu da apurao das bases bruta e lquida homologadas pela ANEEL. Assim, no seria razovel que os usurios dessas instalaes ainda tivessem algum desembolso quando do rateio do custo de capital obtido para as referidas instalaes. Novamente, isso se torna muito significativo para as instalaes de fronteira ou DITs. Portanto, entende-se que o Mtodo 1 no seria o mais adequado para o rateio proposto.

108. Em relao ao Mtodo 2, que prope o rateio da receita pelo ativo depreciado, interessante lembrar que conforme j descrito na seo III.1.1.2, o regime de regulao do segmento de transmisso no Brasil o revenue-cap, no qual a receita de uma instalao paga mediante sua disponibilizao ao sistema. Nesse sentido, a transmissora s perde receita caso deixe suas instalaes indisponveis, mediante o mecanismo da Parcela Varivel (PV) sobre as instalaes da Rede Bsica e Rede Bsica Fronteira.

109. Assim, a Resoluo Normativa n 729, de 28 de junho de 2016, estabeleceu a metodologia e critrios para apurao da qualidade do servio pblico de transmisso de energia eltrica, que est essencialmente associada disponibilidade das instalaes. A Parcela Varivel (PV) se resume deduo de uma parcela do pagamento bsico de uma funo de transmisso em virtude de atraso na sua entrada em operao, desligamentos (programados ou no), ou reduo de sua capacidade operativa. Conforme Resoluo Normativa n 191, de 12 de dezembro de 2005, uma funo de transmisso dada pela soma de diversas unidades modulares, ou seja, os descontos obtidos na PV so fortemente dependentes da receita associada aos mdulos.

110. Assim, ao adotar o rateio da receita de forma proporcional ao ativo depreciado, torna-se inconsistente o regime de remunerao adotado e o mecanismo regulatrio estabelecido para a PV. Para o consumidor o que importa o servio disponibilizado, independente da depreciao do ativo. Assim, no razovel estabelecer uma metodologia que apura a qualidade do servio tendo uma PV cuja amplitude varie ao longo do tempo de acordo com a vida residual do ativo.



111. Alm disso, tradicionalmente, os rateios sempre foram feitos pelo VNR, de forma que o consumidor sempre pagou um valor mdio do ativo, sendo tambm consistente que continue assim at o fim da vida til. Porm, ao finalizar a vida til regulatria do ativo, torna-se necessrio zerar a receita associada ao custo de capital, uma vez que o ativo j foi inteiramente pago pelo consumidor, restante apenas a receita associada ao custo de operao e manuteno.

112. Portanto, entende-se que o Mtodo 3 o mais adequado e consistente para o rateio da receita por unidade modular. III.2. IMPACTO TARIFRIO III.2.1. HISTRICO 113. A REN n 523/2012 estabeleceu os procedimentos para clculo extraordinrio da TUST, tendo em vista as condies para prorrogao das concesses de transmisso de energia eltrica de que trata a MP n 579/2012, convertida na Lei n 12.783/2013. Em decorrncia, a REH n 1.398/2012 estabeleceu as TUST para o perodo de 1 de janeiro a 30 de junho de 2013. O voto-vista que subsidiou a REN n 523/2012 destacou os quatro fatores determinantes da reduo da RAP das concessionrias de transmisso, quais sejam:

(i) a circunstncia de as concessionrias de transmisso cujas concesses forem prorrogadas ficarem isentas do recolhimento da RGR a partir de 1 de janeiro de 2013;

(ii) as receitas representativas dos custos de O&M das transmissoras que tero a concesso renovada, as quais, utilizadas para o clculo das novas RAPs, foram obtidas a partir de custo operacional que reflete referencial de eficincia;

(iii) a depreciao acumulada das instalaes de transmisso; e

(iv) a indenizao correspondente s instalaes de transmisso ainda no depreciadas.

114. A diminuio da RAP decorrente dos itens (i) e (ii) foi refletida nas tarifas de todos os usurios da Rede Bsica. J a diminuio dos itens (iii) e (iv) foi alocada somente ao segmento consumo. Os itens (iii) e (iv) referem-se antecipao da diminuio de receita associada ao fim das concesses, que originalmente ocorreria em julho de 2015, conforme o voto condutor do processo:

11.5.1. RGR

58. A RGR no propriamente custo do sistema de transmisso, mas encargo cobrado por intermdio das TUST e destinado no s prestadoras do servio de transmisso, mas, sim, a fundo setorial destinado a custear poltica pblica.

