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

19. No caso de obras a serem executadas que não constituem uma unidade modular completa, poderá ser adotada a estimativa de orçamento encaminhada pelas concessionárias de transmissão
para o estabelecimento prévio do adicional de receita correspondente.
20. Quando adotados valores não contemplados no Banco de Preços de Referência ANEEL, a parcela adicional de RAP poderá sofrer alteração em virtude de fiscalização a ser realizada sobre os
custos praticados pela transmissora para a implementação de melhorias ou reforços.
21. Em casos de recapacitação de linha de transmissão ou adequação de módulo de manobra classificada como reforço, bem como de substituição ou reforma de equipamentos por reforço em
instalações que não estão sujeitas a revisão periódica integral de RAP, não é atribuído adicional de Operação e Manutenção – O&M, visto que a concessionária já é remunerada para operar e
manter as instalações existentes.
22. O Custo de Referência ANEEL pode associar um Módulo de Infraestrutura de Manobra – MIM a cada novo módulo de manobra como complemento ao Módulo de Infraestrutura Geral – MIG
da subestação. Assim, o adicional de RAP referente aoMIM visa remunerar os investimentos em infraestrutura adicional.
23. O adicional de receita associado à complementação de infraestrutura de subestações licitadas, quando necessário, será estabelecido observando-se a infraestrutura especificada no edital do
leilão.
24. Em se tratando de substituição ou desativação de instalações sujeitas ao processo de revisão periódica integral de RAP prevista no contrato de concessão, sem indicação de reutilização
determinada no Plano de Outorgas, a receita a associada será cancelada parcialmente, no caso de substituições de unidades monofásicas de equipamentos, ou integralmente, nos demais casos,
na data de retirada de operação.
25. Em se tratando de equipamento substituído com possibilidade de reutilização, será estabelecida parcela de RAP para sua manutenção pela concessionária responsável enquanto fora de
operação, desde que a necessidade de manutenção seja determinada noPlano de Outorgas, respeitando a razoabilidade frente aos parâmetros regulatórios vigentes.
26. Em se tratando de substituição de equipamento transferido sem ônus à concessionária de transmissão, serão avaliadas as razões da substituição e o eventual desconto de parcela de RAP
relativa ao percentual de vida útil remanescente para a composição da receita do equipamento substituto.
27. No caso de substituição autorizada como reforço, sem indicação de reutilização determinada no Plano de Outorgas, em instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica
integral da RAP prevista no contrato de concessão que ainda não estejam totalmente amortizadas, deverá ser estabelecido o ressarcimento do valor não depreciado no processo de revisão
periódica subsequente à retirada em operação comercial do equipamento, desde que ocorra a devida baixa contábil.
28. Caso o equipamento substituído tenha sido indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783, de 11 de janeiro de 2013, exceto no caso de substituições por reforço, as parcelas de
receita referentes à amortização e à remuneração do investimento para o equipamento substituto serão calculadas com base no VNR descontado de parcela correspondente ao percentual de vida
útil remanescente do equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da taxa de depreciação estabelecida no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico –MCPSE.
29. A concessionária deverá informar anualmente à ANEEL o montante auferido com a alienação de bens de valor contábil residual, a ser considerado no estabelecimento da receita à época do
reajuste anual de receitas.
30. Nos casos em que os reforços não demandarem investimentos, conforme MCPSE, a exemplo de remanejamento de equipamentos, o ressarcimento das despesas referenciais associadas, se
necessário, será realizado por meio de Parcela de Ajuste a ser estabelecida no reajuste de receita das transmissoras subsequente à conclusão do reforço.
7. SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO
31. Conforme disposto na Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-las, deve
ser estabelecida parcela adicional de RAP destinada a cobrir os custos de referência para operação e manutenção de instalações transferidas sem ônus à transmissora devido ao seccionamento de
linha de transmissão sob sua responsabilidade quando a obra for executada por outras transmissoras, centrais geradoras, unidades consumidoras ou importadores e/ou exportadores de energia.
