RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.083, DE 30 DE JANEIRO DE 2024 (parte 4 de 5)

Como regra de transição, o Fator X a ser aplicado nos reajustes anuais de receita que ocorrerem até junho de 2023 é equivalente a 0,0%. Para os reajustes que ocorrerem a partir de julho de 2023,
o valor do Fator X do setor de transmissão é de 0,812% a.a.
Anexo I: CustoUnitáriode cada produto por concessionária
Empresa
𝐑$
𝐤𝐦 𝐑𝐞𝐝𝐞 < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕
𝐑$
𝐤𝐦 𝐑𝐞𝐝𝐞 ≥ 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕
𝐑$
𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 𝐀𝐩𝐚𝐫𝐞𝐧𝐭𝐞
𝐑$
𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 𝐑𝐞𝐚𝐭𝐢𝐯𝐚
𝐑$
(𝐔𝐧𝐝 𝐓𝐑 𝐞 𝐑𝐓 + 𝐌𝐨𝐝 𝐝 𝐞𝐪 ) < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕
𝐑$
(𝐔𝐧𝐝 𝐓𝐑 𝐞 𝐑𝐓 + 𝐌𝐨𝐝 𝐝 𝐞𝐪 ) ≥ 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕
𝐑$
(𝐌𝐨𝐝 𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚 ) < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕
𝐑$
(𝐌𝐨𝐝 𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚 ) ≥ 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕
𝐑$
𝐓𝐞𝐦𝐩𝐨 𝐝𝐞 𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐨𝐧𝐢𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞
CTEEP CC 059/2001 1.875,00 2.500,00 1.955,79 1.055,27 240.606,15 320.808,20 56.250,00 75.000,00 513,96
CEMIG-GT CC 006/1997 1.875,00 2.500,00 800,00 400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 827,03
CEEE-GT CC 055/2001 1.875,00 2.500,00 800,00 400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 827,03
CELG G&T CC 063/2001 6.177,04 8.236,05 800,00 400,00 15.000,00 75.000,00 15.000,00 75.000,00 0,00
COPEL-GT CC 060/2001 1.875,00 2.500,00 800,00 400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 827,03
CHESF CC 061/2001 1.875,00 2.500,00 800,00 400,00 387.806,93 517.075,91 56.250,00 75.000,00 827,03
FURNASCC 062/2001 1.875,00 2.500,00 2.000,00 4.000,00 64.807,94 303.457,35 6.069,15 30.345,73 0,00
ELETROSUL CC 057/2001 6.375,00 8.500,00 2.000,00 1.000,00 33.136,13 165.680,63 56.250,00 75.000,00 311,61
ELETRONORTE CC 058/2001 1.875,00 2.500,00 800,00 400,00 420.041,41 560.055,21 11.201,10 56.005,52 667,14
Referência de preço: junho de 2018.
ANEXO LXI
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão
Submódulo 9.2
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS LICITADAS
Versão4.2
1.OBJETIVO
1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das Revisões Periódicas (RTP) das receitas relativas às concessionárias de serviço público de
transmissão de energia elétrica decorrentes de licitação, na modalidade de leilão público, doravante designadas transmissoras licitadas.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às revisões periódicas das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras licitadas.
3. PROCEDIMENTOS GERAIS
3. A abordagem adotada pela ANEEL para a implementação da revisão periódica de transmissoras licitadas busca definir parâmetros regulatórios, sem a consideração dos custos reais da empresa,
seja de investimentos ou de despesas operacionais.
4. A revisão periódica decorre do contrato de concessão e pode observar os seguintes aspectos:
a) Custo de capital de terceiros: aplicável às empresas com cláusula específica de revisão nesse item;
b) Custos operacionais: aplicável às empresas comcláusula específica de revisão nesse item;
c) Novas Instalações: aplicável a todas as empresas que possuem autorização da ANEEL para implantação de reforços e/ou melhorias, nos termos da regulamentação vigente; e
d) Outras receitas: aplicável a todas as empresas.
5. As transmissoras licitadas segregam-se em três tipos, a depender da data de assinatura dos Contratos de Concessão:
Tabela 1: Tipos de Contratos de Transmissão
Data do Contratode Concessão Até 31/12/2006 2007 01/01/2008 em diante
Revisão Periódica da Receita Anual Permitida aplicável à receita ofertada em leilão
Não há cláusula
contratual
Custo de capital de
terceiros.
