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S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E

R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A E

E S T U D O S D O M E R C A D O – S R M

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E G E S T Ã O

T A R I F Á R I A – S G T

Nota Técnica nº 65/2015-SRM/SGT/ANEEL Brasília, 22 de abril de 2015

P R O C E D I M E N T O S G E R A I S A S E R E M A D O T A D O S N O S P R O C E S S O D E R E V I S Ã O

T A R I F Á R I A D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E

D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A

AP 23/2014 - FINAL

Agência Nacional de Energia Elétrica SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814

Fax: + 55 61 2192-8679

Índice I. DO OBJETIVO .................................................................................................................................................................... 1 II. DA ANÁLISE ...................................................................................................................................................................... 1

II.1 ALTERAÇÕES DO MERCADO DO ANO TESTE ............................................................................................................. 2 II.2 REMUNERAÇÃO SOBRE OS INVESTIMENTOS REALIZADOS COM OBRIGAÇÕES ESPECIAIS ..................................... 3 II.3 REMUNERAÇÃO SOBRE OS INVESTIMENTOS TOTALMENTE DEPRECIADOS ............................................................. 4 II.4 TRATAMENTO DAS DIFERENÇAS TRIBUTÁRIAS DECORRENTES DAS DIFERENÇAS ENTRE O FLUXO REAL E O REGULATÓRIO DE DEPRECIAÇÃO ................................................................................................................................... 6 II.5 MECANISMO DE INCENTIVO À QUALIDADE NA REVISÃO TARIFÁRIA ......................................................................... 7 II.6 ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA E EXCEDENTE DE REATIVO ................................................................................... 8

III. CONCLUSÃO ................................................................................................................................................................... 9 IV. ANEXOS .......................................................................................................................................................................... 9

ANEXO I – RESPOSTAS À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 023/2014 .......................................................................................... 11 ANEXO II – MINUTA DO SUBMÓDULO 2.1 DO PRORET ................................................................................................... 26

Nota Técnica nº 065/2015–SRM/SGT/ANEEL

Em 22 de abril de 2015.

Processo n.º 48500.002746/2014-57

Assunto: Procedimentos gerais a serem adotados no cálculo da Receita Requerida nos processos de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I. DO OBJETIVO

1. Apresentar propostas de aperfeiçoamento do Submódulo 2.1 do PRORET, que trata dos procedimentos gerais a serem adotados no cálculo da Receita Requerida nos processos de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica. II. DA ANÁLISE

2. Os Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET – consolidam a regulamentação dos processos de revisão e reajuste tarifários. Sua estrutura foi aprovada pela Resolução Normativa nº 435/2011, estando o documento organizado em 12 módulos que, por sua vez, estão subdivididos em submódulos. O Módulo 2 detalha o cálculo da Receita Requerida nos processos de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

3. O Módulo 2 possui oito submódulos. O Submódulo 2.1 descreve as regras gerais de cálculo da Receita Requerida, as equações a serem utilizadas em seu cálculo. Esse submódulo não detalha como os parâmetros considerados em cada equação são calculados, o que é feito nos demais submódulos.

4. Na Nota Técnica 401/2014 SRE/ANEEL – NT 401 – foram propostas algumas alterações do Submódulo 2.1. As principais foram: (1) consideração de uma remuneração para investimentos realizados com recursos de Obrigações Especiais; (2) consideração de um mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade na revisão tarifária; e (3) mudança da forma de captura para a modicidade tarifária dos valores faturados de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 065/2015-SRM/SGT/ANEEL, de 22/04/2015).

* 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 n.º 48500.002746/2014-57

5. Foram também apresentadas justificativas para a não consideração de diversos pleitos específicos levantados ao longo da Audiência Pública 023/2014 – AP 23/2014 -, entre os quais: (1) alteração do mercado do ano teste em função de eventos diversos, tais como migração de consumidores livres para a rede básica; (2) remuneração de Ativos Totalmente Depreciados; e (3) tratamento das diferenças tributárias decorrentes das diferenças entre o fluxo real e o regulatório de depreciação.

6. No Anexo II é apresentada a minuta do Submódulo 2.1 proposta. Na seção seguinte são analisadas as principais contribuições trazidas na 2ª Fase da AP 23/2014.

II.1 ALTERAÇÕES DO MERCADO DO ANO TESTE 7. Na AP 023/2014 foi sugerido por diversas contribuições ajustes no mercado do ano teste em função de mudanças de mercado específicas. A Abradee, por exemplo, elenca a seguinte lista de eventos que, no entender da associação, deve ensejar ajustes no mercado do ano teste:

(i) migração de consumidores para a Rede Básica; (ii) decisão de concessionária suprida de buscar outro fornecedor de energia elétrica; (iii) outros eventos futuros já conhecidos no momento da revisão tarifária e que sejam passíveis de mensuração, tais como novas modalidades tarifárias e efeitos da Resolução Normativa n. 482/2012, que disciplina a microgeração e a minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição; (iv) mudanças na regulamentação do processo comercial de faturamento das empresas, que podem provocar impactos no mercado e na receita das concessionárias de distribuição; e (v) alterações na regulamentação que provoquem mudança compulsória na estrutura tarifária e conseguinte impacto no mercado das distribuidoras.”

8. As contribuições argumentam que esses eventos não fazem parte do “risco de mercado”, ou do “risco normal de mercado”, e por isso deve-se neutralizar seus efeitos sobre o cálculo das tarifas nos processos de revisão tarifária. 9. A Área Técnica entende que as contribuições não apresentaram argumentos suficientes para justificar a neutralidade desses eventos sobre as distribuidoras. Como o risco de mercado foi integralmente alocado ás distribuidoras na legislação setorial – no 3º Ciclo de Revisões Tarifária houve um amplo debate sobre o tema -, qualquer exceção deveria estar explicito em Lei ou no Contrato de Concessão. Não foram apresentados argumentos, por exemplo, para justificar que a migração de consumidores para a Rede Básica não faz parte do risco de mercado, enquanto o possível surgimento de um consumidor livre na rede de distribuição sim. É interessante notar que, neste caso, o impacto sobre os custos e receitas da empresa pode ser nulo (ou até positivo), mas se neutralizarmos somente a perda de receita com a migração do consumidor a empresa obteria um ganho adicional. A neutralidade sobre o mercado almejada existe apenas em um modelo do tipo Revenue Cap, que não é modelo brasileiro.




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10. Em relação aos efeitos de mudanças de regulamentos e estrutura tarifária sobre o mercado, também não há previsão legal de que seus impactos devem ser nulos para as empresas. Vamos supor, por absurdo, que a ANEEL tivesse que neutralizar todos os efeitos de regulamentos ou mudanças de tarifas sobre o mercado. Nesse caso, não é razoável que apenas um conjunto de eventos – apenas os que impactam negativamente o mercado - sejam neutralizados. Seria necessário estimar os impactos de todas as políticas públicas e regulamentos que afetam direta e indiretamente o consumo de energia elétrica e neutralizá-los. Além de não haver previsão legal para que se adote esse procedimento, não há viabilidade prática.

11. Diariamente há politicas públicas que afetam o mercado das distribuidoras. Um exemplo é o programa Bolsa Família do governo federal, que fez aumentar sensivelmente o consumo de energia, em especial, no Nordeste. Se adotarmos o critério de que os impactos de políticas públicas devem ser neutralizados, como sugerem as contribuições, seria necessário construir um cenário contrafactual em que não existe o programa, estimar quais teriam sido os custos e o mercado das distribuidoras nesse cenário e comparar com o cenário real. A partir disso, teríamos que apurar a diferença - que nesse caso provavelmente seria positiva – e repassá-la aos consumidores.

12. Para citar outro exemplo, em janeiro de 2013 houve uma expressiva redução das tarifas de energia em função da redução dos custos de compra de energia, transmissão e de encargos setoriais em função da Medida Provisória 579. Isso seguramente impactou o consumo em alguma medida, provocando ganhos de produtividade para as distribuidoras, além de redução da inadimplência. Se adotarmos o critério proposto, o mercado deveria ter sido ajustado – a maior – nas revisões ocorridas em 2013.

13. Os exemplos demonstram que a definição de “risco normal de mercado” não é algo trivial. O consumo de energia elétrica é influenciado diariamente por uma série de eventos, alguns provocados diretamente, outros indiretamente, pelas políticas públicas e regulamentos da ANEEL. Os eventos listados nas contribuições fazem parte do risco de mercado, ou seja, do risco de se prestar o serviço de distribuição no Brasil e estão corretamente refletidos no cálculo do custo de capital.

14. Assim, conclui-se que não se justificam os ajustes supracitados no mercado faturado do ano teste nas revisões tarifárias. II.2 REMUNERAÇÃO SOBRE OS INVESTIMENTOS REALIZADOS COM OBRIGAÇÕES ESPECIAIS

15. Na NT 401 foi proposto considerar uma remuneração associada ao “risco operacional” dos investimentos realizados com recursos de obrigações especiais - OES. Em relação ao mérito da proposta, não houve questionamentos na AP 23/2014, portanto não se faz necessário rediscutir o tema. As únicas contribuições apresentadas foram no sentido de alterar a fórmula proposta, em particular, a forma se considerar a amortização dos recursos de OES.

16. As contribuições questionaram a utilização das OES líquidas em conjunto com o parâmetro de 50% de depreciação. Segundo as contribuições, esse parâmetro tem como objetivo considerar uma




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depreciação estimada de 50% de OES e, portanto, deve-se considerar os valores brutos na equação. A sugestão procede e o pleito foi aceito.

17. Além da consideração dos valores brutos de OES, foram realizados pequenos ajustes na fórmula com o objetivo de simplificar o seu cálculo, conforme a seguir.