32. A transmissora responsável pela linha seccionada deve encaminhar à ANEEL o instrumento de transferência não onerosa das instalações, informando a data na qual este foi celebrado, e
informar adata de entradaem operação comercialdo seccionamento. Após o recebimento destedocumento, aANEEL emitirá Resolução Autorizativa estabelecendo a parcela adicionalde receita
associada à operação e manutenção das instalações transferidas, definida combase no Banco de Preços de Referência ANEEL e no percentual de O&M vigente.
33. No caso de seccionamento realizado por meio de licitação, previsto no Item 6.9 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução
Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la, também será estabelecido adicional de RAP para a transmissora responsável pela linha seccionada a fim de cobrir os custos das atividades de
comissionamento e verificação da conformidade de especificaçõese projetos. Nesta situação, juntamente como instrumento de transferência, a transmissora deve encaminhar à ANEEL a relação
dos custosincorridos com estas atividades.Nestecaso,o adicionalde receitaé estabelecido conforme Seção 3.1doMódulo 3dasRegras dos ServiçosdeTransmissão deEnergiaElétrica,publicada
pela ResoluçãoNormativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-la, e pago à transmissora em até dois ciclos tarifários da transmissão.
8. ACOMPANHAMENTO DA EXECUÇÃO DE EMPREENDIMENTOS
34. Após a publicação de Resolução Autorizativa a transmissora deveatualizar mensalmente a situação de implantação do empreendimento conforme solicitação da ANEEL para fins de cadastro
no Sistema de Gestão de Transmissão – SIGET.
35. A situação de implantação do empreendimento é utilizada para fins de fiscalização pela ANEEL e não implica alteração das características e prazos estabelecidos na Resolução.
36. Para os empreendimentos em que a ANEEL não solicita informações prévias à autorização, a transmissora deverá encaminhar à ANEEL o cronograma detalhado de execução dos reforços ou
melhorias em até trinta dias após publicação do respectivo ato autorizativo.
9. RECEBIMENTO DE PARCELA ADICIONAL DA RAP
37. A receita estabelecida nos atos autorizativos associada aos Reforços de Grande Porte e às Melhorias de Grande Porte é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial
do empreendimento.
38. Nos períodos entre revisões, as receitas associadas aos Reforços de Grande Porte e às Melhorias de Grande Porte têm caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente
à entrada em operação comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial do reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do
valor será considerada na RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
39. Serão consideradas no reajuste de RAP das transmissoras as receitas associadas às instalações em operação comercial cujas informações sobre conclusão forem atualizadas no SIGET pela
concessionária até 10 de maio do ano do reajuste.
40. As receitas associadas aos Reforços de Pequeno Porte autorizados serão estabelecidas no processo de revisão periódica ou reajuste de RAP subsequente à sua entrada em operação comercial,
com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercialdo reforço.
41. Para os Reforços de Pequeno Porte que fazem jus ao estabelecimento de RAP no reajuste de receita, conforme Módulo 3 das Regras de Transmissão, serão considerados aqueles que entraram
em operação comercial, conforme relatório de integração emitidopelo ONS, até 10 de março de cada ano e informados à ANEEL até31 de março.
42. Para os Reforços de Pequeno Porte que não envolvem investimentos, conforme MCPSE, a exemplo de remanejamentos de equipamentos, o ressarcimento das despesas referenciais associadas,
se necessário, será realizado por meio de Parcela de Ajuste a ser estabelecida no reajuste de receita das transmissoras subsequente à conclusão do reforço, mediante solicitação das concessionárias
de transmissão realizada até 31 de março de cada ano para reforços que entraram em operação comercial, conforme relatório de integração emitido pelo ONS, até 10 de março de cada ano. A
solicitação deverá incluir o relatório de integração emitido pelo ONS associado ao reforço bem como o montante a ser ressarcido, incluindo a data de referência de preços e documentos que
justifiquem o valor solicitado, que será avaliado pela ANEEL.
43. Os investimentos associados às Melhorias de Pequeno Porte serão calculados apenas quando vinculadas às instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica integral da RAP