(i) Custo de capital de terceiros;
(ii) Custos operacionais.
Revisão Periódica da Receita Anual Permitida aplicável às receitas autorizadas pela
ANEEL
Sim Sim Sim
Revisão Periódica da Receita Anual Permitida aplicável a Outras Receitas Sim Sim Sim
6. Para as transmissoras licitadas cujos contratosforam assinados apartir de 2007, a data de revisão e sua periodicidade estão estabelecidos na Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão.
7. Para transmissoras licitadas cujos contratos foram celebrados até31/12/2006, a data da revisão periódica será definida em 1º de julho de 2019, comperiodicidade de 5 anos.
8. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras licitadas será compreendida pelo cálculo do reposicionamento tarifário – RT, definido conforme fórmula a seguir:
RT = Receita Requerida – Outras Receitas (1)
Receita vigente
9. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o caso, de modo a considerar, quando aplicável: (i) a revisão sobre o custo de capital de
terceiros e custos operacionais sobre as receitas advindas de processo licitatório; e (ii) a revisão sobre as receitas advindas do processo de autorização de reforços/melhorias, nos termos na
regulamentação vigente.
10. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 65 desse Submódulo.
11. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à data da revisão.
3.1.CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS
12. A Revisão Periódica será efetuada por meiode um modelo de simulação de receitaque utilizará como dados deentrada a Receita Anual Permitida eos parâmetros descritos noitem seguinte,
de acordo comos procedimentos a seguir:
I – determinação do montante regulatório de capital de terceiros ainda a ser amortizado, no ano da revisão;
II – atualização dos parâmetros financeiros para cálculo do custo de capital de terceiros, conforme a equação (1) deste Procedimento;
III – cálculo da ReceitaRevisada, em termos reais, considerando o perfil de receita e a data de referência de preços estabelecidos no contrato de concessão;
IV – cálculo do valor atualizado da Receita Revisada, comdata de referência de preços atualizada para o segundo mês anterior à data da revisão.
13. O modelo de simulação de receita, específico para o cálculo da Revisão Periódica, utilizará os seguintes parâmetros regulatórios:
I – custo de capital próprio;
II – estrutura ótima de capital;
III – taxa de depreciação regulatória média das instalações de transmissão;
IV – custos de operação e manutenção, definidos em termos percentuais;
V – impostos sobre a renda, nos termos da legislação vigente;
VI – encargos setoriais, nos termos da legislação vigente;
VII – custo de capital de terceiros, calculado de acordo equação (1) deste Procedimento.
14. Os parâmetros regulatórios a que se referem os incisos de I aIII do parágrafo anterior serãofixados no contrato de concessão e permanecerão constantes durante sua vigência.
15. O algoritmo do modelo de simulação de receita será parte integrante de cada contrato de concessão.
16. O custo de capital de terceiros (rd) será atualizado de acordo coma fórmula a seguir:
rd =∝∙ (TJLP+ s1)+ (1−∝)∙ (TRM+ s2) (2)
Onde:
TJLP: Média dos últimos 60 meses da Taxa de Juros de Longo Prazo deflacionada pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, também calculado a partir da média dos últimos 60
meses até o segundo mês anterior à data da revisão, conforme equações a seguir:
TJLPmédio =
1
n
.∑ {(∏ (1 + TJLPk) i
k=i−11 )− 1} n
i=1 (3)
IPCAmédio =
1
n
.∑ {(∏ (1 + IPCAk) i
k=i−11 )− 1} n
i=1 (4)
Onde:
TJLPk: TJLP em base mensal para o mês k;
IPCAk: IPCA em base mensal para o mês k;
n: número de meses.
TRM:Taxa Referencial de Mercado definida no contrato de concessão;
∝: constante, de valor entre 0 e 1,fixada no contrato de concessão e mantida inalterada durante sua vigência.Nos contratos em que não for definida a constante ∝, seu valor será igual a 0,80; e
s1 e s2: Prêmios adicionais de risco estabelecidos no contrato de concessão e mantidos constantes durante sua vigência. Aplicar-se-á deflacionamento, pelo IPCAmédio, dos parâmetros s1 e s2
que estiverem definidos em termos nominais no contrato.