𝑹𝑪𝑶𝑬 =𝒓𝒑−𝒓𝒇

𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓 × 𝜸 ×

𝐶𝐴𝑂𝑀

𝐶𝐴𝑂𝑀+𝐶𝐴𝐴−𝑅𝐶𝑂𝐸× 𝑶𝑬𝑺𝒃 (8)

onde:

𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração de Investimentos com OES;

𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal);

𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);

𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;

𝛾: Participação do Capital Próprio no Capital Total;

𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção; 𝐶𝐴𝐴 Custo Anual dos Ativos; e

𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Brutas. II.3 REMUNERAÇÃO SOBRE OS INVESTIMENTOS TOTALMENTE DEPRECIADOS

18. Muitas contribuições na AP 023/2014 questionaram a não consideração de uma remuneração adicional para os Ativos Totalmente Depreciados – ATD. Foram apresentados vários argumentos para justificar que o caso dos ATD é similar ao das OES. Em suma, as contribuições argumentam que os ATDs são ativos em operação, pouco gerenciáveis por parte das empresas, que não possuem remuneração de capital e quota de reintegração regulatória, mas que estão sujeitos a variações de receita relacionada aos seus custos operacionais. Dessa forma, assim como no caso das OES, o seu “risco operacional” deve ter uma remuneração associada. 19. Outro argumento comum a praticamente todas as contribuições é o de que a ausência de uma remuneração para ATDs poderia incentivar as empresas a substituírem ATDs por ativos novos. Isso, porque, ao fazer isso as distribuidoras passariam a obter uma remuneração de capital, mantendo o mesmo volume de serviços. Esse fenômeno, se ocorresse, implicaria um aumento de tarifas para os consumidores.

20. Portanto, em suma, a não consideração de uma remuneração adicional implicaria dois problemas: (1) subestimativa do custo de capital dos ATDs, ao não se considerar um componente de risco e (2) incentivos à substituição de ATD por ativos novos.

21. A hipótese sobre a capacidade de gestão das empresas desses ativos é fundamental aqui. Ou a ANEEL está subestimando os custos de capital - ao não considerar um componente de risco no cálculo




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do custo de capital relacionado ao ATD – ou não existe essa subestimativa, pois as empresas conseguem gerir seus ativos de forma a mitigar o problema, respondendo aos incentivos à troca de ATDs por ativos novos. Obviamente, só faz sentido discutir a possibilidade das distribuidoras realizarem tal troca se houver liberdade para realizá-la. Dessa forma, é preciso primeiro discutir o “grau de gestão” das empresas sobre esses ativos. 22. Sobre o tema, as contribuições apresentaram diversos argumentos justificando a pouca capacidade de gestão sobre esses ativos, entre os quais: (1) em um cenário de volume finito de recursos disponíveis a substituição de ATDs deixa de ser uma opção, pois a expansão deve ser priorizada; (2) diante da obrigação legal e contratual de buscar o equilíbrio entre qualidade do serviço e modicidade, a substituição indiscriminada de ATDs seria uma atitude contrária ao principio da modicidade; (3) incompatibilidade no passado entre a depreciação contábil e a efetiva dos ativos; e (4) a REN diminuiu significativamente a possibilidade das concessionárias encontrarem, dentre seus ativos totalmente depreciados, ativos novos registrados na contabilidade. Portanto, boa parte das contribuições afastaram a possibilidade do volume de ATD ser fruto de uma decisão gerencial.

23. De fato, todos esses argumentos são plausíveis. Mas, se é fato que o volume de ATDs é algo não gerenciável, faltou às contribuições demonstrar que a ANEEL subestima o custo de capital das distribuidoras ao não considerar esse fenômeno. A existência de ATD é algo típico do negócio de distribuição e, portanto, faz parte do risco do negócio, que já foi mensurado no cálculo do custo de capital próprio. Como foi tomado o negócio de distribuição americano como referência, para evidenciar que houve subestimativa da taxa de retorno por parte da ANEEL é necessário demonstrar que (1) o percentual de ATDs na amostra de distribuidoras americanas consideradas no cálculo do beta é diferente do volume observado no setor de distribuição brasileiro e (2) essa eventual diferença implica um risco adicional ao setor brasileiro. Nenhum dos dois itens foram suficientemente demonstrados pelas contribuições. Houve menção, em algumas contribuições, de que o volume de ATDs no setor americano é substancialmente menor, mas não foi apresentada uma referência dos dados utilizados.

24. Assim, conclui-se que, sob a hipótese dos ATDs serem não gerenciáveis por parte das distribuidoras, as contribuições não trouxerem argumentos suficientes para considerar uma remuneração adicional de capital associada a esses ativos.

25. Se a premissa adotada for a de que os ATDs são gerenciáveis, é preciso analisar a possibilidade de haver incentivos à troca desses por ativos novos.

26. Primeiramente, é importante ressaltar que concordamos com a afirmação de que substituir ativos que estão totalmente depreciados contabilmente, mas que estão em seu perfeito estado de funcionamento, não é uma decisão eficiente e tampouco atende à modicidade tarifária. Portanto, o tema requer a atenção da ANEEL, seja em relação aos estímulos econômicos associados, seja em relação as medidas de fiscalização cabíveis. Tal ação por parte das distribuidoras, se devidamente identificadas, não pode produzir efeitos tarifários, pois tais investimentos não podem ser considerados eficientes ou prudentes.




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27. O problema dos incentivos à troca de ATDs por ativos novos existirá se os incentivos á substituição são maiores do que os incentivos à permanência com esses ativos. O incentivo à permanência com os ATDs existe, principalmente, em função da possibilidade desses ativos constituírem um “colchão” contra perda econômica oriunda de falhas de bens de massa antes do fim da vida útil. Além disso, ativos novos não são imunes a falha, a qual ensejaria uma segunda substituição e perda econômica por parte das distribuidoras.

28. Dessa forma, é preciso analisar empiricamente se há indícios de substituição de ATDs por ativos novos. O gráfico abaixo apresenta a evolução do percentual de ATDs sobre o Ativo Imobilizado em Serviço – AIS - (ao Valor Novo de Reposição). Como é possível observar, houve um aumento desse percentual do 2º Ciclo para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária. Como a ANEEL não considerou qualquer remuneração adicional para esse tipo de ativo em ambos os ciclos, a evidência demonstra que, na hipótese de que as empresas possuem alguma gestão sob esses ativos, os incentivos econômicos são maiores no sentido de permanecer com eles do que substitui-los.

Figura 1: Percentual de ATD em relação ao AIS nos 2º e 3º Ciclos

29. Dessa forma, concluímos que os argumentos trazidos na Audiência Pública não são suficientes para sustentar a necessidade de consideração de uma remuneração adicional para os ATDs.

II.4 TRATAMENTO DAS DIFERENÇAS TRIBUTÁRIAS DECORRENTES DAS DIFERENÇAS ENTRE O FLUXO REAL E O REGULATÓRIO DE DEPRECIAÇÃO

30. Na AP 023/2014 foi sugerido não realizar qualquer ajuste tarifário em função de eventuais diferenças existentes entre a Quota de Reintegração Regulatória e a depreciação considerada para fins de cálculo do Imposto de Renda – IR – e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido. A justificativa foi a simplificação do cálculo, tendo em vista a existência de fatores que podem implicar diferença a maior e a menor entre os valores de IR e CSLL pagos elas empresas e os considerados pela ANEEL nas revisões tarifárias. Como solução alternativa, foi proposto avaliar as alíquotas efetivas de IR e CSLL.




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31. Foi listado como exemplo de um fator que afeta negativamente o imposto de renda pago, vis-à-vis o considerado no cálculo tarifário, a depreciação de recursos das OES. Como fator que afeta positivamente foi citado o exemplo da não correção monetária da depreciação contábil, utilizada como referência no cálculo do IR. 32. Houve apenas uma contribuição sobre o tema. A mesma argumentou que os bens constituídos com recursos das OES, independentemente da sua data de formação, tiveram seus efeitos anulados no resultado contábil, conforme determinação do Ofício Circular nº 1314/2007–SFF/ANEEL. Argumentou ainda que a redução da base de calculo do IRPJ por prejuízos passados não deve influenciar o atual repasse tarifário. Sugere então que apenas o efeito da não correção monetária da depreciação contábil seja tratado pela ANEEL.

33. Entendemos que o Ofício Circular nº 1314/2007–SFF/ANEEL em si não vincula o procedimento adotado no cálculo do IR e CSLL. Ainda que esta considere o ajuste da depreciação das obrigações especiais no cálculo do IR e da CSLL, há seguramente outros efeitos que precisam ser levados em consideração. Portanto, entendemos que a única forma de tratar o problema de forma satisfatória seria avaliar as alíquotas reais de IR e CSLL. Como os dados não são de conhecimento da agência, propomos que adote-se o procedimento atual. No entanto, com objetivo de aprimoramento futuro, é importante que a ANEEL analise as diferenças entre as alíquotas regulatórias de IR e CSLL e as efetivas.

II.5 MECANISMO DE INCENTIVO À QUALIDADE NA REVISÃO TARIFÁRIA 34. Foi proposto na Audiência Pública 023/2014 a consideração de mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade idêntico ao sugerido para o Fator X também na revisão tarifária. A justificativa apresentada foi a possibilidade de haver um comportamento de piora dos indicadores de qualidade no ano anterior ao da revisão para se auferir uma melhoria no reajuste seguinte. Foi proposto ainda que a sistemática atual de cálculo do mecanismo de incentivo seja aplicada nas revisões tarifárias de 2015 e a nova formulação proposta comece a vigorar apenas nas revisões tarifárias de 2016 em diante.

35. Houve poucas contribuições sobre o tema na AP 023/2014. A preocupação maior foi a de que a aplicação de um parâmetro de cálculo do Fator X na revisão tarifária poderia ser interpretado como a aplicação do Fator X na revisão tarifária, possibilidade esta não prevista nos Contratos de Concessão.