59. Logo, se a prestadora do servio desonerada desse custo, todos os usurios dos seus servios so tambm desonerados, exceo feita ao usurio com tarifa estabilizada, pois, consoante j destacado, sua tarifa fixada e estabilizada em reais.

60. Para os usurios que no tm tarifa estabilizada, a iseno da RGR deve ser refletida indistintamente, porquanto a manuteno do valor da tarifa do usurio a despeito da eliminao da componente RGR significaria aumento da representatividade, das demais componentes sem que o usurio tivesse alterado a forma como usa e, por consequncia, impacta a rede.

61. A reforar a concluso de que, exceo feita aos usurios com TUST estabilizada, a iseno da RGR deve ser refletida indistintamente, cumpre rememorar que, quando a Lei n. 12.431/2010 prorrogou



a vigncia da RGR at 2035, revogando a previso de trmino desse encargo ao final de 2010, todos os usurios foram afetados, com exceo apenas daqueles com TUST estabilizada.

11.5.2. Receita representativa da reduo dos custos de O&M e depreciao acumulada das instalaes de transmisso

62. A reduo de RAP associada ao valor da receita representativa da reduo dos custos de O&M e a depreciao acumulada das instalaes de transmisso decorrncia natural do trmino das concesses ou da renovao de concesses de ativos existentes.

63. da prpria essncia do modelo da Lei n. 10.848/2004 a diferena de preos de ativos existentes e ativos novos, dado que os existentes no precisam carregar, nos valores de venda, remunerao necessria a amortizao dos investimentos mais significativos: os investimentos de implantao dos empreendimentos.

64. Com efeito, a alterao de RAP decorrente desses dois fatores caracteriza alterao natural do custo do sistema de transmisso, e era, sim, passvel de precificao, pois, desde 2004, sabido que as concesses no poderiam ser prorrogadas.

65. Logo, a expectativa diante da legislao anterior a Medida Provisria n. 579/2012 era a de que; ao termino das concesses, os bens reversveis seriam revertidos a Unio e os servios seriam relicitados, sem carregarem necessidade de remunerao pelos ativos depreciados.

66. Tambm era previsvel que, na definio do teto da licitao, fosse computado valor de O&M que refletisse referencial de eficincia, com apropriao, em favor dos consumidores, da evoluo tcnica e dos ganhos de produtividade observados ao longo do perodo anterior a licitao.

68. Portanto, era previsto que as TUST teriam novos valores (i) desonerados dos ativos depreciados e (ii) representativos de custos de O&M calculados a partir de referencial de eficincia.

69. Com efeito, essa natural reduo do custo do sistema de transmisso, por ser passvel de precificao, esta compreendida na esfera dos riscos assumidos pelos geradores que no tem TUST estabilizada, os quais, consoante j destacado, assumem os riscos previstos de alterao do custo do sistema de transmisso e de natural flutuao do universo de usurios.

II.5.3. Indenizao correspondente s instalaes de transmisso ainda no depreciadas

70. No entanto, a indenizao correspondente as instalaes de transmisso ainda no depreciadas foge ao que poderia ser previsto e, por conseguinte, precificado pelos geradores.

71. A rigor, os usurios teriam de pagar os valores atuais de TUST at o fim das concesses de transmisso, pagamento esse que possivelmente viabilizaria a depreciao ainda no verificada.

72. A deciso do Poder Concedente de antecipar os efeitos das prorrogaes e de pagar a indenizao de ativos que, em 2012, ainda no esto depreciados acaba por desincumbir os usurios do pagamento correspondente a depreciao que ainda se verificaria at o final das concesses.

73. Por bvio, tal desonerao no decorrncia natural do trmino das concesses, mas decorrncia de ato do Poder Pblico, ato esse imprevisto e impassvel de precificao.