prevista no contrato de concessão, e suas receitas associadas serão estabelecidas no processo de revisão periódica de RAP subsequente a sua implantação.
44. No ciclo tarifário de transmissão no qual se inicia o direito ao recebimento da receita, o adicional de RAP é calculado proporcionalmente ao tempo (pro-rata-tempore) de operação comercial
do Reforço ouMelhoria de Grande Porte.
45. O valor do adicional de RAP é reajustado anualmente pelo índice estabelecido no contrato de concessão da transmissora até a data de referência de preços do ciclo tarifário. Assim, o valor
devido à transmissora em cada ciclo tarifário é referenciado à data dos preços do último reajuste da RAP das transmissoras.
10. REAVALIAÇÃO DE QUANTITATIVOS PARA REFORÇOS DE GRANDE PORTE
46. Após a entrada em operação comercial de Reforços de Grande Porte, com base nas informações como-construído dos empreendimentos conforme modelo dos Anexos deste Submódulo, a
ANEEL poderá recalcular as parcelas adicionais de RAP estabelecidas para os referidos reforços em razão de discrepância relevante entre os quantitativos autorizados e implantados.
47. A transmissora deverá encaminhar as informações como-construído no prazo de cento e vinte dias a partir da entrada em operação comercial de todos os Reforços de Grande Porte incluídos
no respectivo empreendimento.
48. O descumprimento do prazo e/ou do padrão estabelecidos constitui infração, sujeita à imposição da penalidadede multa, conformeestabelece o Art. 9º, inciso VI,da ResoluçãoNormativa n.º
846, de 11 de junho de 2019.
49. A reavaliação das parcelas adicionais de RAP ocorrerá nos casos em que a diferença entre o investimento realizado, por empreendimento, for 25% superior ou 25% inferior ao investimento
utilizado como referência para cálculo das parcelas adicionais de RAP autorizadas,tendo atualização pelo índice indicado nos contratos de concessão e data base de referência do último reajuste.
50. Para o recálculo das parcelas adicionais de RAP, a ANEEL avaliará os quantitativos realizados e realizará eventual correção dos quantitativos utilizados para cálculo da RAP originalmente
autorizada, sem alteração nos custos unitários utilizados, e publicará a alteração em ato autorizativo.
51. Caso o ato autorizativo que altera as parcelas adicionais deRAP seja publicado em ciclo tarifário diferente daquele em que ocorreu a entrada em operação comercial dos reforços, a diferença
entre o montante de RAP recebido e o montante de RAP recalculado entre a data de entrada em operação comercial definitiva e o fim do ciclo tarifário imediatamente anterior ao vigente deverá
ser estabelecida por meio de Parcela de Ajuste no reajuste de receitas subsequente.
52. A ANEEL poderá iniciar um processo de revisão dos percentuais de que trata o item 49 caso o número de reforços de grande porte reanalisados anualmente seja inferior a 10% ou superior a
30% dos reforços de grande porte que entraram em operação comercial no mesmo período.
10. METODOLOGIA PARA O CÁLCULO DO ADICIONAL DE RAP
53. O adicional de RAP associado aos reforços autorizados, dado pela receita bruta, corresponde à receita líquida acrescida dos encargos setoriais e tributos conforme a equação (1), aplicável para
concessionárias que recolhem encargo de Reserva Global de Reversão –RGR, e conforme equação(2), para concessionárias desobrigadas do recolhimento de RGR:
𝑅𝐵 =
𝑅𝐿 × (1 + 𝑃&𝐷)
(1 − 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 − 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 − 𝑅𝐺𝑅)
(1)
𝑅𝐵 =
𝑅𝐿 × (1 + 𝑃&𝐷 + 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸)
(1− 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆)
(2)
onde:
RL: receita líquida anual;
RB: receita bruta anual;
PIS/COFINS: percentual relativo aos tributos PIS/PASEP e COFINS;
TFSEE: Taxa de Fiscalização dos Serviços de EnergiaElétrica;
P&D: percentual referente ao encargo de Pesquisa e Desenvolvimento; e
RGR: percentual referente ao encargo de Reserva Global de Reversão.
54. A receita líquida anual - RL corresponde ao Custo Anual dos Ativos- CAA acrescido das despesas comOperação e Manutenção – COM, conforme a equação(3):a seguir:
RL = CAA + COM (3)
onde:
RL: receita líquida anual;
CAA: Custo Anual dos Ativos; e
COM: Custo de Operação e Manutenção.
55. O Custo de Operação eManutenção – COM é obtido pela aplicação do percentual de O&M sobre o valor de referência do investimento, conforme a equação (4):a seguir:
COM = INV . O&M (4)
onde:
COM: Custo de Operação e Manutenção;
INV: valor de referência do investimento; e