3.2. CUSTOS OPERACIONAIS
17. A revisão da receita inicial em função de “ganhos de eficiência empresarial” deve-se dar em função dos custos de operação e manutenção, ou simplesmente, custos operacionais, reconhecidos
na RAP.
18. Os ganhos de eficiência empresarial são entendidos como ganhos de produtividade e decorrem, de forma geral, de ganhos de eficiência técnica, ganhos de escala e ganhos de evolução
tecnológica. Os ganhos de produtividade a serem repassados aos consumidores são os ganhos advindos de evolução tecnológica, a serem repassados no momento da revisão periódica da receita
ofertada em leilão, e os ganhos de escala, a serem repassados nomomento da autorização dos reforços e/ou melhorias.
19. Os passos da revisão da parcela de custos operacionais referente à receita ofertada em leilão podem ser assim descritos:
I – Identifica-se a parcela da RAP correspondente aos custos operacionais regulatórios da transmissora, de acordo coma equação abaixo e os parâmetros constantes no contrato de concessão ou
da última revisão periódica:
COM(t) = θ . I (5)
Onde:
COM(t): Custo operacional regulatório na data da revisão;
θ: Percentual de custo considerado no contrato de concessão ou na última revisão periódica; e
I: Montante regulatório de capital, correspondente à RAP ofertadano leilão, calculado a partir do modelo de simulação de receita.
II – Para o cálculo acima deverá ser utilizado o mesmo modelo computacional que definiu a RAP teto do leilão, considerando a RAP da proposta vencedora do leilão;
III – Sobre o montante de custo operacional regulatório aplica-se o percentual de redução dos custos operacionais decorrente de ganhos advindos de evolução tecnológica, referente ao período
entre revisões subsequentes. O custo operacional resultante será dado pela fórmula:
COM’(t) = COM(t) . (1 – ρ)n (6)
Onde:
COM’(t): Custo operacional regulatório resultante da revisão, apósa consideração dos ganhos de eficiência empresarial;
ρ: Percentual de ganhos de produtividade anual advindos de evolução tecnológica; e
n: Número de anos correspondente à periodicidade da revisão, conforme definido no contrato de concessão.
IV – Para a definição do percentual do ganho de eficiência empresarial, a ANEEL realizará estudo periodicamente, que ficará vigente até que novo estudo seja realizado pela Agência. Para as
empresas que tiverem sua revisão periódica dentro desse período,adota-se o valor vigente.
20. O percentual de ganhos de eficiência empresarial é apresentado no Anexo I deste Submódulo e será único para todas as transmissoras licitadas com contrato de concessão assinado a partir
de 1º de janeiro de 2008.
21. A revisão decorrente dos custos operacionais deverá ocorrer conforme periodicidade definida em contrato, durante todo o períodode concessão.
3.3. INSTALAÇÕES AUTORIZADAS
22. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de revisão são as seguintes:
I – R3 – Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, sob incorporação na base blindada
de ativos.
II – R4 – Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas e que compõem a base incremental de ativos:
a) Com receita prévia: que entraram em operação comercial ou que tiveram a entrada em operação comercial reconhecida, mesmo que comdata retroativa, no período de elegibilidade; e
b) Sem receita prévia: que entraram em operação comercial no período de elegibilidade.
23. O período de elegibilidade para inclusão na base incremental de ativos está compreendido entre a data imediatamente subsequente ao fim da elegibilidade da última revisão periódica e a
data-base da revisão atual.
24. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos contratos de concessão não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se as correções e atualizações
contratualmente estabelecidas.
25. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada transmissora ficam revogadas parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as
instalações de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão.
3.3.1. Custo de Capital Associadoàs Autorizações
26. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente, nos termos do Submódulo 9.1.
3.3.2. DefiniçãodoValor Novo de Reposição – VNR
27. Os reforços ou melhorias de grande porte em instalações existentes, ou novas instalações desde que formalmente indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas e,
consequentemente, reconhecidas na base de remuneração das transmissoras mediante ato autorizativo da ANEEL.
28. As melhorias de pequeno porte não poderão compor a base de remuneração passível de revisão, com exceção àquelas vinculadas à substituição ou reforma de bens existentes em INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO sujeitas ao processo de revisão periódica integral da RAP prevista nos contratos de concessão. Para estes casos, as concessionárias de transmissão deverão indicar, juntamente
com os relatórios de avaliação, a relação de ativos que foi substituída ou reformada, vinculando-a aos novos ativos.
29. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo de ato autorizativo da ANEEL não comporão a base de remuneração das transmissoras passível de revisão, observando o seguinte:
a) Os bens devem constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil;
e
b) Os bens devem ser registrados no ativo imobilizado e controlados separadamente pela concessionária até que tenha situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde
que haja interesse do planejamento setorial.
30. As diferenças observadas entre quantitativos autorizados e efetivamente realizados em reforços e melhorias de grande porte autorizadas pela ANEEL não ensejam o tratamento disposto no
parágrafo anterior.
31. Para a avaliação dos ativos que serão objeto de revisão, visando àdefinição da Base de Remuneração, serão adotados os regulamentos e o Banco de Preços de Referência ANEEL vigentes no
ano da revisão periódica e serão observados os seguintes procedimentos:
a) A Base de Remuneração referente aos reforços/melhorias aprovada na revisão periódica anterior deve ser “blindada”. Entende-se como Base Blindada os valores aprovados a partir do Banco
de Preços Referenciais da ANEEL, associados aos ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas). As disposições referentes à BaseBlindada aplicam-se às parcelasR3;
b) Compõem a Base Incremental, os ativos que atendam aos critérios: (i) estarem em operação e possuírem termo de liberação para operação comercial, quando aplicável, conforme regulamentação;
(ii) estarem registrados na contabilidade entre a data-base do último relatório de avaliação e a atual; (iii) terem sido autorizados por ato específico da ANEEL ou cuja implantação está em
conformidade como Submódulo 9.7 do PRORET; (iv) apresentarem conciliação físico-contábil e físico-regulatório. Esses ativos deverão ser avaliados pela metodologia definida nesse Submódulo.
As disposições referentes àBase Incremental aplicam-se às parcelas R4;
c) Os valores finais da avaliação são obtidos apartir dasoma dos valores atualizados dabase de remuneração blindada (item a) comos valores das inclusões ocorridas no períodode elegibilidade
- Base Incremental (item b);
d) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do mês de janeiro do ano da revisão periódica da concessionária.
e) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base (adotar número índice do mês anterior) do relatório de avaliação e a data de referência da
revisão periódica atual, 1º de junho do ano da revisão (adotar número índice do mês anterior).
32. Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de transmissão de energia elétrica, observada a regulamentação aplicável. A fim de determinar
sua elegibilidade para inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise dos atos homologatórios associados, quando aplicável, bem como do uso, função e/ou atribuição do ativo
na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica.
33. Eventual relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL em relatório em separado, contendo as devidas justificativas.
34. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras licitadas, utiliza-se o Método do Valor Novo de Reposição (VNR), que estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais, considerando
todos os gastos necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente.
35. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método doValorNovode Reposição utilizará, necessariamente nesta ordem:
a) Banco de Preços de Referência ANEEL;
b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido.
36. Não se aplica oBanco dePreços de Referência ANEEL, quando:
a) O item a ser valorado não estiver representado no Banco de Preços de Referência ANEEL;
b) Não houver preços referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser valorado no Banco de Preços de Referência ANEEL.
37. No caso de obras que constituem uma unidade modular completa, o escopo da obra e os quantitativos admitidos para os reforços e melhorias autorizadas deverão ser respeitados quando da
revisão periódica, independente do quantitativo efetivamente utilizado para implantação da obra.
38. Para a valoração dos ativos que não constituem uma unidade modular completa, deverá ser aplicado preferencialmente o Banco de Preços de Referência ANEEL caso a obra seja executada
em instalações cujo Tipo de Unidade de Cadastro – TUC esteja discriminado na Tabela 2:
Tabela 2 – Ativos a serem valorados pelo Banco de Preços, em caso de obras em módulos incompletos.
TUC Descrição
160 CHAVE
210 DISJUNTOR
310 PÁRA-RAIOS
375 SISTEMA DE ALIMENTAÇÃO DE ENERGIA[1]
560 TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO
575 TRANSFORMADOR DE MEDIDA
580 TRANSFORMADOR DE SERVIÇOSAUXILIARES
[1] Refere-se a banco de baterias, retificadores e grupos motor-gerador diesel.