36. A Área Técnica entende que a proposta foi bem compreendida e aceita pela maioria das contribuições. Utilizar um parâmetro de cálculo do Fator X na revisão tarifária não equivale a aplicar o Fator X na revisão. A ANEEL utiliza no cálculo deste diversos parâmetros, como, por exemplo, a Base de Remuneração, o Custo de Capital, os Custos Operacionais, o Mercado, etc. Isso implica que não se poderia também utilizar esses parâmetros na revisão tarifária? Além disso, o Fator X é aplicado sobre a Parcela B calculada segundo uma fórmula paramétrica definida no Contrato de Concessão. O componente Q não é aplicado utilizando essa mesma formula paramétrica. Ou seja, a formulação é completamente diversa do Fator X.




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37. Por fim, o Contrato de Concessão não veda a utilização da mesma sistemática de cálculo da parcela B no reajuste nos processos de revisão tarifária. O objetivo da revisão é definir uma tarifa que corresponde ao equilíbrio econômico e financeiro no momento da revisão tarifária. Se a sistemática do Fator X for aquela que melhor represente esse equilíbrio, a mesma deve ser a aplicada pela ANEEL na revisão tarifária, caso contrário, não se estaria promovendo o equilíbrio econômico e financeiro da concessão. II.6 ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA E EXCEDENTE DE REATIVO 38. Na NT 401/2014 foi proposto adotar, nas revisões tarifárias que ocorrerem após o 3CRTP, o tratamento regulatório previsto nesse ciclo para as receitas obtidas com Ultrapassagem de Demanda - UD e Excedente de Reativo – ER. Ou seja, dar aos valores contabilizados pelas empresas no período tratamento similar ao das Obrigações Especiais, conforme Modulo 2 do Proret. 39. Para as revisões tarifárias subsequentes, foi proposto que as empresas continuem contabilizando tais receitas adotando a mesma sistemática. Porém, alterou-se a forma como tais receitas são capturadas para a modicidade tarifária. Para as revisões tarifárias subsequentes à primeira revisão tarifária ocorrida após o 3CRTP, foi proposta uma alteração da forma de captura das receitas de UR e ER para a modicidade tarifária. Essas receitas passariam a ser reduzidas da Parcela B. Porém, como se trata de um saldo acumulado e a parcela B é “blindada” ao longo do ciclo tarifária da empresa, os valores devem ser proporcionalizados de acordo com o ciclo tarifário da cara empresa e corrigidos pelo índice Geral de Preços de Mercado. 40. Em relação às contribuições na AP 023/2014, a proposta da ANEEL foi amplamente apoiada pelos representantes de consumidores. Algumas contribuições sugeriram que se considere a Selic na atualização. 41. Em relação às contribuições das concessionárias, os principais argumentos foram: (1) existência de diversos custos associados a essas receitas; (2) impossibilidade legal de captura para modicidade tarifária; e (3) adoção de um mecanismo de incentivo à redução dessas receitas.

42. Em relação ao primeiro ponto, cabe ressaltar que foi levantado apenas a possibilidade de existência desses custos. Não foram trazidos dados demonstrando a existência e relevância desses custos para as distribuidoras. Além disso, não foi demonstrado que tais custos, se existirem, já não estão sendo considerados no cálculo da Parcela B.

43. Sobre a impossibilidade legal, não foram trazidos argumentos novos em relação aos já trazidos ao longo do 3CRTP. Logo, a posição da Área Técnica quando à legalidade da proposta se mantém.

44. Sobre as propostas de consideração de um mecanismo de incentivo a redução das receitas de UD e ER, essa seria uma alternativa válida. Um mecanismo similar foi proposto no 3CRTP – a qual, aliás, recebeu bastantes críticas das distribuidoras naquele momento. Porém, a Área Técnica propõe que não sejam adotados mecanismos de incentivo em função dos argumentos apresentados abaixo.




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45. Há duas explicações possíveis para a existência desse tipo de receita (ou custo, do ponto de vista consumidor): (1) o consumidor não está suficientemente bem informado ou (2) as tarifas adicionais cobradas não estão suficientemente bem calibradas.

46. No primeiro caso, trata-se daqueles consumidores cujos custos associados a correção do problema são menores que a redução das receitas de UD e/ou ER. Porém, a correção do problema não é feita em função de desconhecimento do problema parte do consumidor. No segundo caso, encontram-se aqueles consumidores que possuem informação, mas os custos associados a solução do problema são maiores que a redução de receita.

47. No momento, desconhece-se quais das duas possibilidades preponderam. Em função disso, propomos que sejam avaliadas alternativas para tornarem mais claras as informações prestadas pelas distribuidoras aos consumidores. Essa seria uma abordagem mais simples para solucionar o problema do que a adoção de um mecanismo de incentivo, que pode ser desnecessário.

48. Caso seja identificado que a segunda explicação para essas receitas é a mais comum, deve-se avaliar a possibilidade de um aumento das tarifas adicionais cobradas.

49. Sobre a proposta de alguns representantes de consumidores de considerar a SELIC na atualização dessas receitas, a mesma foi acatada, pois além da correção monetária, é preciso considerar que trata-se de recurso que ficará disponível no caixa das distribuidoras. Como nova sistemática, as distribuidoras podem realizar, por exemplo, investimentos com esses recursos, que no cálculo da BRR sofrerão atualização monetária e, com a nova formulação proposta, farão jus a uma remuneração associada.

III. CONCLUSÃO 50. Esta Nota Técnica apresentou as regras gerais de cálculo da Receita Requerida a serem aplicadas nas revisões tarifárias das concessionárias de distribuição de energia elétrica a partir de 2015. Em essência, praticamente foram mantidas as regras atuais. Foram propostas três alterações, quais sejam, a inclusão de uma remuneração sobre investimentos financiados com recursos de Obrigações Especiais, consideração de um mecanismo de incentivo à melhoria da qualidade do serviço e mudança na forma como são capturadas as receitas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativo. Por fim, foram discutidos temas trazidos pelas contribuições na Audiência Pública 023/2014.

IV. ANEXOS

ANEXO I: RESPOSTAS À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 023/2014 ANEXO II: MINUTA DO SUBMÓDULO 2.1.




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PAULO FELIX GABARDO Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia

HALISSON RODRIGUES FERREIRA COSTA Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia

De Acordo:

RUI GUILHERME ALTIERI SILVA Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Gestão Tarifária




Processo n.º 48500.002746/2014-57

ANEXO I – RESPOSTAS À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº 023/2014

RESPOSTAS E ESCLARECIMENTOS DA ANEEL ÀS CONTRIBUIÇÕES E COMENTÁRIOS RECEBIDOS NA AUDIÊNCIA PÚBLICA SOBRE A METODOLOGIA RELATIVA AOS CRITÉRIOS

GERAIS DE CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO.

O presente anexo apresenta as respostas e esclarecimentos da ANEEL referentes às contribuições recebidas na audiência para os procedimentos gerais a serem adotados no cálculo do reposicionamento tarifário nos processos de revisão tarifária das Concessionárias de Distribuição de Energia, constante do seguinte documento: Nota Técnica nº 401/2014–SRE/ANEEL– Procedimentos gerais a serem adotados no cálculo do reposicionamento tarifário nos processos de revisão tarifária das Concessionárias de Distribuição de Energia. As contribuições estão apresentadas sob a forma de extratos retirados dos textos integrais apresentados na citada audiência pública com o objetivo de apresentar sucintamente a mensagem principal do autor da contribuição. Cabe ressaltar que a contribuição em sua forma integral pode ser acessada no endereço www.aneel.gov.br no link Audiências/Consultas/Fórum. Ao início de cada comentário é identificado seu autor. As contribuições estão agregadas por temas. Para cada tema, são apresentadas todas as contribuições que o abordaram. A resposta da ANEEL será única por tema, e contemplará todos os pontos levantados pelas contribuições de forma direta ou indireta, explicitando, quando for o caso, sobre sua incorporação ou não na decisão final. É importante ressaltar que boa parte das contribuições foram respondidas direta ou indiretamente no corpo dessa Nota Técnica. I. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – AJUSTES NO MERCADO DO ANO TESTE Contribuição da Equatorial Energia “a Equatorial propõe que seja feito o ajuste, mediante a exclusão de clientes com parecer de acesso emitido, nos seguintes termos: a. O consumo e a receita do referido consumidor são retirados do mercado do ano-teste; b. O processo de revisão é, então, realizado normalmente, com o mercado ajustado; c. As novas tarifas são, então, construídas ainda considerando o ajuste do mercado; e d. Com as novas tarifas deve-se, então, apurar a receita vinculada a cada consumidor candidato a migração para rede básica (com parecer de acesso emitido) que participou do ajuste de mercado. Assim, ao final do processo revisional será possível identificar as novas tarifas, com o ajuste, e a receita adicional que a concessionária poderá obter caso a migração não se realize.




