RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.096, DE 25 DE JUNHO DE 2024 (parte 2 de 4)

ANEXO LX
Módulo 9: Concessionárias de Transmissão
Submódulo 9.1
REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO
Versão 4.4
1. OBJETIVO
1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das Revisões Periódicas (RTP) das receitas dos seguintes agentes de serviço público de transmissão
de energia elétrica, doravante designados transmissoras:
I – Concessionárias de transmissão que firmaram termo aditivo para prorrogação de seus contratos de concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013;
II – Concessionárias de transmissão que firmaram novos contratos de concessão em virtude da segregação de atividades de transmissão e distribuição disciplinada na Lei nº 10.848/2004; e
III – Agentes equiparados às concessionárias de transmissão nos termos da Lei nº 12.111/2009.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às transmissoras com revisão periódica sobre toda a base de ativos, conforme os termos do Contrato de Concessão ou da Portaria com designação
de equiparação das instalações de transmissão.
3. PROCEDIMENTOS GERAIS
3. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras será compreendida pelo cálculo do reposicionamento tarifário – RT, definido conforme fórmula a seguir:
RT = Receita Requerida – Outras Receitas (1)
Receita Vigente
4. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o caso, de modo a considerar os custos operacionais eficientes, a remuneração dos
investimentos prudentes e a quota de reintegração regulatória.
5. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 9 desse Submódulo.
6. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à data da revisão.
7. A RAP da transmissora será composta de acordo com a fórmula a seguir:
RAP= ∑RAPi +PA (2)
Sendo:
RAPi = CAA + CAOM + ET (3)
Onde:
RAPi: Parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora;
CAA: Custo Anual dos Ativos, descrito conforme os itens 4, 6 e 7 deste Submódulo;
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção, descritos conforme o item 5 deste Submódulo;
ET: Encargos Setoriais e Tributos aplicáveis; e
PA: Parcela de ajuste.
8. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada transmissora ficam revogadas as parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as
instalações de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão.
9. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora quepassam por processo de revisão são as seguintes:
I – R1: Parcelas da RAP concernentes aos ativos abrangidos pela Lei nº 12.783/2013, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016, e pela REN nº 918/2021, ou o que vier a sucedê-la, sob
incorporação na base blindada de ativos. Essa parcela de receita aplica-se às concessionárias prorrogadas nos termos da Lei e considera tanto as despesas de operação e manutenção, quanto os
custos de capital das instalações mencionadas.
II – R2: Parcelas da RAP associadas apenas ao custeio das despesas de operação e manutenção das instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de
indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012.
III – R3: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, e que compõem a base blindada de
ativos.
IV – 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 com data retroativa, no período de elegibilidade; e
b) Sem receita prévia: que entraram em operação comercial no período de elegibilidade.
10. 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
processada e 30 de junho do ano anterior à revisão atual.
11. 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.
4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL
12. Denomina-se ano aplicação (anoA): ano em que será aplicada a taxa regulatória de remuneração do capital aos processos de revisão de receita.
13. Denomina-se ano de referência (anot): ano em relação ao qual são dimensionadas as janelas definidas para os parâmetros.
4.1. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL PRÓPRIO
14. A remuneração do capital próprio adota o método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model), definido conforme a seguinte equação:
rp = rf + b . (rm - rf) + rB (4)
Onde:
rp: taxa de remuneração do capital próprio;
rf: taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense;
b: beta do setor regulado;
rm: taxa de retorno do mercado estadunidense; e
rB: prêmio de risco-país.
15. O modelo é adaptado pela utilização de título brasileiro:
rp = rNTN-b + b . (rm - rf) (5)
Onde:
rP: remuneração do capital próprio;
rTB: remuneração do título público brasileiro;
b: beta do setor regulado; e
(rm - rf): Prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense).
16. Remuneração do título público brasileiro:
a. Amostra: NTN-B (Notas do Tesouro Nacional indexadas ao Índice de Preços ao Consumidor – IPCA), cujos dados estão disponíveis no sítio eletrônico do Tesouro Direto;
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; e
c. Cálculo: média das taxas de compra e venda diária de cada série e média final de todas as séries.