74. Assim, em respeito ao quadro regulatrio concernente a alocao dos riscos de variao das TUST, a desonerao da RAP decorrente da deciso do Poder Concedente de indenizar ativos ainda no depreciados em 2012 deve ser alocada aos consumidores, os quais, mesmo frente aos geradores que assumem o risco de alterao do custo do sistema de transmisso e de natural flutuao do universo de usurios, permanecem com os riscos decorrentes de fatores imprevistos, impassveis de precificao.

115. Portanto, at o ciclo 2014-2015, conforme estabelecido no processo de clculo extraordinrio da TUST, a desonerao da RAP decorrente da deciso do Poder Concedente de indenizar ativos ainda no depreciados em 2012 foi alocada exclusivamente ao segmento consumo.



116. A partir do ciclo 2015-2016, passou-se a utilizar a mesma receita para os segmentos gerao e consumo uma vez que, conforme voto condutor da deciso referente ao clculo extraordinrio de TUST, a expectativa diante da legislao anterior a Medida Provisria n 579/2012 era a de que; ao trmino das concesses, os bens reversveis seriam revertidos a Unio e os servios seriam relicitados, sem carregarem necessidade de remunerao pelos ativos depreciados.

117. A Tabela abaixo monstra as receitas nominais utilizadas no clculo das TUST-RB dos ciclos 2012-2013 a 2016-2017.

Tabela 6: RAP Rede Bsica gerao e consumo dos ciclos 2012-2013 a 2016-2017.

Ciclos Tarifrios

12-13 (R$) ref. jun/12

Ciclo Extraordinrio (R$) ref. jun/12

13-14 (R$) ref. jun/13 14-15 (R$) ref. jun/14 15-16

(R$) ref. jun/15 16-17

(R$) ref. jun/16

Indenizao de Ativos

exclusiva do segmento consumo

- 3.384.703.205,61 3.595.115.177,37 3.876.836.567,98 - -

RAP carga 11.850.855.494,57

7.369.495.740,11 8.500.798.201,21 10.247.255.193,31

10.604.634.216,44

12.008.056.320,89

RAP gerao 10.754.198.945,72 12.095.913.378,57 14.124.091.761,29

118. As Figuras a seguir mostram a evoluo da RAP total (Rede Bsica, Fronteira e DITs exclusivas e compartilhadas) do ciclo 2012-2013 ao ciclo 2016-2017 em base nominal e real, respectivamente.

Figura 2: Evoluo da RAP 2012/2016 Valores Histricos



Figura 3: Evoluo da RAP 2012/2016 Valores Atualizados para Junho/16

119. Em funo da desonerao de receita promovida pelo Poder Concedente por meio da MP 579/2012, estimou-se o benefcio alcanado ao longo dos ciclos 2012-2013 a 2016-2017 pelo segmento consumo na ordem de R$ 17 bilhes e do segmento gerao na ordem de R$ 8,5 bilhes, a preos de junho de 2016. 120. A REN n 523/2012 previu a manuteno das regras de estabilizao tarifria para o segmento gerao conforme Resolues Normativas ns 117/2004 e 267/2007. As centrais de gerao abarcadas pela REN n 117/2004 perceberam o efeito da reduo da RAP por meio do fator de atualizao definido no artigo 5 desta norma, cuja equao dependia da variao dos encargos de uso do sistema de transmisso. J as centrais de gerao abrangidas pela REN n 267/2007 no perceberam qualquer variao, visto que suas tarifas foram fixadas considerando mecanismo de atualizao baseado em ndices inflacionrios medido pelo ndice de Atualizao da Transmisso IAT (composto por IGPM e IPCA). Cumpre destacar o sinal regulatrio da estabilidade tarifria para os empreendimentos compreendidos nessa regra, que mesmo com a alterao de receita promovida pelo Poder Concedente, as TUST fixadas foram mantidas. 121. O 1 do art. 4 da REN n 117/2004 definiu que o prazo para a regra de estabilizao tarifria do segmento gerao constante deste mesmo artigo encerraria ao fim do ciclo 2012-2013. Desta forma, a Resoluo Normativa n 559/2013 revogou a REN n 117/2004 e n 267/2007 e estabeleceu novos procedimentos de clculo das tarifas de transmisso, mantendo o princpio da estabilidade tarifria proveniente da REN n 267/2007.