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Neste contexto, e de forma a preservar o risco de mercado, nos processos de reajuste subsequentes à revisão a condição da migração, e caso não tenha ocorrido, a receita adicional apurada na RTP será descontada da distribuidora na forma de um componente financeiro.” Contribuição da EDP - Energias do Brasil “Existem grandes movimentos de mercado associados à fatos notáveis, como a saída de consumidores à Rede Básica. Tais fatos são conhecidos, principalmente, devido a antecedência de 6 meses para alteração de demanda nos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição.” “Considerando que esses fatos notáveis são situações planejadas com certa antecedência como, por exemplo, a assinatura do contrato de CUSD, a ANEEL deve ajustar o mercado de referência no momento da revisão tarifária de modo a refletir o mercado a ser realizado no primeiro ano de vigência das novas tarifas.” Contribuição da Light “Mudanças de mercado específicas e de grande impacto, como a migração de consumidores para Rede Básica, devem ser avaliadas para aferição do mercado do ano teste. Tais alterações decorrem de fatores externos e não caracterizam risco de mercado. Desconsiderar esses eventos, já caracterizados ou conhecidos no momento da revisão tarifária, implicaria distorcer o conceito de risco de mercado, o qual abrange apenas as flutuações de mercado que não puderam ser previstas no momento da tomada de decisão e, por esse motivo, a concessionária suporta as eventuais perdas ou os ganhos.” Contribuição da Abradee “reforça-se o entendimento de que o mercado do ano teste deve ser ajustado para considerar os seguintes eventos, devidamente caracterizados no momento do processamento da revisão tarifária: (i) migração de consumidores para a Rede Básica; (ii) decisão de concessionária suprida de buscar outro fornecedor de energia elétrica; (iii) outros eventos futuros já conhecidos no momento da revisão tarifária e que sejam passíveis de mensuração, tais como novas modalidades tarifárias e efeitos da Resolução Normativa n. 482/2012, que disciplina a microgeração e a minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição; (iv) mudanças na regulamentação do processo comercial de faturamento das empresas, que podem provocar impactos no mercado e na receita das concessionárias de distribuição; e (v) alterações na regulamentação que provoquem mudança compulsória na estrutura tarifária e conseguinte impacto no mercado das distribuidoras.” Contribuição da CPFL Energia “o Grupo CPFL entende necessário o reconhecimento de ajustes no mercado do período de referênc ia utilizado no cálculo da receita verificada quando caracterizado por um fato atípico, auditável e não recorrente, sempre que este interferir no mercado do Período de Referência da distribuidora, quando caracterizados por: i. Migração de consumidores da rede de distribuição para a Rede Básica... ii. Mudanças na regulamentação do processo comercial de faturamento das empresas que podem provocar impactos no mercado e receita das concessionárias de distribuição. Como exemplo a Resolução




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Normativa nº 610/2014 da ANEEL que regulamentou as modalidades de pré-pagamento e pós-pagamento eletrônico como opção de faturamento a unidades consumidoras do grupo B; iii. Alterações na regulamentação que provoquem mudança compulsória na estrutura tarifária e conseguinte impacto no mercado das distribuidoras. Como por exemplo: Criação da modalidade tarifária horária branca para os consumidores da baixa tensão, conforme o item 14 do Submódulo 7.3 do PRORET; Extinção da modalidade tarifária convencional para as unidades consumidoras com demanda contratada mensal inferior a 150 kW (a migração deve ser feita até o término do 3CRTP), definido no item 14.1 do Submódulo 7.1 do PRORET e também aprovado por meio da REN nº 464/2011.” Resposta da ANEEL Ver seção II.1 da Nota Técnica. II. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – REMUNERAÇÃO DE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS Contribuição da Equatorial Energia “ao usar o valor liquido (já depreciado) das Obrigações Especiais a ANEEL esta fazendo uma dupla depreciação, o que é conceitualmente inconsistente. Assim, para preservar a consistência o Regulador deve i) usar o valor das Obrigações Especiais Brutas, e manter a premissa de depreciação de 50%; ou ii) manter o uso das obrigações especiais líquidas, mas excluir o fator 0,5, que esta associado a uma premissa de depreciação de 50%.” Contribuição da Elektro Da maneira proposta pela ANEEL, a depreciação dos ativos está sendo considerada duas vezes, uma no fator 0,5 e outra na utilização das OEs líquidas. Há, portanto, duas alternativas: (i) utilização do valor de OEs brutas com o fator 0,5 ou (ii) utilização do valor de OEs líquidas excluindo o fator 0,5. Contribuição da EDP - Energias do Brasil “A variável OESl - Obrigações Especiais Líquidas – já contempla a depreciação dos ativos, uma vez que considera o valor líquido. Ao incluir as obrigações especiais líquidas e o fator 0,5 na fórmula, resulta em duplicidade de amortização.” Contribuição da Light “A equação proposta pela ANEEL para remunerar o capital referente às Obrigações Especiais apresenta uma inconsistência. A fórmula considera o valor líquido das Obrigações Especiais, logo o fator 0,5 deve ser retirado ou então devem ser consideradas as Obrigações Especiais Brutas, mantendo-se o fator 0,5.” Contribuição da Abrademp




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“A ABRADEMP entende que a remuneração das Obrigações Especiais deveria apresentar certa semelhança com a remuneração dos ativos elétricos, ou seja, fixada uma base de remuneração líquida sobre ela se aplicaria um custo de capital, antes dos impostos (CSLL/IR). A base de remuneração líquida das Obrigações Especiais já é objeto de fiscalização e aprovação pela ANEEL em cada empresa e, portanto, pronta para ser utilizada no cálculo da remuneração, sua multiplicação por um fator de 0,5 sinalizando que os investimentos estão 50% depreciados não tem qualquer fundamentação, nem no conceito da base de remuneração que deve ser líquida e nem no próprio valor já que diferente dos ativos elétricos onerosos os ativos de Obrigações Especiais apresentam depreciações bem distintas entre as empresas.” “A ABRADEMP solicita fixar a remuneração dos recursos de Obrigações Especiais pela multiplicação entre o custo de capital, antes dos impostos e livre de riscos, ponderado pela mesma estrutura de capital dos ativos onerosos e a Base de remuneração líquida de cada empresa” Contribuição da Conselpa/Consel “apoiamos a remuneração à parte das Obrigações Especiais – OES, entretanto, o valor deve ser limitado ao necessário para Operação e Manutenção – O&M, conceito apresentado pela UnB já que a retirada da remuneração de capital e depreciação do “Valor da Parcela B definida no processo de revisão tarifária excluindo”, aumenta o valor onerando a tarifa além do mínimo necessário. O valor considerado como OES deverá ser detalhado em cada processo de mudança de tarifa (reajuste e revisão) para tornar o processo mais transparente para a sociedade.” Contribuição da CPFL Energia “analisando o material supracitado pode-se inferir que existe um erro da Agência na adaptação da equação para a remuneração dos ativos de Obrigações Especiais” “parece conceitualmente claro que se deveria utilizar o valor de Obrigação Especial Bruta ao invés do valor de Obrigação Especial Líquida, pois a ponderação pelo fator 0,5 aplica-se para representar a remuneração de um ativo com meia vida útil contábil. Como este efeito já se observa na Obrigação Especial Líquida, entende-se que o fator 0,5 deveria ser utilizado apenas se conjugado com a Obrigação Especial Bruta. Portanto, o Grupo CPFL propõe a utilização da Obrigação Especial Bruta na formulação do adicional de remuneração relacionado às Obrigações Especiais.”. Contribuição da CEB D “Entende a CEB D que a remuneração das Obrigações Especiais deveria apresentar certa semelhança com a remuneração dos ativos elétricos, ou seja, fixada uma base de remuneração líquida sobre ela se aplicaria um custo de capital, antes dos impostos (CSLL/IR). A base de remuneração líquida das Obrigações Especiais já é objeto de fiscalização e aprovação pela ANEEL em cada empresa, e, portanto, pronta para ser utilizada no cálculo da remuneração. Sua multiplicação por um fator de 0,5, sinalizando que os investimentos estão 50% depreciados, não tem qualquer fundamentação, nem no conceito da base de remuneração (que deve ser líquida) e nem no próprio valor, já que diferente dos ativos elétricos onerosos, os ativos de Obrigações Especiais apresentam depreciações bem distintas entre as empresas.” “Nesta premissa, a remuneração sobre os investimentos realizados com obrigações especiais alcança 3,39%, antes dos impostos, já considerando os dados estabelecidos para o cálculo definitivo do WACC




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constante da Nota Técnica no. 22/2015- SGT/ANEEL, de 29 de Janeiro de 2015, como ilustra a Tabela ao final do presente item de contribuição. Do exposto, a CEB D solicita fixar a remuneração dos recursos de Obrigações Especiais pela multiplicação entre o custo de capital, antes dos impostos e livre de riscos, ponderado pela mesma estrutura de capital dos ativos onerosos e a Base de remuneração líquida de cada empresa” Contribuição da CONCEN “O Conselho de Consumidores posiciona-se favoravelmente à remuneração à parte para as Obrigações Especiais na tentativa de garantir apenas o necessário para operação e manutenção, sendo assim, nosso entendimento é que o fator 0,50 considerado na fórmula apresentada na nota técnica, deve ser melhor justificado, será suficiente para cobrir custos de O&M? E se for menos, a diferença não deveria retornar para modicidade tarifária? E se for mais, a concessionária poderá pedir recomposição via financeiros?” Contribuição da Aes Brasil “o tratamento mais adequado seria a eliminação do componente 0,5 da fórmula da ANEEL e a consideração da Obrigação Especial Líquida da própria concessionária, que é sabida e apurada no processo da sua RTP.” Contribuição da CONCEMIG “Aumento de ativos não remunerados especialmente oriundos do PLPT, programa criado pelo Governo. aumenta risco da Distribuidora sem que haja possibilidade de gerenciamento pela mesma” Contribuição da Enel “o fator 0,5 deve ser retirado da fórmula ou, alternativamente, deve ser considerado o valor Bruto da OES para conciliar a expressão com a permanência do fator 0,5.” Contribuição da Energisa “A formulação descrita por COUTINHO, et, AL (2014) deveria considerar as brutas ou apenas as obrigações líquidas sem o termo multiplicativo de 0,5. Convém salientar que o valor de 0,5 é válido se os investimentos em OE’s tiverem um percentual constante de depreciação ao longo do tempo; caso isso não seja verdade, o argumento de que a metade dos ativos se encontra depreciada é falso.” Contribuição da Instituto Acende Brasil “a proposta de reconhecer a existência desse custo e buscar remunerá-los de forma a preservar a robustez econômico-financeira das distribuidoras é correta.” Resposta da ANEEL Ver seção II.2 da Nota Técnica. III. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – REMUNERAÇÃO SOBRE ATIVOS TOTALMENTE DEPRECIADOS Contribuição da Equatorial Energia/Neonergia/Enel Remuneração sobre Ativos Totalmente Depreciados