17. Beta:
a. Amostra: empresas do setor de energia elétrica estadunidense, membros do Edison Electric Institute – EEI (conforme EEI Stock Index), que atuam no segmento de transmissão e distribuição de
energia elétrica, com ao menos 50% dos ativos dedicados a essas atividades (proporção medida preferencialmente pelo ativo imobilizado em serviço bruto), e Índice Standard & Poor’s 500
(S&P500), que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A data de referência para a seleção da amostra é o último ano para o
qual os dados contábeis do ativo estejam disponíveis;
b. Janela: últimos cinco anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de outubro do anot-5 a setembro do anot, períodos para os quais existem dados trimestrais da estrutura de
capital das empresas;
c. Séries: retornos totais semanais, capitalização de mercado e dívida líquida trimestrais;
d. Cálculo: o cálculo do beta médio envolve os seguintes passos:
i. cálculo do beta alavancado para a amostra de empresas de energia elétrica estadunidenses;
ii. desalavancagem dos betas obtidos para cada empresa,utilizando-seo grau dealavancagem específico de cada empresa ea alíquota deimposto derenda dos Estados Unidos da América –EUA,
obtendo-se o beta associado ao risco do negócio;
iii. ponderação pela participação dos ativos de transmissão ou distribuição nos ativos totais;
iv. cálculo da média ponderada dos betas desalavancados;e
v. realavancagem do beta desalavancado médio do setor, usando-se a estrutura de capital estabelecida sob o enfoque regulatório e a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da alíquota
do Imposto de Renda e 9% de Contribuição Social Sobreo Lucro Líquido.
18. Prêmio de risco do mercado estadunidense:
a. Amostra/séries: retornos totais anuais do Índice Standard & Poor’s 500 e rendimento anual do título do governo americano com vencimento em dez anos;
b. Janela: iniciada em dezembro de 1928 até dezembro do anot; e
c. Cálculo: pela média da diferença entre o rendimento anual histórico do índice Standard & Poor’s 500 (S&P500) e o rendimento médio anual do título do Tesouro Americano com vencimento de
dez anos.
4.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS
19. A remuneração do capital de terceiros é formada por dois componentes extraídos de debêntures emitidas por empresas do setor elétrico: rentabilidade e custo de emissão das debêntures
emitidas por empresas do setor elétrico.
rT = rDeb + ceDeb (6)
Onde:
rDeb: rentabilidade das debêntures;
ceDeb: custo de emissão das debêntures.
20. Rentabilidade das debêntures:
a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação significativa em transmissão), não incentivadas, atreladas
a IPCA ou Certificado de Depósito Interbancário – CDI;
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot;
c. Cálculo:
i. consideram-se as informações na data da emissão de todas as debêntures disponíveis no banco de dados da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais – ANBIMA,
obedecendo o critério de seleção da amostra; e
ii. calcula-se a média da rentabilidadeem valores reais,sendo a conversão daquelas atreladas ao CDIrealizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas dejuros –[DI x Pré] e [DIx IPCA]
- obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, no momento da emissão.
21. Custo de emissão das debêntures:
a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação significativa em transmissão), atreladas a IPCA ou CDI, que
possuam dados disponíveis;
b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; e
c. Cálculo: considera-se os dados de valor, custo, e juros reais da emissão, cujos dados são obtidos nos prospectos definitivos disponíveis para cada emissão. A conversão dos valores nominais é
realizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, considerando o
momento da emissão, obtendo-se valor anual.
4.3.ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA
22. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiros.
23. Para a determinação da participação do capital de terceiros na estrutura de capital regulatória partiu-se da relação Dívida Líquida sobre EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation
and Amortization) regulatório equivalente a 3 (três).
24. O EBITDA regulatório é formado pela remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória média.
25. Por meio de equação simultânea chega-se à proporção máxima de endividamento possível em função da restrição colocada.
26. A partir dessa metodologia, obtém-se a proporção do capital de terceiros (D/V) na estrutura de capital regulatória. A proporção do capital próprio é extraída pela diferença (cem por cento
menos percentual de capital de terceiros).
4.4. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - HISTÓRICO
27. Para o cálculo da taxa de regulatória de remuneração do capital a ser aplicada, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Costof Capital - WACC).
28. Considerando que os valores já estão em termos reais e o efeito do benefício tributário dos impostos, pode-se expressar o cálculo pela seguinte fórmula:
rWACC = (P/V). rP + (D/V) . rd
. (1 – T) (7)
Onde:
rWACC: taxa regulatória de remuneração do capital média ponderada, após impostos, em termos reais;
rP: remuneração do capital próprio real;
rd: remuneração do capital de terceiros real;
P: percentagem de capital próprio;
D: percentagem de capital de terceiros;
V: soma do capital próprio e de terceiros; e
T: alíquota tributária.