122. Nesse contexto, a regulamentao vigente sobre a TUST tem como premissa evitar a volatilidade tarifria, decorrente das variaes dos parmetros de clculo da Metodologia Nodal (topologia da rede, montantes de uso contratados por carga e gerao, RAP), para os empreendimentos de gerao de forma que o preo da energia possa ser reduzido quando da realizao dos leiles no Ambiente de Contratao Regulado ACR ou da negociao da contratao livre. Dessa forma, aqueles empreendimentos cujas tarifas foram estabelecidas pelas Resolues Normativas n 267/2007 e n 559/2013 tm o risco associado aos custos de transmisso afastado de sua precificao em decorrncia da estabilidade tarifria.

123. Portanto, as TUST das centrais de gerao abrangidas pela REN n 117/2004 foram recalculadas para o ciclo 2013-2014, conforme regras da REN n 559/2013, e estabilizadas por 10 ciclos tarifrios ou seja, at o ciclo 2022-2023, inclusive. J o conjunto de TUST calculado para os empreendimentos



de gerao por meio da REN n 267/2007 permanecem mantidos at o fim da vigncia estabelecida, sendo que as primeiras usinas iniciam o processo de reclculo a partir do ciclo 2019-2020. III.2.2. PREMISSAS PARA CLCULO DO IMPACTO III.2.2.1. Estabilidade Tarifria do Segmento Gerao 124. Em razo do disposto na Portaria MME n 120/2016, a parcela de receita no indenizada relativa s instalaes de transmisso remuneradas via RBSE/RPC devero recompor a base de clculo da TUST a partir do ciclo 2017-2018, considerando uma parcela econmica estimada em, aproximadamente, R$ 5,1 bilhes e uma parcela de efeito financeiro estimada em R$ 5,9 bilhes, esta ltima a ser aplicada em 8 ciclos tarifrios.

125. De acordo com a REN n 267/2007 e 559/2013, as tarifas do segmento gerao devem ser fixadas e estabilizadas por perodos que variam conforme condies estabelecidas nestes regulamentos. A motivao para esta estabilizao o afastamento do risco da volatilidade da TUST para precificao da energia ao consumidor. Assim, como feito no processo de reviso extraordinria em 2012, as centrais de gerao compreendidas na regra de estabilizao tarifria com correo inflacionria (REN n 267/2007) no tiveram influncia da variao de receita promovida poca. Com advento da REN n 559/2013, todas as centrais de gerao passaram a ser abarcadas pela mesma regra, de modo que, por coerncia regulatria, deve ser mantido o mesmo princpio de blindagem tarifria frente s variaes dos parmetros de clculo durante o perodo de estabilizao.

126. De fato, praticamente todo o segmento gerao estar estabilizado, pelos menos at o ciclo 2019-2020, de modo que o impacto da elevao das receitas nos ciclos 2017-2018 a 2018-2019 estar alocado ao segmento consumo e novos entrantes de gerao. III.2.2.2. Desestabilizao das Centrais de Gerao Denominadas Cotistas 127. Nesse contexto, prope-se alterar a REN n 559/2013, de modo a permitir que as TUST das centrais de gerao cuja remunerao seja integralmente oriunda de cotas de garantia fsica destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratao Regulada ACR sejam aquelas efetivamente obtidas para cada ciclo tarifrio mediante clculo anual, haja vista que os custos de transmisso dessas usinas so repassados integralmente para suas receitas. Portanto, a motivao da estabilizao tarifria preconizada na emisso das REN n 267/2007 e 559/2013 para garantia de reduo dos riscos para reflexo no preo de venda no se aplica para esses empreendimentos, visto que os custos com os encargos de uso dos sistemas de transmisso so custos no gerenciveis, totalmente repassados aos valores das cotas de garantia fsica de energia.

128. Dessa forma, propomos a incluso do art. 3-A na REN n 559/2013, com a seguinte redao:

Art. 3-A As TUST das centrais de gerao cuja remunerao seja integralmente oriunda de cotas de garantia fsica destinadas ao atendimento do Ambiente de Contratao Regulada ACR sero aquelas efetivamente obtidas para cada ciclo tarifrio mediante clculo anual, no se aplicando o disposto nos artigos 3, 6, 7, 8 e 9 desta Resoluo.