O&M: percentual regulatório relativo aos custos de operação e manutenção.
56. Em se tratando de transferência sem ônus à transmissora de instalações implementadas por terceiro, o CAA é nulo e RL resume-se à equação (5):a seguir:
RL = COM (5)
onde:
RL: receita líquida anual; e
COM: Custo de Operação e Manutenção.
57. Neste caso, quando se tratar de instalações a serem incorporadas à Rede Básica, a transmissora, além de parcela adicional de RAP para operação e manutenção das instalações transferidas,
também faz jus a parcela adicional de RAP para verificação de conformidades de especificações e de projetos - RC, conforme disposto na Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de
Transmissão deEnergiaElétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 67,de 8 de junho de 2004.905/2020, ou o que vier a sucedê-la.Nessestermos, RC édado pela equação(6) e RL é expressa
pela equação (7), sendo aplicável por até dois ciclos tarifários:
Rc ≤ 1,5% . INV (6)
RL = RC + COM (7)
onde:
RC: receita para verificação de conformidades de especificações e de projetos;
INV: valor de referência do investimento, neste caso correspondente ao orçamento constante do contrato de concessão;
RL: receita líquida anual; e
COM: Custo de Operação e Manutenção
58. O cálculo do CAA varia com o perfil da receita da transmissora, que pode ser plano ou decrescente ao longo da vida útil regulatória da Unidade Modular – UM, de acordo com cada contrato
de concessão.
59. As planilhas de cálculo do adicional de RAP contendo as metodologias descritas neste documento estão disponíveis no site da ANEEL, junto àResolução Autorizativa.
10.1. PERFIL PLANO
60. Em caso de perfil plano, o Custo Anual dos Ativos Elétricos – CAAE é calculado segundo a equação (8):
(8)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
INV: valor regulatório de investimento. Para os casos de substituição classificados como melhoria em que o equipamento substituído foi indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783,
de 11 de janeiro de 2013, será descontada parcela relativa ao percentual correspondente à vida útil remanescente do equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da
taxa de depreciação estabelecida noManual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico –MCPSE;
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda;
δ: taxa média de depreciação regulatória da UM; e
T: alíquota tributária marginal efetiva.
10.2. PERFIL DECRESCENTE
61. Em caso de perfil decrescente, o Custo Anual dos Ativos – CAA é calculado segundo a equação (9):
(9)
onde:
CAA: Custo Anual dos Ativos;
RBCi: RemuneraçãoBruta de Capital no ano i;
QRRi:Quota de ReintegraçãoRegulatória no ano i;
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda; e
n: número de anos entre a entrada em operação comercial e a revisão subsequente.
62. Apesar de a metodologia considerar perfil decrescente para as anuidades, no período entre revisões a RAP permanece constante. Para que isto ocorra, é anualizado o somatório dos valores
presentes da remuneração em cada ano que antecede a revisão periódica de receitas posterior à entrada em operação das instalações.
63. A quota de reintegração regulatória – QRR (parcela correspondente à depreciação) é dada pela taxa média de depreciação regulatória multiplicada pelo valor regulatório do investimento,
conforme equação (10):
QRRi = INV.ẟ (10)
onde:
QRRi:Quota de ReintegraçãoRegulatória no ano i;
INV: valor regulatório de investimento. Para os casos de substituição classificados como melhoria em que o equipamento substituído foi indenizado, a exemplo do estabelecido na Lei n.º 12.783,
de 11 de janeiro de 2013, será descontada parcela relativa ao percentual correspondente à vida útil remanescente do equipamento substituído, considerando-se a vida útil calculada a partir da
taxa de depreciação estabelecida noManual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico –MCPSE; e
δ: taxa média de depreciação regulatória da UM.
64. A Remuneração Bruta do Capital - RBC resulta da aplicação da Alíquota Tributária Efetiva - T à Remuneração Líquida de Capital –RLC nos termos apresentados na equação (11):
(11)
onde:
RBCi: RemuneraçãoBruta de Capital no ano i;
RLCi: Remuneração Líquida de Capital no ano i; e
T: Alíquota Tributária Efetiva.
65. A RLC é o resultado da aplicação da taxa de remuneração sobre o investimento não amortizado, caracterizado pelo valor regulatório do investimento subtraído da depreciação acumulada. A
RLC a cada ano é obtida pela equação (12):
RLCi = (INV – DAi). rwacc (12)