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“os argumentos apresentados não procedem (no todo ou em parte), em especial a ideia de que as distribuidoras não fazem a substituição dos ATDs por decisão gerencial.” “uma análise do comportamento do mercado nos últimos 15 anos evidencia que as taxas de crescimento de mercado e consumidores atuam como forte demandantes de investimentos, de forma que em um cenário de volume finito de recursos disponíveis a substituição de ATDs deixa de ser uma opção, pois a expansão deve ser priorizada” “diante da obrigação legal e contratual de buscar o equilíbrio entre qualidade do serviço e modicidade, a substituição indiscriminada de ATDs seria uma atitude contrária ao principio da modicidade.” “Por fim, o Regulador argumenta que as concessionárias seriam beneficiadas pela prática de se baixar o bem mais antigo, quando da substituição de ativos antes do final da vida útil – um estudo anexo a este evidencia que o benefício desta prática é limitado, pois o nível de ATDs atuais supera o patamar normal de substituição.” “outro fator não considerado nas análises da NT nº 40172014 é a incompatibilidade verificada no passado entre a depreciação contábil e depreciação efetiva dos ativos.” “Substituir ativos que estão totalmente depreciados contabilmente mas que estão em seu perfeito estado de funcionamento não é uma decisão eficiente e tampouco atende à modicidade tarifária. Não é eficiente porque está sendo trocado um equipamento que ainda pode estar em funcionamento por mais algum tempo. Não atende à modicidade tarifária porque a troca por um bem novo impacta na tarifa pelo acréscimo de remuneração WACC incidente neste ativo e pela inclusão da correspondente quota de reintegração. Portanto, nas análises sobre a pertinência de existir uma remuneração sobre ATD não pode haver a suposição de que a concessionária procederá a troca de equipamentos, que ainda estão em perfeitas condições de funcionamento, apenas porque se tornou um ATD. Essa possibilidade é vedada para um prestador de serviço público concedido.” “Diante deste contexto, propõe-se um ajuste na formulação apresentada para: RCATD=(rp−rf)1−tx 0,5 x γ xVPB′−REM−DEPVPB x máx(ATD−2%*AISBruto;0). Nesta abordagem, exclui-se do saldo de ATDs a parcela que supostamente é usada de forma otimizada no processo de “baixa do mais antigo.” Contribuição da Elektro “o argumento utilizado pela Agência para inclusão de remuneração para obrigações especiais se aplica igualmente para ATD, uma vez que também há descasamento entre custos e receitas neste caso.” “Primeiramente, como bem destacado na NT, este argumento é válido somente para bens de massa. Como é sabido da Agência, os bens de massa não constituem a totalidade dos ativos totalmente depreciados das distribuidoras, o que já invalida o argumento para os ATD classificados como bens individuais. Em segundo lugar, é válido destacar que o valor total de bens de massa totalmente depreciados é muito maior do o “colchão para absorção de falhas em bens novos da concessão”. Somente analisando grandes números, vemos que os ativos totalmente depreciados representam em média 25% da base bruta para as grandes distribuidoras” “Para que a afirmação da NT fosse mais coerente, a participação dos ATD na base bruta deveria ser ao redor da taxa de depreciação das empresas, a qual gira em torno de 4%, conforme ilustra a figura abaixo.” Diante do exposto, respondendo aos argumentos apresentados pela ANEEL, a Elektro acredita que deva ser considerada remuneração para ATD para o próximo ciclo de revisão tarifária devido ao descasamento




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entre receitas e custos proveniente da operação desses ativos. Há, portanto, duas formas de consideração desta taxa, sejam elas: 1. Formulação análoga à proposta para Obrigações Especiais “De qualquer forma, entende-se que desconsiderar o valor ótimo de ATD (representado pela Quota de Remuneração) do total de ativos depreciados é a melhor maneira de estimar a remuneração para a administração e operação desses ativos.” Contribuição da EDP - Energias do Brasil “A proposta da EDP é que a concessionária deve receber uma remuneração pelo risco já mencionado através da mesma metodologia proposta pela ANEEL na remuneração dos investimentos com obrigações especiais.” Contribuição da Abrademp “A ABRADEMP observa, primeiramente, que a existência de Ativos Totalmente Depreciados é uma realidade em outras partes mundo, conforme manifestação presencial da UNB na ocasião da AP apontando que nos USA, por exemplo, a participação é de 4% dos ativos totais das empresas (AIS). No Brasil esta relação, na média da última revisão tarifária, foi de 15,50%, variando entre o menor percentual de 3,91% (Boavista) e o maior percentual de 35,52% (Forcel), conforme atesta a Tabela adiante.” “Em segundo lugar, a ANEEL argumenta que a remuneração dos ativos totalmente depreciados pode desestimular os investimentos em modernização. A ABRADEMP acredita que isto não é factível, pois no caso brasileiro onde os recursos são limitados a lógica é inversa a aquela colocada pela ANEEL.” Contribuição da Conselpa/Consel “corroboramos o entendimento da Agência em não remunerar Ativos Totalmente Depreciados – ATD’s – e entendemos que os recursos originados a partir dos ATD’s devem ser efetivamente destinados à modernização da rede, não apenas à troca pura e simples dos equipamentos. Tais ações devem ser claramente identificadas nos processos de mudança de tarifa.” Contribuição da Abradee “Cumpre destacar, inicialmente, que essas considerações representam mudança significativa de posição da área técnica, dado que, no âmbito do processo de aprovação da metodologia do 2º ciclo, a Agência, ainda que de forma tímida, incluiu custos relacionados à gestão de ativos de uso prolongado na construção da empresa de referência, com a justificativa de que haveria sinal de razoabilidade entre o risco assumido pelo concessionário pela manutenção desses ativos e o benefício da modicidade tarifária ao postergar novos investimentos.” “Ressalta-se, ainda, que as considerações da SRE destoam do processo de renovação das concessões disciplinado na Medida Provisória n. 579/2012” “cumpre também relembrar que o Programa Luz para Todos – PLpT – foi operacionalizado pelos agentes executores (concessionárias e permissionárias de distribuição e cooperativas de eletrificação) mediante adesão, ou seja, por decisão gerencial)”




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“a tendência é que a participação de ativos totalmente depreciados aumente ao longo do tempo, o que levaria esse “colchão” a dimensões muito maiores do que o necessário para fazer a alegada gestão de falhas de bens novos da concessão.” “Os investimentos realizados entre revisões tarifárias periódicas são repassados parcialmente” “alegar que um sinal econômico dirigido à manutenção de ativos em operação que ainda são servíveis ao objeto da concessão poderá impedir a modernização das redes elétricas não prospera, sob a avaliação de razoabilidade.” Contribuição da CPFL Energia “O Grupo CPFL propõe que seja incluída na Equação 6 da NT401/2014 uma parcela responsável por uma Taxa de Administração sobre ATD” “As atuais metodologias de remuneração dos ativos incentivam as distribuidoras a realizar investimentos na substituição de ATD por ativos novos, independente das condições operacionais destes ativos. Desta forma, o sinal do regulador pode ser entendido pela empresa como um estímulo à depreciação física dos equipamentos (ineficiência na manutenção dos equipamentos) de forma a aproximar a vida útil física da contábil, resultando em índices mais elevados de perdas e qualidade.” “não se explica o nível ou crescimento do ATD simplesmente como uma decisão gerenciável pelas empresas de distribuição, a dinâmica a que estes ativos estão sujeitos é muito mais complexa.” “O Grupo CPFL entende que, com manutenção e operação eficientes, os condutores, postes estruturas e transformadores de potência são capazes de operar além de sua vida útil contábil, atendendo aos padrões de segurança e qualidade de serviço. Desta forma, propõe que se considere uma taxa adicional de administração relacionada ao ATD de condutores, postes, estruturas e transformadores de potência.” Contribuição da CEB D “não se afigura razoável inferir que as deficiências na gestão dos ativos e recursos são totalmente responsáveis pela perda de oportunidade de investimentos na substituição de ativos totalmente depreciados.” “o fato de existir os ativos totalmente depreciados possibilita que as empresas possam liberar mais recursos para introduzir novas tecnologias em suas redes. Isto é fato, pois a característica técnica das novas tecnologias não permite, por vezes, que essas sejam introduzidas através da simples substituição dos ativos totalmente depreciados.” “no âmbito do processo de aprovação da metodologia do 2º ciclo, a Agência incluiu os custos relacionados com a gestão de ativos de uso prolongado na construção da Empresa de Referência” Contribuição da CONCEN “Com relação aos Ativos Totalmente Depreciados, nossa posição é pela modernização sempre, afinal, se pagamos para ser reposto por que não ter equipamentos novos? Nossa percepção é que diante do colocado pela Agência por meio da nota técnica, não temos garantias de que a depreciação está voltando para a modernização, portanto, precisamos de transparência nos investimentos realizados e a realizar.” Contribuição da AES Brasil