39. O valor do equipamento principal das unidades de cadastro indicadas na Tabela 2 será obtido a partir dos custos unitários definidosno Banco de Preços de Referências ANEEL. Para os demais
materiais e serviços vinculados à obra, o custo do ComponenteMenor – COM e Custos Adicionais – CA serão definidos a partir da fiscalização dos projetos vinculados às Ordens de Imobilização –
ODI executadas pela transmissora. Deverão ser expurgados os registros apropriados indevidamente, nos termos dos regulamentos aplicáveis.
40. Nos casos em que a obra que não constitui uma unidade modular completa seja executada em instalações cujo TUC não esteja discriminado na Tabela 2, os investimentos devem ser valorados
por meio do valor contábil fiscalizado e atualizado da seguinte forma: (i) o custo do Material Principal atualizado pela aplicação das fórmulas dispostas na Resolução Homologatória nº 2.514, de
19 fevereiro de 2019; e (ii) os custos do Componentes Menores e os Custos Adicionais, atualizados pelo Índice Nacional de Preços aoConsumidor Amplo - IPCA. Na impossibilidade da segregação
dos custos será aplicado apenas a atualização por IPCA.
41. No âmbito da fiscalização dos projetos vinculados às ODI que contenham em sua composição unidades modulares completas ou incompletas, a avaliação do valorfiscalizado totalobservará a
apropriação de custos associados a cada TUC nos respectivos projetos, que deverá respeitar a proporcionalidade dos valores apropriados nas Unidade de Cadastro – UC e/ou Unidade de Adição e
Retirada – UAR, o que for aplicável. Situações excepcionais deverão ser apresentadas pela transmissora, com as devidas justificativas, para avaliação da fiscalização da ANEEL.
42. O formato do relatório de avaliação da Base Incremental a ser apresentado pelas concessionárias será definido pela fiscalização da ANEEL e deverá ser protocolado na ANEEL pelas transmissoras
até o dia 3 (três) de marçodo ano da revisão periódica da concessionária.
43. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer ajustes pela fiscalização da ANEEL.
44. Para os casos excepcionais de valoração da Base Incremental pelo valor contábil fiscalizado e atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos, Edificações e Obras Civis
e Benfeitorias que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de transmissão de energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos.
45. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição – VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral – IAI. Sobre o Valor de Mercado
em Uso –VMUserá definido o Índice de Aproveitamento Depreciado – IAD.
46. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia
elétrica, podendo seguir a metodologia estabelecida no Submódulo 2.3 do PRORET
3.3.3.Baixas
47. As baixas contábeis dos bens referentes à parcela de receita R3 serão processadas nos módulos de acordo com a classificação definida no SIGET, por identificador de módulo e de receita, de
forma que o relatório de baixas fornecido pela empresa deverá apresentar tais informações. Deve ser observado que:
a) Será respeitada a conciliação entre as informações físicas, contábeis e os módulos regulatórios definida nos ciclos anteriores de revisão, que constituíram a parcela de receita R3.
b) Todos os ativos observados em campo e na contabilidade que estejam associados a determinado Id módulo e Id receita, conforme conciliação tratada no item a, compõem o VNR total atribuído
a essa parcela de receita.
c) A baixa regulatória será realizada em valor, obedecendo a proporção observada contabilmente entre o ativo baixado e oVNR total atribuído ao módulo, definida pelo item b.
d) O arquivo de baixas deverá conter os códigos do SIGET para fins de conciliação coma base regulatória.
e) Em caso de baixa integral da contabilidade dos ativos que compõem determinado módulo, o equivalente da base regulatória será baixado integralmente.
3.3.4. Juros Sobre Obras em Andamento – JOA
48. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se oWACC real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir.
( ) ( )  =
− +
− + =
N
i
i N
di r JOA
1
12
1
* 1 1
(7)
Onde:
JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);
N: número de meses, de acordo com o tipo de obra;
r: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e
di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído linearmente, de acordo como fluxo financeiro.
49. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao VNR do ativo.
50. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2012 e 2021 e
totalizou 22 meses para obras em subestação e 27 meses em linhas de transmissão. Esse prazo será reavaliado na revisão periódica de 2028.