129. Alm dessa alterao, prope-se reformar o inciso IV do art. 6 da REN n 559/2013, com a finalidade de dar maior clareza ao texto, trocando o termo renovada por relicitada:

Art. 6 ..........................................................................................................................................

IV tm outorga prorrogada ou relicitada.

130. As centrais de gerao ora denominadas cotistas esto listadas na Tabela abaixo:

Tabela 7: Geradores com Tarifas a Serem Desestabilizadas

Nome completo CEG MUST

NCLEO MW

UHE TRES IRMAOS 002873-8 803,30

UHE BOA ESPERANCA 000267-4 236,63

UHE CORUMBA I 000866-4 373,00

UHE ESTREITO(L.C.BARRETO) 000917-2 1.044,00

UHE FURNAS 001007-3 1.210,00

UHE HENRY BORDEN - RB 001084-7 59,00

UHE ITAIPU 001161-4 11.185,00

UHE ITAPARICA (SL GONZAGA) 001174-6 1.477,59

UHE MARIMBONDO 001417-6 1.435,00

UHE PASSO REAL 002003-6 158,00

UHE PAULO AFONSO I 002012-5 179,78

UHE PAULO AFONSO II 027048-2 442,46

UHE PAULO AFONSO III 027049-0 792,83

UHE PAULO AFONSO IV 027050-4 2.457,77

UHE SAO SIMAO 002704-9 1.698,43

UHE XINGO 027053-9 3.155,90

UTN ANGRA I 000100-7 625,00

UTN ANGRA II 000101-5 1.307,00

131. Considerando a desestabilizao das tarifas das centrais de gerao cotistas, as previses de reclculo das TUST do segmento gerao so alteradas conforme Figuras a seguir:



Figura 4 Previso de reclculo da TUST (% MUST)

Figura 5 Previso de reclculo da TUST (% EUST)

132. Esta proposta permite a participao contnua das usinas cotistas no rateio dos custos ordinrios do sistema de transmisso a partir do ciclo 2017-2018, o que representa um aumento de cerca de 20% em relao a previso atual de reclculo da TUST at o ciclo 2023-2024. Esse movimento permite antecipar a absoro pelo segmento gerao de parte dos custos associados ao aumento de receita proveniente da Portaria n 120/2016. Anualmente, essa diferena estimada em R$ 422 milhes, o que representa um aumento mdio de 24% nas TUST vigentes destas centrais geradoras. III.2.2.3. Da RAP a ser Arrecada por TUST-RB 133. Para avaliar o impacto tarifrio na Rede Bsica, referente TUST-RB, partiu-se dos valores estabelecidos no ciclo 2016-2017 (Nota Tcnica n 215/2016-SGT/ANEEL), adicionando o novo valor da RBSE projetado para junho de 2017, conforme Tabela a seguir: Tabela 8: RAP a ser arrecadada por TUST-RB do ciclo 2016-2017 considerando o novo valor de RBSE

proveniente da Portaria 120/2016

Rede Bsica Ciclo 2016-2017

(R$) Ciclo 2016-2017**

(R$) Variao

%

I - Parcela da RAP referente s instalaes de transmisso Licitadas - RBL 7.950.166.056,09 7.950.166.056,09 0,0%

II - Parcela da RAP referente s instalaes de transmisso existentes, integrantes da Rede Bsica, conforme as Resolues n 166 e n 167, de 2000 - RBSE

2.634.337.825,72 10.678.755.884,56 305,4%

III - Parcela da RAP correspondente s novas instalaes autorizadas, integrantes da Rede bsica e com receitas estabelecidas por resoluo especfica aps a publicao da Resoluo ANEEL n 167, de 2000 - RBNI

528.404.118,99 528.404.118,99 0,0%

IV - Parcela da RAP correspondente s melhorias nas instalaes de transmisso, conforme REN n 443, de 2011- RMEL

35.042.339,67 35.040.586,02 0,0%

V - Interligaes Internacionais 340.375.457,69 340.375.457,69 0,0%

VI - Previso de receita para novas instalaes de transmisso em implantao at 30/06/2016

642.890.517,22 642.890.517,22 0,0%

VII - Adicional REN 270/07 - Valor adicionado RAP estabelecido pela ANEEL como incentivo melhoria da disponibilidade das instalaes de transmisso, tendo como referncia a receita da Parcela Varivel por Indisponibilidade.