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“O que basicamente baliza a sua substituição é o motivo técnico para tal, tendo em vista aspectos de qualidade. A troca é por fim também fruto do capital que a concessionária possui, ou tem acesso. A gestão é desta forma limitada, porém o risco é o mesmo dos ativos formados com Obrigações Especiais.” “cabe destacar que parte importante dos ativos totalmente depreciados formada sim por bens individuais - cujos argumentos do regulador não aborda - cabendo, portanto remuneração sobre o risco que acarretam.” “Há ainda o fato de que a REN a contabilidade patrimonial, determinar que os ativos devem ser registrados com até 6 características (TUCs), reduzindo portanto significativamente a possibilidade da concessionária encontrar dentre seus ativos aqueles 100% depreciados registradas na contabilidade.” “empresas em mercados mais maduros tendem a ter menor necessidade de investimentos e consequentemente a operar ativos mais antigos.” “Cabe ainda lembrar que este tema já foi objeto de análise por parte do regulador no 2CRTP, onde se previa remuneração para estes ativos sob certas condições.” Contribuição da FIESP “A Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (FIESP) considera que não é correto incluir uma remuneração adicional relacionada aos Ativos Totalmente Depreciados (ATD), uma vez que os riscos associados são de responsabilidade de cada distribuidora de energia elétrica, não existindo nenhuma obrigação imposta pela agência reguladora ou governo.” “o ATD está mais relacionado a uma opção contábil de cada distribuidora, que administra este montante a fim de minimizar eventuais riscos. Assim, como não há gerência ou imposição governamental com relação a este item, não deve existir remuneração adicional. Além disso, em uma situação hipotética, considerando que houvesse remuneração sobre o ATD, isto poderia prejudicar a substituição dos equipamentos, reduzindo os estímulos a utilização de novas tecnologias.” Contribuição da CONCEMIG O não reconhecimento de remuneração para os ativos totalmente depreciados estimula que os Agentes de distribuição substituam o ativo no momento do término da vida útil regulatória, independentemente da existência de via útil técnica, com impactos na tarifa. Por outro lado incluir os ATD na parcela B pode desestimular os investimentos em inovações tecnológicas. Para evitar este efeito colateral indesejável seria adequado que no capítulo referente a Base de Remuneração a ANEEL garanta a remuneração dos investimentos feitos com o objetivo de atualização tecnológica do sistema elétrico. Contribuição da Energisa “Em termos operacionais, é bastante questionável que a distribuidora possa substituir o equipamento no momento em que lhe aprouver por alguns motivos.” “a ANEEL aponta que a premissa de que os ATD’s são gerenciáveis implica em uma escolha apenas da concessionária. Entende-se que esta é uma premissa incompleta, na medida em que a própria ANEEL contradiz esta afirmação ao apontar que a taxa de remuneração poderia estar subdimensionada, e a decisão da empresa é tomada em um ambiente de risco. A ANEEL ainda cita que aprovar uma compensação ao risco de gestão dos ATD’s poderia indiretamente não incentivar a modernização das redes.”




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“os ativos totamente depreciados adicionam risco na atividade das distribuidoras. Os exemplos mostrados por COUTINHO, et. AL (2014) demonstram que empresas com posse de maiores montantes de ATD na sua base de ativos têm também negócios mais arriscados” Contribuição da Instituto Acende Brasil “seria benéfico ao consumidor se houvesse uma alternativa intermediária que possibilitasse a manutenção dos ativos em boas condições por mais tempo sem reduzir tanto o fluxo de caixa da distribuidora, pois isso permitiria uma redução das tarifas sem prejudicar a robustez econômico-financeira da distribuidora” “a remuneração do risco assumido na gestão de Ativos Totalmente Depreciados não chega a ser um fator relevante na decisão de repor ou não os ativos, pois trata-se apenas de uma compensação pelos riscos assumidos. “A manutenção de Ativos Totalmente Depreciados é uma prática comum, necessária e que acarreta riscos adicionais para a distribuidora e que, portanto, deve ser contemplada no processo de definição das tarifas das distribuidoras. Portanto, recomenda-se que a proposta de incorporação da taxa de administração para as Obrigações Especiais seja estendida para os Ativos Totalmente Depreciados em serviço” Contribuição da Cemig D “No 2º Ciclo de Revisões Tarifárias das Distribuidoras – 2CRTP a ANEEL incluiu custos relativos a ativos cuja vida útil já estava além da vida útil regulatória para a construção da Empresa de Referência.” “O não reconhecimento de remuneração para os ativos totalmente depreciados estimula os agentes de distribuição a substituírem o ativo no momento do término da vida útil regulatória, independentemente da existência de vida útil técnica, o que contraria o princípio da modicidade tarifária. Conforme resultados do 3CRTP da Cemig Distribuição, a parcela de ATD representa aproximadamente 12% do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS. Diante desses fatos, a CEMIG solicita a inclusão de remuneração para operação de ativos totalmente depreciados.” Resposta da ANEEL Ver seção II.3 da Nota Técnica. IV. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – IMPACTOS DA DEPRECIAÇÃO CONTÁBIL SOBRE A REMUNERAÇÃO DO CAPITAL Contribuição da EDP Energias do Brasil “Não é verdade que as Obrigações Especiais criam benefício tributário não intencionado pelo regulador. As quotas de reintegração dos valores dos bens constituídos com recursos das Obrigações Especiais, independentemente da sua data de formação, tiveram seus efeitos anulados no resultado contábil, conforme determinação descrita no Ofício Circular nº 1314/2007–SFF/ANEEL.” “A EDP acredita que a redução da base de calculo do IRPJ por prejuízos passados não deve influenciar o atual repasse tarifário. O referido benefício só existe em determinado ano porque em algum outro ano no passado a distribuidora não obteve a Remuneração do Capital Regulatória. Pior do que isso, ela apurou prejuízo fiscal naquele período, apesar de ter prestado o serviço público de distribuição de energia elétrica.”




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“No caso específico, de atualização monetária da Quota de Reintegração, não há qualquer ação que um acionista poderia empreender para alterar o fato que, com o tempo, a inflação crie um Lucro Contábil artificial, devido à diferença entre o repasse tarifário da Quota de Reintegração atualizada monetariamente e a respectiva Depreciação Contábil a valores históricos não corrigidos monetariamente. Não obstante, a proposta da EDP não prevê a apuração de imposto de renda realizado para fins de cálculo tarifário.” “O fato de outros países não darem tratamento à perda tributária da atualização monetária da Quota de Reintegração não significa que ela não exista e que precise ser tratada no Brasil.” Resposta da ANEEL Ver seção II.4 da Nota Técnica. V. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – APLICAÇÃO DO COMPONENTE Q NA REVISÃO TARIFÁRIA Contribuição da Equatorial Energia/Neonergia “Com relação à aplicação do componente Q do Fator X na Parcela B da Revisão, entende-se que o contrato de concessão restringe a sua aplicação apenas nos reajustes tarifários.” Contribuição da CPFL Energia “Desta forma, o Grupo CPFL entende importante ratificar o entendimento que o início da aplicação da nova metodologia para o cálculo do Componente Q, disposto na Nota Técnica nº 404/2014-SRE/ANEEL, deve ser considerado para ambos os eventos de reajuste e revisão tarifária. Portanto, face ao exposto, propõe alteração na vigência das metodologias, com a manutenção do disposto na versão 1.0 do Submódulo 2.5 do PRORET para os reajustes e revisões de 2015 e 2016 e aplicação da nova metodologia de cálculo do Componente Q para as revisões e reajustes a partir de 2017. Ademais, sugere que para os anos de 2015 e 2016, como um período de teste, a ANEEL também calcule o Componente Q das empresas na nova metodologia.” Resposta da ANEEL Ver seção II.5 da Nota Técnica. VI. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA E EXCENDENTE DE REATIVO Contribuição da EDP Energias do Brasil “Dessa forma, identificada a necessidade de incentivos à redução da receita com UD e ER e contínuo avanço em novas tecnologias, a EDP propõe três melhorias: (i) Que se estabeleça um enquadramento regulatório automático da demanda ultrapassada, ou seja, que quando identificada a ultrapassagem, se eleve a demanda contratada proporcionalmente ao montante registrado;




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(ii) Ao ser constatado uma trajetória descendente na receita de UD e ER, entre dois ciclos tarifários consecutivos, a diferença seja compartilhada com os consumidores, ou seja, 50% iria para a modicidade tarifária e os outros 50% para investimentos contínuos no combate à UD e ER; iii) Dados os desafios do setor elétrico e a constante busca pela eficiência energética, a EDP propõe de forma alternativa, que as receitas auferidas com UD e ER sejam aplicadas em novas tecnologias comprovadas para o uso eficiente da rede, sem a contrapartida de Obrigações Especiais, sendo esses investimentos aprovados ex-ante.” Contribuição da Concelpa/Coband “Que as multas por excedentes de reativos sejam utilizadas imediatamente na composição da modicidade tarifária, quando dos Reajustes Tarifários e que não aguarde os 4 anos da Revisão Tarifária, além de que, sendo dinheiro da sociedade, que este seja remunerado” Contribuição da Light “Assim, o mecanismo de captura das receitas auferidas proposta pela ANEEL nesta AP 23 deveria, no mínimo, incentivar as concessionárias a orientar seus consumidores sobre o uso racional da demanda contratada e ao atendimento do limite de fator de potência, de modo a reduzir as transgressões. Uma forma para tal seria reduzir o compartilhamento da receita com ultrapassagens de demanda e excedentes de reativos na medida em que estas também se reduzem. Isso estimularia a distribuidora a auxiliar seus consumidores neste quesito, uma vez que se apropriaria de um percentual da receita cada vez maior.” Contribuição da Abrace “Paralelamente a essa discussão e conforme sugerido pela Aneel na Nota Técnica n.º 401/2014-SRE/ANEEL, parágrafo 45, a Abrace solicita que o regulador crie um mecanismo de incentivo à permanente redução dessas receitas pelas distribuidoras. Esse mecanismo criaria um incentivo para que as concessionárias orientassem seus clientes sobre a correta contratação de demanda e da compensação do fator de potência. O incentivo deve acontecer no sentido de reduzir constantemente essas receitas. Além disso, não se pode permitir que ela aumente a cada ano. As infrações associadas à UD e ER prejudicam as redes, aumentam a necessidade de expansão, além de aumentar as perdas técnicas e sobrecarregar as redes”. Contribuição da Conselpa/Consel/Concen CPFL Paulista\Concen CPFL Piratininga “entendemos que o retorno anual para a modicidade tarifária das multas decorrentes do excedente de reativos deve ser contabilizada anualmente, com valores corrigidos mensalmente pelo IGPM” Contribuição da Abradee “Em razão da circunstância de a caracterização dessas receitas encontrar- se sob apreciação do Poder Judiciário, revela-se prudente prever mecanismo de reversão da dedução da Parcela B na resolução normativa correspondente à metodologia de revisão tarifária do 4º ciclo.” Contribuição da CPFL Energia