51. O fluxofinanceiro de desembolso deve ser distribuído linearmente ao longo dos prazos médios de construção.
52. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) a ser considerada deverá ser aquela vigente na data-base do relatório de avaliação.
3.3.5. Relatório de Conciliação Físico-Contábil
53. A conciliaçãodos ativosdeveser realizadapor empresacredenciada pela ANEEL,contratadapela concessionária, a qualproduzirá um relatóriotécnicoque estará sujeito àvalidação mediante
fiscalização da ANEEL. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas
necessárias à correta aplicação do Bancos de Preços.
54. O referido trabalho inclui a conciliação entre todos os ativos observados em campo e na contabilidade com as unidades modulares, com respectivos IdMódulo (IdeMdl) e Id Receita (IdeRct),
conforme SIGET, respeitando-se, para tanto, a conciliação entre asinformações físicas, contábeis e os módulos regulatórios definida nos ciclos anteriores de revisão. Também deve ser observado
a codificação dos ativos disposta no MCPSE.
55. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e os respectivos registros
contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento, tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo
Imobilizado em Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.
56. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábildevem, necessariamente, estar na mesma data-base dos relatórios de avaliação.
57. As situações excepcionais deverão ser apresentadas pela transmissora, com as devidas justificativas, para avaliação da fiscalização daANEEL.
58. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL até dia 3 (três) de março do ano da revisão periódica da concessionária, em formato definido pela fiscalização
da ANEEL.
3.3.6. Custo Anual dos Ativos – CAA
59. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). Para a receita associada às instalações autorizadas, a remuneração do
capital será dada por meio de uma anuidade atribuída à unidade modular durante toda sua vida útil.
60. Paratanto, calcula-se o CustoAnual dosAtivos(CAA) mediante a anuidade, que levaráem consideração ototal de capital, a taxa de retornoe a taxa média de depreciação regulatória, através
da seguinte expressão:
(8)
Onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos das novas instalações autorizadas;
BRLi: Base de Remuneração Líquida do módulo construtivo i, que considera amortização no período entre as datas-bases das revisões ou, no caso de primeira revisão, entre operação comercial e
a data-base da revisão;
NMC: Número de módulos construtivos;
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda;
VUr: vida útil remanescente, calculada a partir da taxa média de depreciação regulatória do módulo construtivo, considerando a data-base da revisão tarifária;
T: alíquota tributária marginal efetiva;
BRBi: Base de Remuneração Regulatória do módulo construtivo i; e
VU: vida útil regulatória do módulo construtivo.
61. Parao cálculodataxa média de depreciação regulatória das unidades modulares, utiliza-sea taxa anualmédia de depreciação ponderada pelo custorelativo(TMD) eos valoresindividuais das
taxas de depreciação dos componentes da unidade modular, obedecendo-se as taxas anuais de depreciação dos principais equipamentos de transmissão de energia elétrica, conforme estabelecido
no Manual de Controle Patrimonial do SetorElétrico(MCPSE). Portanto, calcula-se aTMD através da fórmula abaixo:
𝑇𝑀𝐷 =
∑ 𝑇𝐷𝑖∙𝐶𝑖
𝑛
𝑖=1
∑ 𝐶𝑖
𝑛
𝑖=1
(9)
Onde:
TMD: taxa anual média de depreciação da instalação de transmissão de energia elétrica, correspondente ao módulo construtivo, ponderada por capital;
TDi: taxa anual de depreciação do componente “i” do módulo construtivo;
Ci: custo do componente “i” do módulo construtivo; e
n: número de componentes do módulo construtivo.
62. Para revisão tarifária de unidades modulares associadas à ICG, deverá ser mantida a metodologia de fluxo de caixa descontado adotada no processo de autorização dos reforços/melhorias,
de modo que investimento regulatório seja recuperado num prazo de concessão reduzido.
3.3.7.Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI
63. O Custo Anual das InstalaçõesMóveis e Imóveis – CAIMI- 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.
64. As transmissoras licitadas fazem jus ao CAIMI referente aos reforços autorizados pela ANEEL a ser calculado nas revisões periódicas de RAP previstas para ocorrer a partir do ano de 2023,
conforme metodologia descrita no Submódulo 9.1, devendo ser aplicado sobre as parcelas R3 e R4.