4.5. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - APLICAÇÃO
29. Considerando a metodologia descrita nos itens anteriores, são calculadas cinco taxas rWACC para os cinco anos anteriores (anot-4 a anot) ao ano de aplicação (anoA).
30. Apartir dos componentes das taxas rWACC históricas calculadas após aplicação da metodologia,a taxa regulatória deremuneração decapitalpara aplicação no anoA éobtida da seguinteforma:
a. Remuneração do capital próprio: obtida pela média da remuneração do capital próprio dos cinco anos anteriores ao ano de aplicação;
b. Remuneração do capital de terceiros: referente à remuneração obtida no ano anterior ao ano de aplicação; e
c. Estrutura de capital regulatória: participação do capitalde terceiros equivalente àquela obtida no ano anterior ao ano de aplicação.
31. A taxa regulatória de remuneração do capital para aplicação, que forma a receita final, considera a alíquota de imposto (T) igual a 34% (regra geral), bem como a proporção de capital de
terceiros na estrutura de capital regulatória, obtendo-se a taxa em temos reais antes de impostos. Assim a taxa a ser aplicada no anoA é a que se segue abaixo:
rWACCpré = [rwacc] (8)
(1 – T)
32. Para as obrigações especiais e recursos da RGR não se aplica esse item e tais valores são deduzidos cálculo para tratamento específico.
4.6. RESULTADOS
33. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) a ser considerada deverá ser aquela vigente no ano da revisão da receita.
4.7. ATUALIZAÇÃO
34. A taxa regulatória de remuneração de capital será definitiva (até a próxima revisão) para os processos de revisão de receita.
35. Para as autorizações de reforços e melhorias que ocorrerem nos períodos entre revisões deverá ser aplicada a taxa regulatória de remuneração de capital vigente na data da respectiva
autorização. Nesse caso, a taxa será provisória até o próximo processo de revisão de receita, quando será aplicada a taxa definitiva.
36. A taxa regulatória de remuneração de capital será atualizada anualmente por meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano.
4.8. REMUNERAÇÃO DOS RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO – RGR
37. Será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da RGR junto a Eletrobras, do mês referente à data-base do relatório de avaliação da Base de
Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa à taxa regulatória de
remuneração do capital (WACC).
38. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo efetivo dos empréstimos, em termos reais, tendo em vista que o reajuste
tarifário contempla atualização monetária da RAP, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são corrigidos pela inflação, quando de sua incorporação à base de remuneração
regulatória.
39. A taxa regulatória de remuneração dos recursos da RGR será obtida a partir da soma do custo da RGR acrescido da taxa de administração média. Assim, extrai-se uma taxa nominal que será
deflacionada pela inflação implícita obtida por meio das taxas referenciais da B3 [DI x Pré] e [DI x IPCA], do último dia útil do ano de referência, para o prazo de cinco anos (1.826 dias), de acordo
do a seguinte fórmula:
𝑇𝑅𝐶𝑅𝐺𝑅 = [(
1+𝐶𝑅𝐺𝑅
(1+𝐷𝐼𝑃𝑅É)
(1+𝐷𝐼𝐼𝑃𝐶𝐴)
)]− 1 (9)
Onde:
TRCRGR: Taxa Regulatória de Remuneração dos Recursos da Reserva Global de Reversão;
CRGR: Custo RGR Nominal, formado pela soma do custo dos recursos RGR com a taxa de administração média, antes de impostos;
DIPré: Taxa referencial DI x Pré do último dia útil do ano base para o prazo de cinco anos (1.826 dias);
DIIPCA: Taxa referencial DI x IPCA do último dia útil do ano base para o prazo de cinco anos (1.826 dias).
4.9. REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
40. A remuneração sobre Obrigações Especiais - RCOE - será calculada conforme equação abaixo:
RCOE = (
PRN+PRP
(1−t)
) × 0,5 × P ×
CAOM
CAOM+CAA−RCOE
× OESb (10)
Onde:
RCOE: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais;
PRN: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro, conforme valores encontrados no ano histórico de referência (anot), mais recente em relação ao ano de aplicação(anoA);
PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+ Br, com janela formada pelos últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot;
t: Impostos e Contribuições sobre a Renda;
P: Participação do Capital Próprio no Capital Total, conforme valores encontrados no ano histórico de referência (anot), que é o ano mais recente em relação ao ano de aplicação (anoA);
CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção;
CAA: Custo Anual dos Ativos; e
OESb: Obrigações Especiais Brutas.
41. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - RCOE - será calculada conforme a taxa regulatória de remuneração de capital, a qual será atualizada
anualmente por meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação.
5.CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
5.1. ABORDAGEM GERAL
42. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade
de transmissão de energia elétrica.
43. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de
acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando a prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada
durante toda a sua vida útil.
44. Na definição dos custos operacionais regulatórios foram observados os custos praticados pelas transmissoras no período de 2017 a 2021.
5.2. MODELO ADOTADO
45. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as transmissoras por meio de um processo de benchmarking, levando em consideração os atributos de cada
concessionária, conforme descrito no Relatório de AIR – RAIR nº 1/2023-STR/ANEEL, anexo à Nota Técnica nº 93/2023-STR-SFF-SCE/ANEEL.
5.3.VARIÁVEIS
46. Para o insumo,foi considerara a despesa operacional das transmissoras, composta pelas contas depessoal, materiais, serviços de terceiros, seguros, tributos e outros,referente ao período de
2017 a 2021, conforme informado pelas concessionárias no Balancete Mensal Padronizado – BMP.
47. As variáveis de produto consideradas no modelo são apresentadas na Tabela 1 e têm como fonte principal o Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET.
Tabela 1: Variáveis
Variáveis Descrição
Extensão de Rede, em km, com tensão inferior a 230 kV Considera extensão total, em km, das redes com tensão inferior a 230 kV e ajuste para circuito duplo.
Extensão deRede, em km, com tensão igualou superiora
230 kV
Considera extensão total, em km, das redes com tensão igual ou superior a 230 kV e ajuste para circuito duplo.
Potência aparente total, em MVA, de equipamentos de
subestação.
Soma das potências de transformadores e conversoras, em MVA.
Potência reativa total, em Mvar, de equipamentos de
subestação.
Soma das potências dereatores,banco decapacitores série e em derivação,compensadores síncronos eestáticos ebancos defiltros,
em Mvar.
Equipamentos de subestação com tensão inferior a 230
kV
Soma das unidades modulares de equipamentos principais com tensão inferior a 230 kV e considera ajuste para bancos de
transformadores e reatores monofásicos.
Equipamentos de subestação com tensão igual ou
superior a 230 kV
Soma das unidades modulares de equipamentos principais com tensão igual ou superior a 230 kV e considera ajuste para bancos de
transformadores e reatores monofásicos.
Módulos de manobra com tensão inferior a 230 kV
Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações
de barramentos).
Módulos de manobra com tensão igual ou superior a 230
kV
Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou superior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e
interligações de barramentos).
5.4.RESULTADO
48. A partir da aplicação da metodologia descrita no RAIR nº 1/2023-STR/ANEEL, os custos operacionais regulatórios considerados eficientes foram calculados e estão dispostos na Erro! Fonte de
referência não encontrada.2, com preços referentes a junho de 2022.
Tabela 2 – Custos Operacionais Regulatórios (R$ x 1000)
Concessionária Contrato
CAOMbase
[1]
CAOMad
[2]
CAOM Regulatório
Total sem limitação
[3] = [1] + [2]
CAOM Regulatório
Total com limitação
CEMIG-GT 006/1997 238.481,50 1.970,13 240.451,63 240.451,63
FURNAS 062/2001 1.504.698,64 -1.089,58 1.503.609,06 1.503.609,06
CTEEP 059/2001 755.531,75 2.397,10 757.928,85 757.928,85
CEEE-T 055/2001 315.040,28 1.889,76 316.930,04 317.231,03
COPEL-GT 060/2001 178.969,04 1.352,32 180.321,36 180.321,36
CELG G&T 063/2001 60.536,93 1.544,88 62.081,81 62.081,81
ELETRONORTE 058/2001 556.393,01 7.352,68 563.745,69 563.745,69
CGT ELETROSUL 057/2001 361.367,08 479,91 361.846,99 361.846,99
CHESF 061/2001 673.035,75 3.655,45 676.691,20 809.969,58
49. Os valores constantes da Tabela 2 correspondem aos custos operacionais regulatórios associados às instalações detransmissão vinculadas aos contratos deconcessãonela discriminados eque
estavam em operação comercial até 30 de junho de 2021, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒, e aos custos operacionais associados às instalações de transmissão que entraram em operação comercial
entre 1º de julho de 2021 e 31 de janeiro de 2023, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑.