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“Os valores arrecadados com a receita de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos servem para cobrir riscos e custos decorrentes do transporte destes excedentes ao contratado pelos consumidores” “o baixo fator de potência de uma unidade consumidora impede que a rede possa ser utilizada para um aumento de carga ou a entrada de um novo consumidor equivalente ao valor FDR (faturamento de demanda reativa), que representa a receita subtraída da concessionária por este uso inadequado da energia pelo cliente. Por sua vez, a componente FER (faturamento de energia reativa) representa a cobertura dos custos para transmitir uma potência acima daquela planejada pela operação da empresa e que não estão incluídos em suas tarifas.” “a reversão para modicidade tarifária ocorreria no decorrer de um ciclo de revisão tarifária conforme metodologia de compartilhamento. Resumidamente, o compartilhamento das receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos com os consumidores será gradual, em função da proporção entre a receita nos 12 meses anteriores à RTP e a Parcela B associada ao mercado de AT e MT” Contribuição da CONCEN “o excedente de reativos, entendemos que esse é um dinheiro do consumidor que a concessionária poderá usar durante o período tarifário, portanto, em se aprovando essa proposta acreditamos que esses valores devam ser remunerado pela taxa SELIC, a exemplo de outras decisões já tomadas pela Agência.” Contribuição da CCRGE “com relação às multas devido ao excedente de reativos, nossa posição é de que seja mantida a regra atual, fazendo com que o valor seja repassado para a modicidade tarifária após um ano e não após o período tarifário. A incerteza do futuro torna seu pronto ressarcimento a opção mais sensata.” Contribuição da AES Brasil “Se o Contrato de Concessão veda a inclusão das receitas de ultrapassagem e excedentes de reativos no RA0 a ser considerado no cálculo do reajuste tarifário, tais receitas, logicamente, também não podem ser incluídas no cálculo da revisão tarifária, sob pena de burla às regras previstas no Contrato de Concessão para se assegurar o equilíbrio econômico-financeiro.” “...da forma proposta pela ANEEL, o saldo de Obrigações Especiais, seja aquele formado no 4º ciclo tarifário, seja aquele oriundo do 3º ciclo, seria todo devolvido nos anos do 4º ciclo, acarretando em forte impacto no fluxo de caixa da distribuidora. Sendo assim, à parte do fato da empresa entender ser ilegal a reversão dessas receitas para a modicidade tarifária, entende-se que tais receitas não devem ser revertidas ao longo de um ciclo já que as consequências da Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo resultam em investimento em ativos e, portanto, seriam mais adequadamente revertidas num prazo equivalente a vida útil dos ativos.” Contribuição da FIESP “a FIESP apoia a proposta da ANEEL em reverter os valores obtidos via multa referente a UD e ER, para modicidade tarifária, no decorrer do ciclo de revisão tarifária, contribuindo para diminuição dos valores das tarifas e beneficiando os consumidores.”




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Contribuição da CEMIG “Em razão da caracterização dessas receitas encontrarem-se sob apreciação do Poder Judiciário, a contribuição da CEMIG é no sentido de que qualquer alteração regulatória referente a esses valores seja realizada após a decisão judicial.” Resposta da ANEEL Ver seção II.6 da Nota Técnica. VI. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – “BLINDAGEM” DO WACC Contribuição da Light “A blindagem do WACC, ao menos em relação à parcela do capital próprio para a base incremental, traria maior previsibilidade e segurança para o setor. Essas características são essenciais para a atração dos vultosos investimentos demandados atualmente pelo setor.” Contribuição da Abradee “blindagem do WACC, ao menos no que diz respeito ao valor correspondente ao capital próprio, para a base incremental, de maneira a garantir que os investimentos promovidos ao longo de determinado ciclo sejam remunerados até o final da concessão (ou da depreciação, o que ocorrer primeiro), segundo o custo de capital próprio vigente à época da realização desses investimentos.” Resposta da ANEEL Os pleitos não foram aceitos. As justificavas foram apresentadas na Nota Técnica 22/2015-SGT/ANEEL, de 22 de janeiro de 2015. VII. CONTRIBUIÇÕES E RESPOSTAS – OUTROS TEMAS Contribuição da Abradee “Propõe-se, assim, a criação de uma parcela adicional à QRR atual, com o objetivo de recompô-la, ao ponto de igualá-la à QRR econômica, relativa à vida útil econômica e indicada para o incentivo à manutenção da confiabilidade do sistema, além do compromisso eficiente entre custos de operação e substituição dos ativos.” “Os riscos de natureza econômica associados à comercialização de energia promovida pelas distribuidoras também ensejam a introdução de tratamento tarifário específico relacionado a esta atividade.” Contribuição da Conselpa/Consel/Conselpa/Conband/Concen CPFL Paulista\Concen CPFL Piratininga\Concen\ CCRGE “as mudanças em discussão para a 4ª Revisão Tarifária Periódica das distribuidoras de energia mostram que serão utilizados como parâmetros uma série de valores facilmente caracterizados no Balanço Societário, o que torna de extrema importância seu reconhecimento por parte do regulador, e em regras claras, do valor desse documento de domínio público como fonte válida de informações, sendo esse nosso pleito”




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Contribuição da AES Brasil “Conforme contribuição da AES Brasil à 1ª Fase desta audiência pública, reitera-se que seja considerado um prêmio de risco associado à Parcela A, de forma que se remunere as concessionárias e permissionárias pelo risco que incorrem.” “a desconsideração do Resultado Não Operacional relacionado a estes fatos para fins de determinação da Receita Requerida implica a não recuperação integral do capital investido nos bens em serviço, já que a remuneração não contempla os prejuízos não operacionais verificados com a baixa de ativos elétricos antes do fim das suas respectivas vidas úteis contábeis. Importante notar que o prejuízo incorrido pela empresa, quando da desativação de um bem antes do fim da vida útil contábil do mesmo, é o valor residual do mesmo a preços de Base de Remuneração Regulatória (BRR).” “Diante do exposto, a AES Brasil sugere que o Resultado Não Operacional proveniente da desativação e/ou alienação de bens vinculados ao serviço – valorado a preços de BRR – seja incluído no cômputo das despesas operacionais regulatórias, ou que seja dado algum outro tratamento regulatório ao tema para fins de repasse tarifário.”

Resposta da ANEEL Sobre a proposta de ajustes na Quota de Reintegração Regulatória, não foram apresentados elementos suficientes para o tratamento da questão e, por isso, o pleito não foi aceito. Sobre o “risco de comercialização”, o pleito não foi aceito em função das justificativas apresentadas na Nota Técnica 22/2015-SGT/ANEEL, de 22 de janeiro de 2015. Sobre a consideração do Resultado Não Operacional, o tema requer uma análise mais aprofundada por parte da Agência. Por fim, sobre a sugestão de se utilizar dados do Balanço Societário como referência para o cálculo tarifário, essa é seguramente uma fonte válida de informações que pode ser utilizada como apoio no processo de revisão tarifária. No entanto, a metodologia contábil empregada na construção do Balanço Societário não foi concebida para seu emprego direto na regulação econômica. Por isso, a ANEEL, e diversas outras agências reguladoras, criou a chamada Contabilidade Regulatória, que buscar padronizar as informações contábeis de acordo com as normas de regulação econômica aplicadas no setor de distribuição e energia elétrica. Por isso, essa deve ser a fonte primária que deve ser utilizada pela agência nos processos de regulação econômica.




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ANEXO II – MINUTA DO SUBMÓDULO 2.1 DO PRORET

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A

Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição

S u b m ó d u l o 2 . 1

P R O C E D I M E N T O S G E R A I S

Revisão Motivo da revisão

Instrumento de aprovação pela ANEEL

Data de Vigência

1.0 Primeira versão aprovada

(após realização da AP 40/2010) Resolução Normativa nº 457/2011, de 08/11/2011

11/11/2011

1.1 Primeira revisão Resolução Normativa nº

640/2014, de 16/12/2014. 24/12/2014 em diante

2.0 Segunda revisão (após a realização

da AP 23/2014) Resolução Normativa nº xx/2015, de xx/xx/2015.

xx/xx/2015 em diante

ProretPro ced im ento s d e Regulação Tarifária




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1. OBJETIVO

1. Estabelecer os procedimentos gerais para cálculo da Receita Requerida nas

Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica (RTP).

2. ABRANGÊNCIA

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de

concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.

3. PROCEDIMENTOS GERAIS

3. O reposicionamento das tarifas na Revisão Tarifária compreende duas etapas. Na primeira ocorre o cálculo da Receita Requerida – RR. Na segunda, após a definição da RR e do Mercado de Referência, é realizada a abertura tarifária.

4. O Mercado de Referência é composto pelos montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição, faturados no “Período de Referência” a outras concessionárias e permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição.

5. O Período de Referência é definido como o período de 12 (doze) meses

imediatamente anterior ao mês da Revisão Tarifária Periódica.

6. Os montantes faturados de qualquer mês do Período de Referência são aqueles registrados no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP.

7. Caso não haja tempo hábil para sua apuração, as informações do mercado faturado no último mês do período de referência serão estimadas, repetindo-se os montantes realizados no mês imediatamente anterior, podendo os valores do penúltimo mês, se provisórios, ser alterados, uma única vez, até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora.