18.910,01 18.910,01 0,0%

VIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -52.395.107,71 -52.395.107,71 0,0%

36%

29%

35%

2017-2018 a 2023-2024 2024-2025 2025-2026 em diante

46%

30%

24%

2017-2018 a 2023-2024 2024-2025 2025-2026 em diante



Rede Bsica Ciclo 2016-2017

(R$) Ciclo 2016-2017**

(R$) Variao

%

IX - PA Apurao -785.219.264,85 -785.219.264,85 0,0%

X - PA PIS/COFINS -2.386,22 -2.386,22 0,0%

XI - PA Autorizaes instaladas sem RAP prvia 6.038.105,81 6.038.105,81 0,0%

XII - PA Melhoria 38.658.843,90 38.658.843,90 N/A

XIII - PA Reviso -6.215.095,43 -6.215.095,43 N/A

XIV - Previso de receita anual permitida a ser utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de uso do sistema de transmisso - TUST-RB

11.332.100.320,89 19.376.516.626,08 71,0%

**Avaliao de impacto da Portaria n 120/2016

134. Alm da RAP das transmissoras previstas para o ciclo, a receita a ser arrecadada por meio de TUST considera tambm a parcela do oramento do ONS arrecadada por meio de encargos de uso e eventuais passivos financeiros ocorridos por determinaes da diretoria da ANEEL ao longo do ciclo.

Tabela 9: Despesas e Recursos adicionais no classificados como Receitas Anuais Permitidas

Parmetros Ciclo 2016-2017

(R$) Ciclo 2016-2017**

(R$) Variao

%

XIV - Previso de receita anual permitida a ser utilizada no estabelecimento das tarifas nodais de uso do sistema de transmisso - TUST-RB

11.332.100.320,89 19.376.516.626,08 71,0%

XIII - Estimativa do oramento do ONS: 675.956.000,00 675.956.000,00 0,0%

XVI - Passivo UTE Candeias - - -

XVII - Previso de total de arrecadao a ser utilizada no estabelecimento das Tarifas de Uso do Sistema de Transmisso de Rede Bsica TUST-

RB 12.008.056.320,89 20.052.472.626,08 67,0%


III.2.2.4. Da RAP a ser Arrecada por TUST-FR 135. Para avaliar o impacto tarifrio na Rede Bsica arrecadada por TUST-FR, partiu-se dos valores estabelecidos no ciclo 2016-2017 (Nota Tcnica n 215/2016-SGT/ANEEL), adicionando os novos valores da RBSE nas instalaes de fronteira e da RPC nas DIT compartilhadas projetados para junho de 2017, conforme Tabela abaixo:

Tabela 10: RAP a ser arrecada por TUST-FR do ciclo 2016-2017 considerando o novo valor de RBSE proveniente da Portaria 120/2016

Rede Bsica de Fronteira Ciclo 2016-2017

(R$) Ciclo 2016-2017** (R$)

Variao %

I - Parcela da RAP referente s instalaes de transmisso Licitadas - RBL 249.504.848,75 249.504.848,75 0,0%

II - Parcela da RAP referente s instalaes de transmisso existentes, integrantes da Rede Bsica, conforme as Resolues n 166 e n 167, de 2000 - RBSE

453.439.587,57 1.648.346.183,40 263,5%

III - Parcela da RAP correspondente s novas instalaes autorizadas, integrantes da Rede bsica e com receitas estabelecidas por resoluo especfica aps a publicao da Resoluo ANEEL n 167, de 2000 - RBNI

232.844.564,98 232.844.564,98 0,0%

IV - Parcela da RAP correspondente s melhorias nas instalaes de transmisso, conforme REN n 443, de 2011- RMEL

31.115.119,11 31.115.119,11 0,0%



Rede Bsica de Fronteira Ciclo 2016-2017

(R$) Ciclo 2016-2017** (R$)

Variao %

V - Previso de receita para novas instalaes de transmisso em implantao at 30/06/2016

114.277.995,10 114.277.995,10 0,0%

VI - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. 2.457.323,76 2.457.323,76 0,0%