3.3.8. Custos Operacionais Eficientes
65. Os critérios a serem adotados para avaliação e consideração dos custos operacionais eficientes associados às instalações autorizadas serão aqueles aprovados nos termos do Submódulo 9.1
do PRORET.
4. OUTRAS RECEITAS
66. A receita auferida com outras atividades deverá ter parte destinada a contribuir para a modicidade das tarifas do serviço público de transmissão, a qual será considerada nos reajustes e
revisões.
67. Para efeito de modicidade tarifária, deverão ser deduzidas da receita associada aos contratos de concessão licitados as receitas obtidas pela exploração de outras atividades (Outras Receitas
– OR).
68. Os critérios a serem adotados para avaliação e consideração das receitas decorrentes de outras atividades serão aqueles aprovadosnos termos do Submódulo 9.1 do PRORET.
5. RECEITAS PORANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS DE ACESSANTE
69. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos projetos das instalações implantadaspor acessante, bem como as advindasda participação do comissionamento
destas instalações, serão destinadas integralmente para a concessionária de transmissão a título de ressarcimento pela realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de
Conexão às Instalações de Transmissão – CCT ou Contrato de Compartilhamento de Instalações de Transmissão – CCI, conforme os valores máximos previstos na regulamentação vigente.
Anexo I: Ganhos de Eficiência Empresarial – GEE sobre os Custos Operacionais
Tipo de Ganho Ganho Anual (%)
Evolução Tecnológica 0,0%
Ganhos de Escala 0,0%
ANEXO LXIII
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão
Submódulo 9.7
IMPLEMENTAÇÃO DE MELHORIAS E REFORÇOS EM INSTALAÇÕESSOB RESPONSABILIDADE DE CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
Versão2.1
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos para a implementação de melhorias e reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade de concessionárias de serviço público de transmissão de
energia elétrica e as metodologias aplicáveis no cálculo da parcela adicional deReceita Anual Permitida – RAP.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se a todas as concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica quando da implementação de melhorias e reforços em instalações de transmissão integrantes do
Sistema InterligadoNacional – SIN.
3. PROCESSO DE IMPLEMENTAÇÃO E AUTORIZAÇÃO DE MELHORIAS
3. As Melhorias de Pequeno Porte, conforme definido no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão, serão implantadas pelas concessionárias de transmissão e, quando vinculadas a
instalações de transmissão que compõem a base imobilizada de ativos e são sujeitas à revisão integral de receita, terão suas receitas adicionais avaliadas no processo de revisão periódica da
Receita Anual Permitida – RAP.
4. Previamente à implantação de Melhorias de Grande Porte, conforme definido no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão, as concessionárias deverão encaminhar, anualmente, ao
Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por meio de sistema computacional, a relação dos módulos de equipamento ou linhas de transmissão, no que couber, a serem substituídos ou
reformados, acompanhadas do prazo de execução das substituições ou reformas.
5. Com base no disposto noMódulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão e noescopo apresentado no Plano de Outorgas, publicado peloMME ou por instituição delegada, a ANEEL conduzo
processo de autorização das Melhorias de Grande Porte, que resulta na emissão de Resolução comestabelecimento prévio de receita adicional e do respectivo prazo de implantação.
6. Para os casos em que as concessionárias fazem jus ao estabelecimento de adicional de receita, com base na avaliação do ONS, a ANEEL conduz os processos de autorização de Melhorias de
Grande Porte decorrentes de sinistro com estabelecimento de parcela adicional de RAP retroativa à data, apurada pelo ONS, de retorno à operação comercial definitiva das funções transmissão
afetadas.
4. PROCESSO DE AUTORIZAÇÃO DE REFORÇOS
7. Os reforços a serem realizados em instalações sob responsabilidade de concessionárias de transmissão constam noPlano de Outorgas, publicado pelo Ministério de Minas e Energia – MME ou
por instituição delegada.
8. Com base no escopo descrito nesse documento, a ANEEL conduz os processos de autorização de reforços, que resultam na autorização à concessionária responsável pelas respectivas instalações,
com receita adicional estabelecida previamente ou à época da revisão periódica ou do reajuste de receita subsequente, conforme estabelece o Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão
9. A autorização de reforços estabelecerá os respectivos prazos de execução combase em prazos médios para o tipo e porte de cada empreendimento.