8. No processo de revisão tarifária são definidos também dois parâmetros a serem

considerados nos reajustes tarifários que ocorrerão no próximo ciclo tarifário da concessionária: (1) o percentual regulatório de Perdas Não Técnicas e (2) o




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Fator X. A metodologia de cálculo o primeiro é detalhada no Submódulo 2.6, e a do segundo no Submódulo 2.5.

9. A organização geral, bem como o rito e os prazos envolvidos na execução dos processos de revisão tarifária periódica, são estabelecidos no Submódulo 10.1 do PRORET.

3.1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA

10. A receita requerida é composta pela soma da Parcela A e da Parcela B.

𝑹𝑹 = 𝑽𝑷𝑨 + 𝑽𝑷𝑩 (1)

onde: RR: Receita Requerida; VPA: Valor da Parcela A, parcela que incorpora os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive a geração própria, além dos encargos setoriais; e VPB: Valor da Parcela B, parcela que incorpora os custos típicos da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes.

3.2. VALOR DA PARCELA A

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

– 𝑽𝑷𝑨 = 𝑪𝑬 + 𝑪𝑻 + 𝑬𝑺 (2)

– onde: VPA: Valor de Parcela A; CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica.

12. Os procedimentos de cálculo detalhados de cada um dos componentes acima estão descritos nos Submódulos 3.2, 3.3 e 3.4 do PRORET.

13. No cálculo dos custos de compra de aquisição de energia elétrica e geração

própria na revisão e nos reajustes tarifários são considerados os valores regulatórios de perdas de energia elétrica. O percentual regulatório de perdas de energia elétrica é definido no momento da revisão tarifária, conforme previsto nos Contratos de Concessão. O cálculo das perdas técnicas está regulamentado




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nos Procedimentos de Distribuição – PRODIST. Já as regras de cálculo das perdas não técnicas se encontram no Submódulo 2.6 do PRORET

3.3. VALOR DA PARCELA B

14. O Valor da Parcela B (VPB) será calculado no processo de revisão tarifária conforme equação abaixo:

𝑽𝑷𝑩 = (𝑪𝑨𝑶𝑴 + 𝑪𝑨𝑨) ∙ (𝟏 − 𝑷𝒎 − 𝑴𝑰𝑸) − 𝑶𝑹 (3)

onde: CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção; CAA: Custo Anual dos Ativos; 𝑃𝑚: Fator de Ajuste de Mercado; e

𝑀𝐼𝑄: Mecanismo de Incentivo á Melhoria da Qualidade; 𝑂𝐸: Outras Receitas

15. Para o cálculo do Fator de Ajuste de Mercado – 𝑃𝑚 - será considerada a mesma metodologia de cálculo do Componente Pd do Fator X, conforme Submódulo 2.5.

16. Para o cálculo do Mecanismo de Incentivo á Qualidade – 𝑀𝐼𝑄 - será considerada a mesma metodologia de cálculo do Componente Q do Fator X, conforme Submódulo 2.5.

17. Os valores de Outras Receitas serão calculados conforme Submódulo 2.7 do PRORET.

18. O Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM), cuja metodologia de cálculo é detalhada no Submódulo 2.2 do PRORET, é composto pelos seguintes itens:

𝑪𝑨𝑶𝑴 = 𝑪𝑶 + 𝑹𝑰 (4)

onde: CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; CO: Custos Operacionais; e RI: Receitas Irrecuperáveis.

19. O Custo Anual dos Ativos (CAA) será calculado pela soma dos componentes

abaixo:




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𝑪𝑨𝑨 = 𝑹𝑪 + 𝑸𝑹𝑹 + 𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 (5)

onde: CAA: Custo Anual dos Ativos; RC: Remuneração do capital, inclusive tributos e contribuições sobre a renda; QRR: Quota de Reintegração Regulatória; e CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis.

20. Os valores de Remuneração do Capital (RC) serão calculados conforme a

seguir:

𝑹𝑪 = (𝑩𝑹𝑹𝒍 − 𝑹𝑮𝑹) ∙ 𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é+ 𝑹𝑮𝑹 ∙ 𝒓𝒓𝒈𝒓 + 𝑹𝑪𝑶𝑬 (6)

onde: RC: Remuneração do Capital; BRRl: Base de Remuneração Regulatória Líquida; RGR: Saldo devedor da Reserva Global de Reversão, RGR; rWACCpré: Custo Médio Ponderado de Capital Real Antes dos Impostos; rRGR: Custo de capital da RGR, ponderado por destinação (PLpT e não PLpT); e

𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais.

21. A metodologia de definição e os valores de 𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é e 𝑟𝑟𝑔𝑟 são detalhados no

Submódulo 2.4 do PRORET. A data-base do Saldo Devedor da RGR será o terceiro mês anterior à data-base do Laudo de Avaliação.

22. A metodologia de cálculo da Base de Remuneração Regulatória é descrita no

Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória. 23. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de

Obrigações Especiais - RCOE - será calculado conforme equação abaixo.

𝑹𝑪𝑶𝑬 =𝒓𝒑−𝒓𝒇

𝟏−𝒕× 𝟎, 𝟓 × 𝑷 ×

𝐶𝐴𝑂𝑀

𝐶𝐴𝑂𝑀+𝐶𝐴𝐴−𝑅𝐶𝑂𝐸× 𝑶𝑬𝑺𝒃 (8)

onde:

𝑅𝐶𝑂𝐸: Remuneração de Investimentos com OES;

𝑟𝑝: Custo de Capital Próprio (nominal);

𝑟𝑓: Remuneração do Ativo Livre de Risco (nominal);

𝑡: Impostos e Contribuições sobre a Renda;

𝑃: Participação do Capital Próprio no Capital Total; 𝐶𝐴𝑂𝑀: Custos de Administração, Operação e Manutenção;




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𝐶𝐴𝐴 Custo Anual dos Ativos; e

𝑂𝐸𝑆𝑏: Obrigações Especiais Brutas.

24. 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 destinados à prestação do serviço ao longo da sua vida útil.

25. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações, conforme formulação a seguir:

𝑸𝑹𝑹 = 𝑩𝑹𝑹𝒃 ∙ 𝜹 (7)

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

: Taxa média de depreciação das instalações.

26. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, devem-se utilizar

as taxas anuais de depreciação definidas na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa ANEEL nº 367, de 2 de junho de 2009.

27. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado

Anuidades, refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo.

28. As Anuidades serão dadas por:

𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 = 𝑪𝑨𝑳 + 𝑪𝑨𝑽 + 𝑪𝑨𝑰 (8)

onde: CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); CAL: Custo Anual de Aluguéis; CAV: Custo Anual de Veículos; e CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.

29. As Anuidades serão calculadas em regime, com depreciação linear na vida útil e

com remuneração sobre 50% do investimento.

30. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é dado por:




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𝑪𝑨𝑳 = 𝑩𝑨𝑹𝑨 ∙ [𝟏

𝑽𝑼+

𝒓𝑾𝑨𝑪𝑪𝒑𝒓é

𝟐] (9)

onde: CAL: Custo Anual de Aluguéis; BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; e VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, sendo 85% referentes ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referentes ao TUC “Equipamento Geral”.

31. O Custo Anual de Veículos (CAV) é dado por:

𝑪𝑨𝑽 = 𝑩𝑨𝑹𝑽 ∙ [𝟏

𝑽𝑼+


𝟐] (10)

onde: CAV: Custo Anual de Veículos; BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; e VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, referente ao TUC “Veículos”.

32. O Custo Anual de Sistemas de Informática (CAI) é dado por:

𝑪𝑨𝑰 = 𝑩𝑨𝑹𝑰 ∙ [𝟏

𝑽𝑼+


𝟐 ] (11)

onde: CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática; BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática; e VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”.

33. A metodologia de cálculo dos valores de BARI, BARv e BARA, é descrita no

Submódulo 2.3 – Base de Remuneração Regulatória.

3.4. ULTRAPASSAGEM DE DEMANDA E EXCEDENTE DE REATIVO 34. Por ocasião da primeira revisão tarifária subsequente ao 3CRTP, o valor acumulado

de receitas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativo até a data do




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laudo de avaliação dos ativos, conforme sistemática estabelecida nesse ciclo, deverá ser transferido para a conta normal de Obrigações Especiais, quando, então, receberá o tratamento usual da contrapartida da depreciação dos respectivos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações Especiais.

35. As receitas faturadas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, a

partir da primeira revisão tarifária subsequente ao 3CRTP, serão contabilizadas como Obrigações Especiais, em subconta específica que não será amortizada.

36. A receita de que trata este tópico é líquida dos tributos incidentes, do percentual regulatório de 3,5% da receita, referente a ultrapassagens de demanda na rede de transmissão, e das receitas irrecuperáveis, aplicando-se o percentual regulatório associado à classe de consumo industrial, conforme Submódulo 2.2 – Custos Operacionais.

37. A partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3CRTP, os valores devem ser proporcionalizados de acordo com o ciclo tarifário da cara empresa e corrigidos pelo índice Geral de Preços de Mercado – IGPM – e pela SELIC, conforme abaixo.

𝑅𝐸𝐶𝑈𝐷&𝐸𝑅 =𝑆𝐴𝑈𝐷&𝐸𝑅

𝐶 (9)

onde:

𝑅𝐸𝐶𝑈𝐷&𝐸𝑅: Receitas de UD e ER a serem consideradas no cálculo da Parcela B;

𝑆𝐴𝑈𝐷&𝐸𝑅: Saldo Acumulado de Receitas de UD e ER, atualizado por IGPM e SELIC, contabilizado no ciclo tarifário;

𝐶: Número de anos do Ciclo Tarifário;

procedimentos gerais a serem adotados nos processo de … · 7. na ap 023/2014 foi sugerido por...

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