VII - PA Apurao - PA Apurao -71.538.863,98 -71.538.863,98 0,0%

VIII - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 0,0%

IX - PA REVISO - Parcela de ajuste relativa a reviso peridica. -643.050,29 -643.050,29 0,0%

X - PA Autorizaes instaladas sem RAP prvia 2.092.147,43 2.092.147,43 0,0%

XI - PA Melhoria 7.610.663,81 7.610.663,81 N/A

XII - Previso de receita de Rede Bsica de fronteira a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do sistema de transmisso de fronteira - TUST-FR

1.021.160.336,24 2.216.066.932,07 117,0%

DIT Compartilhadas Ciclo 2016-2017

(R$) Ciclo 2016-2017* (R$)

Variao %

XIII - Parcela da RAP referente s demais instalaes de transmisso e s instalaes de conexo, incluindo as instalaes implantadas conforme Resoluo 489/2002, a ser concatenada na data de reajuste tarifrio - RCDM

56.083.443,39 56.089.833,63 0,0%

XIV - Parcela da RAP referente s demais instalaes de transmisso e s instalaes de conexo, incluindo as instalaes implantadas sob a luz da Resoluo 489/2002, a ser concatenada na data de reajuste tarifrio - RPC

165.561.423,03 516.201.694,19 211,8%

XV - Parcela da RAP referente s instalaes DE transmisso Licitadas - RPEC 2.069.836,50 2.069.836,50 0,0%

XVI - Parcela da RAP correspondente s melhorias nas instalaes de transmisso, conforme REN n 443, de 2011- RMEL

1.892.492,42 1.892.492,42 0,0%

XVII - Previso de receita para novas instalaes de transmisso em implantao at 30/06/2016

16.625.285,86 16.625.285,86 0,0%

XVIII - Outros Ajustes - Ajustes dos ciclos anteriores. -579.603,46 -579.603,46 0,0%

XIX - PA Apurao - PA Apurao -12.480.586,14 -12.480.586,14 0,0%

XX - PA PIS/COFINS - PA PIS/COFINS 0,00 0,00 N/A

XXI - PA Autorizaes instaladas sem RAP prvia 892.072,85 892.072,85 0,0%

XXII - PA Qualidade DIT -287.282,31 -287.282,31 N/A

XXIII - PA REVISO - Parcela de ajuste relativa a reviso peridica. 0,00 0,00 N/A

XXIV - PA Melhoria 2.461.968,65 2.461.968,65 N/A

XXV - Previso de receita de DIT Compartilhada a ser utilizada no estabelecimento das tarifas de uso do sistema na transmisso de fronteira - TUST FR

232.239.050,79 582.885.712,19 151,0%

Total para clculo da TUST-FR (XIII+XXV) 1.253.399.387,03 2.798.952.644,26 123,3%


III.2.2.5. Base de Dados 136. Em funo da base de dados do ciclo 2017-2018 estar incipiente de dados para sua consolidao, optou-se por avaliar o impacto tarifrio da elevao das receitas anuais permitidas a partir da base de dados do ciclo 2016-2017, aprovada e homologada pela Resoluo Homologatria n 2.099/2016. 137. A partir da base de dados do ciclo 2016-2017 com resultados emitidos, retiramos as usinas listadas na Tabela 7 do arquivo utilizado para fixar as tarifas estabilizadas denominado 2016-2017.TME e do arquivo de resultados das tarifas dos geradores calculadas denominado 2016-2017.TUE. Ajustou-se o arquivo 2016-2017.RDF com os novos valores de receita da Tabela 10 para avaliao do impacto sobre os grupos de



fronteira da Rede Bsica. Feito essas adequaes, simulou-se no modelo do Programa Nodal, com os dados de entrada da Tabela a seguir:

Tabela 11 - Dados de entrada do Programa Nodal

Entrada de Dados do Programa Nodal

RAP-RB (R$X1000) 20.052.472,63

ONS - oramento (R$X1000) 675.956,00

IGP-M (%) 11,086%

III.2.3. RESULTADOS III.2.3.1. Da Repartio da RAP pelos Mdulos de Transmisso 138. A repartio da RAP projetada para junho de 2017, considerando os efeitos da Portaria n 120/2016, pelos mdulos de transmisso, gerou o histograma mostrado no grfico abaixo, que evidencia que a maior parte dos mdulos tiveram variao de at 50% de receita. Contudo, h mdulos que superam 500% de variao.