5. ENVIO DE INFORMAÇÕES PRÉVIAS
10. A ANEEL poderá solicitar às transmissoras responsáveis informações necessárias aos processos de autorização de melhorias e reforços, com prazo para envio estabelecido no Ofício de
solicitação.
11. O envio das informações não gera direito a ressarcimento de custos.
12. As informações devem conter o seguinte detalhamento:
a) Informações gerais do empreendimento conforme modelo do Anexo I;
b) Ficha técnica de cada subestação relacionada ao empreendimento contendo as características básicas dos módulos e equipamentos associados ao empreendimento conforme modelo do Anexo
II, quando aplicável;
c) Ficha técnica de cada linha de transmissão relacionada ao empreendimento conforme modelo do Anexo III, quando aplicável;
d) Descrição detalhada do empreendimento destacando todos os pontos necessários ao processo de autorização;
▪ Em caso de repotenciação de equipamentos, as características dos equipamentos existentes e previstos descrevendo as principais atividades a serem executadas;
▪ Em caso de remanejamento ou substituição de equipamentos, a origem e o destino do equipamento, seu número de série e se haverá aproveitamento de infraestrutura (bases, pórticos etc.);
▪ Em caso de recapacitação ou reconstrução de linha de transmissão ou barramento de subestação, as características atuais e futuras da linha de transmissão ou do barramento e a justificativa
técnica e econômica da opção pela recapacitação ou reconstrução, descrevendo as atividades a serem executadas e os materiais necessários.
e) No caso de seccionamento de linhas de transmissão, indicar:
▪ Nome e características do circuito a ser seccionado, especificando número do circuito, comprimento, tensão de operação, tipo de cabo condutor e para-raios etc.;
▪ Nome e localização da subestação seccionadora;
▪ Comprimento de linha a ser construído entre o ponto de seccionamento e a subestação seccionadora;
▪ Distância entre o ponto de seccionamento e cada uma das subestações das extremidades do circuito seccionado.
f) Diagrama Unifilar Atualizado destacando os tipos das instalações: Futuras; Existentes; a Executar ou a Retirar, comidentificação do empreendimento em questão;
g) Planta de Localização e de Arranjo Físico deEquipamentos (atual e nova configuração);
h) Cronograma de execução do empreendimento, conforme modelo do Anexo IV;
i) Orçamento de equipamentos conforme os modelos dos Anexos de V a VIII;
▪ Para orçamento de recapacitação ou repotenciação, remanejamento e/ou substituição, discriminar os custos por atividade, sempre informando o custo unitário e o total dos itens com transporte
(km), movimentação de óleo isolante (L), tratamentos especiais para equipamentos, desmontagem e montagem, retensionamento de cabos e condutores e para-raios, suspensão de torres,
substituição de cadeia de isoladores etc.;
13. O descumprimento do prazo e/ou do padrão estabelecidos constitui infração, sujeita à imposição da penalidade de multa, conforme estabelece o Art.9º, inciso VI, da Resolução Normativa n.º
846, de 11 de junho de 2019, ou o que vier a sucedê-la.
14. Os projetos e especificações dos equipamentos são de responsabilidade da transmissora e devem ser elaborados em conformidade com os Procedimentos de Rede, normas técnicas e legislação
vigente à época da prestação de informações.
6. ADICIONAL DE RECEITA ANUAL PERMITIDA – RAP
15. A parcela adicional de RAP associada aos reforços e às Melhorias de Grande Porte é calculada com base em parâmetros regulatórios e em custos-padrão. No caso de melhorias será avaliado
se a receita atual da concessionária já contempla a parcela associada ao empreendimento ou se há necessidade de estabelecimentode parcela adicional de receita.
16. Os custos-padrão estão estabelecidos no Banco de Preços deReferência ANEEL, homologado pela Resolução Homologatória n.º 758,de 6 de janeiro de 2009, e alterações supervenientes.
17. Nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos Reforços e às Melhorias de Grande Porte, conforme definido no Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão, têm caráter
provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente ao ciclo de entrada em operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial
do reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada naRAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
18. Para o que não esteja contemplado no Banco de Preços de Referência ANEEL, podem ser adotados valores obtidos por meio de consulta a fabricantes e fornecedores, realizados em aquisições
anteriores, ou declarados pela própria empresa, desde que acompanhado da justificativa e fundamentação necessária.