−
+ −

−

= −

 1 ) 1 ( 1
1
) 1 ( 1
wacc wacc
wacc
r
T
r T
r INV
CAA
 


 


+ −
  


 


+
+
= −
=
 n
wacc
wacc
n
i
i
wacc
i i
r
r
r
QRR RBC
CAA
) 1 ( 1 ) 1 ( 1
) 1 ( T
RLC
RBC i
i
−
=
onde:
RLCi:RemuneraçãoLíquidado Capitalno anoi;
INV: valor regulatório de investimento;
DAi: DepreciaçãoAcumuladanoanoi;e
rwacc: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a renda.
11. PARÂMETROSREGULATÓRIOSPARACÁLCULODEADICIONALDERAP
66. O percentual de custos de operação e manutenção – O&M, utilizado no cálculo do COM, é de 2,0%. Os demais parâmetros regulatórios associadas ao cálculo de adicional de RAP, tais como
custo médio ponderado de capital, alíquotas tributárias, etc. são estabelecidos nas revisões periódicas de receitas de transmissão.
11.1. TAXAMÉDIADE DEPRECIAÇÃOREGULATÓRIA
67. As taxas médias de depreciação regulatórias das unidades modulares consideram os valores individuais das taxas de depreciação dos componentes da unidade modular ponderados pelos seus
custos relativos, conformeaequação(13):
(13)
onde:
TMD:Taxa anualMédiadeDepreciaçãoponderada pelocapital;
TDi: taxa anual de depreciação do componente “i” da UM;
Ci: custodocomponente “i”daUM;e
n: númerodecomponentes da UM.
68. A taxa anual de depreciação - TD, constante durante a vida útil regulatória, corresponde ao inverso da estimativa de vida útil em anos. As taxas anuais de depreciação constam do Manual de
ControlePatrimonialdoSetorElétrico(MCPSE),aprovadopelaResoluçãoNormativan.º674, de 11deagosto de 2015,o quevierasucedê-la.
11.2. ENCARGOSSETORIAISETRIBUTOS
69. A Tabela 1 apresenta os encargos setoriais considerados no cálculo do adicional de RAP, a taxa estabelecida na legislação e o respectivo amparo legal.
Tabela 1 – Encargos Setoriais considerados no cálculo do adicional de RAP
Encargo Taxa Amparo Legal
RGR
Reserva Global de
Reversão
0,0 ou
2,6%
Lein.º 5.655,de20demaiode1971
Lein.º 9.427,de26dedezembrode1996
Lein.º 9.648,de27demaiode1998
Lein.º 12.783,de11dejaneirode2013
TFSEE
Taxa de Fiscalização
dos Serviços de
EnergiaElétrica
0,4%
Lein.º 9.427,de26dedezembrode1996
Lein.º 12.783,de11dejaneirode2013
P&D
Pesquisa e
Desenvolvimento
1,0% Lein.º 9.991,de24dejulhode2000
70. Além dos encargos setoriais, a depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os valores relativos às contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei n.º
10.637, de 30 de dezembro de 2002, e na Lei n.º 10.833, de 29 de dezembro de 2003, com o correspondente tratamento tarifário na Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.
71. Em atendimento ao disposto na Portaria n.º 318, de 1º de agosto de 2018, o adicional de RAP é estabelecido considerando o impacto positivo da aplicação do REIDI, instituído pela Lei n.º
11.488, de 15 de junho de 2007, nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço público de transmissão de energia elétrica.
72. Para a consideração do impacto da habilitação ao REIDI, são aplicados sobre os valores de investimento considerados no cálculo da RAP os fatores redutores referentes à desoneração do
PIS/PASEP e da COFINS conforme estabelecido na Resolução Homologatória n.º 1.706, de 8 de abril de 2014, alterações supervenientes.
73. A Tabela 2 apresenta as alíquotas de PIS/PASEP e COFINS, quando aplicáveis, utilizadas no cálculo do adicional de RAP considerando o regime de tributação da transmissora.
Tabela 2 – Alíquotas referentes ao PIS/PASEP e à COFINS
Tributo
Regime
Cumulativo
Regime Não
Cumulativo
Contribuiçãopara oFinanciamento da
SeguridadeSocial
COFINS 3,00% 7,60%
Programas deIntegração Socialede
Formação doPatrimônio do Servidor
Público
PIS/PASEP 0,65% 1,65%
PIS/COFINS–Nominal 3,65% 9,25%


=
=

= n
i
i
n
i
i i
C
C TD
TMD
1
1
ANEXO II – FICHA TÉCNICA DE SUBESTAÇÃO