Figura 6: Histograma da variao de receita dos mdulos de transmisso.



III.2.3.2. Tarifa de Transporte de Itaipu 139. A Tarifa de Transporte de Itaipu, relativa s DIT de uso exclusivo (instalaes dedicadas quela central geradora e no integrantes da Rede Bsica), calculada a partir do Encargo de Conexo devido a FURNAS para o ciclo 2016-2017. Considerando a aplicao do novo valor da RPC projetada para junho de 2017, avaliou-se o impacto em relao ao valor homologado pela REH n 2.099/2016 para o ciclo 2016-2017 (Nota Tcnica n 215/2016-SGT/ANEEL), conforme Tabela abaixo. Nota-se o aumento de 363,6% a ser arcado pelos consumidores das distribuidoras cotistas de Itaipu.

Tabela 12: Parmetros de clculo da Tarifa de Transporte de Itaipu Parmetros de clculo Ciclo 2016-2017 Ciclo 2016-2017** Variao

Encargo de Conexo (R$) 283.802.141,12 1.312.153.911,57 362,3%

Pa RAP (R$) 0,00 0,00 0,0%

PA DEMANDA ANUAL (R$) -968.548,23 -968.548,23 0,0%

Encargo a ser arrecadado (R$) 282.833.592,89 1.311.185.363,34 363,6%

Demanda anual (MW) 130.380,00 130.380,00 0,0%

Tarifa de Transporte Itaipu (R$/MW) 2.169,30 10.056,64 363,6%


III.2.3.3. TUST-RB 140. A RAP inicialmente deve ser dividida, entre os segmentos carga e gerao, considerando como critrio de partida o rateio em 50% para cada segmento. Contudo, o rateio alterado pelo:

i. repasse para o segmento consumo das diferenas oriundas das tarifas estabilizadas das centrais de gerao, de acordo com a REN n 267, de 2007, e a REN n 559, de 2013;

ii. repasse para o segmento consumo da correo de dficits de arrecadao de centrais geradoras que entram ao longo do ciclo (EUST Parcial);

iii. repasse para o segmento consumo da correo de dficits de arrecadao de centrais geradoras que motorizam ao longo do ciclo (MUST Parcial);

iv. repasse para o segmento consumo da correo de dficits de arrecadao de centrais geradoras que possuem desconto de fonte incentivada (TUST Parcial);

v. recuperao de parte da receita pelo encargo arrecadado pelas distribuidoras associado aos componentes tarifrios TUSDg-T e TUSDg-ONS, nos termos da REN n 349, de 2009.

141. A Tabela a seguir mostra o rateio dos encargos de uso do sistema de transmisso.

Tabela 13: Rateio dos Encargos de Uso do Sistema de Transmisso

PARMETROS Ciclo 2016-2017**(R$)

Compo-sio %

I - Receitas inicial do Segmento Gerao (50%) 10.026.236.313,04 50,00%

II - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifria TUSDg ONS -56.082.941,00 -0,28%

III - Encargo arrecadado pelas distribuidoras associado a componente tarifria TUSDg T -42.203.551,00 -0,21%

IV - Diferena das Tarifas estabilizadas pela REN 267/2007 592.271.971,00 2,95%



PARMETROS Ciclo 2016-2017**(R$)

Compo-sio %

V - Diferena das Tarifas estabilizadas pelo art. 4 da REN 559/2013 -62.570.053,00 -0,31%

VI - Diferena das Tarifas estabilizadas pelo art. 5 da REN 559/2013 -911.894.690,00 -4,55%

VII - TUST Parcial - Parcela referente ao desconto estabelecido no art. 26 1 da Lei n 9.427 -325.980.181,00 -1,63%

VIII - MUST Parcial - Parcela referente a diferena entre o MUST contratado e o MUST equivalente utilizado para fins de arrecadao

-365.008.616,00 -1,82%

IX - EUST Parcial - Parcela referente arrecadao de centrais de gerao com entrada em operao ao longo do ciclo

-9.983.947,00 -0,05%

X- TOTAL Segmento Gerao

nota técnica principal

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