50. Caso determinada instalação de transmissão tenha entrado em operação comercial no período compreendido entre 1º de julho de 2021 e 31 de janeiro de 2023, mas a parcela de custo
operacional correspondente não esteja contemplada nos montantes de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 apresentados na Tabela 2, conforme memória de cálculo anexa à Nota Técnica nº 93/2023-STR/ANEEL, ela poderá
ser considerada quando do efetivo processamento da revisão periódica da receita da concessionária correspondente.
51. Valores adicionais de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e a 31 de janeiro de 2023, que não estejam
contemplados nos montantes apresentados na Tabela 2, serão calculados a partir da multiplicação dos pesos atribuídos pelo modelo DEA a cada um dos produtos discriminados na Tabela 1 pela
respectiva variação de cada produto ocorrida nesse período, conforme formulação a seguir.
𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 =
1
𝜃𝑟𝑒𝑓
∑𝑉 𝑗∆𝑦𝑗
𝑚
𝑗=1
(11)
Onde:
CAOMad: custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e a 31 de janeiro de 2023;
∆𝑦𝑗: variação do produto “j” da empresa no período entre 1º de julho de 2021 e a 31 de janeiro de 2023;
Vj: custo operacional unitário atribuído ao produto “j” em R$/unidade de produto, conforme Anexo I;
m: total de produtos;
𝜃𝑟𝑒𝑓: eficiência de referência, dada pela mediana dos resultados de eficiência obtidos pelo modelo DEA, no valor de 84,61%.
52. A variação dos produtos discriminados na Tabela 1, entre 1º de julho de 2021 e 30 de junho de 2023, decorrente de instalações de transmissão que tenham sido retiradas de operação comercial,
deverá ser considerada no cálculo do CAOMad.
53. O montante total dos custos operacionais regulatórios de cada concessionária discriminados na Tabela 2 deverá ser segregado, por unidade modular, entre a base blindada e a base incremental.
Para os reforços e melhorias, a parcela de custo operacional, quando cabível, será calculada a partir da aplicação do percentual regulatório de 2,00% sobre o Valor Novo de Reposição revisado
associado ao reforço ou melhoria correspondente.
54. Os custos operacionais a serem atribuídos aos demais ativos da concessão, serão calculados pela diferença entre o valor total apresentado na Tabela 2 e o valor calculado para os reforços e
melhorias, conforme procedimento descrito no parágrafo anterior. Os custos operacionais resultantes da diferença mencionada deverão ser rateados para cada unidade modular da base blindada
correspondente com base no Valor Novo de Reposição.
55. Não deverá ser atribuída parcela de custo operacional para reforços e melhorias em instalações existentes cuja obra não constitua uma unidade modular completa.
56. Os custos operacionais unitários atribuídos pelo DEA a cada produto para cada concessionária estão discriminados no Anexo I.
5.5.APLICAÇÃO
57. Ao longo dos ciclos tarifários compreendidos entre 1º de julho de 2023 e 30 de junho de 2028 será adotada uma trajetória entre os custos operacionais regulatórios que compõem atualmente
as RAP vinculadas aos contratos de concessão objeto de revisão em 1º de julho de 2023 e os custos operacionais regulatórios revisados, já considerando a aplicação do componente de produtividade
do Fator X nos ciclos tarifários correspondentes, conforme descrito na Seção 11 deste submódulo.
58. Os custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2023 e 30 de junho de 2028 estão discriminados na Tabela 3, com preços referentes a junho
de 2022.
Tabela 3 - Custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2023 e 30 de junho de 2028 (R$ x 1000)
Concessionária Contrato
Ciclo
2023/2024
Ciclo
2024/2025
Ciclo
2025/2026
Ciclo
2026/2027
Ciclo
2027/2028
CEMIG-GT 006/1997 269.821,80 260.030,23 250.593,99 241.500,18 232.736,37
FURNAS 062/2001 1.295.668,47 1.333.869,33 1.373.196,47 1.413.683,12 1.455.363,46
CTEEP 059/2001 828.395,58 803.608,59 779.563,28 756.237,44 733.609,54
CEEE-T 055/2001 389.476,48 366.998,23 345.817,30 325.858,80 307.052,18
COPEL-GT 060/2001 169.299,22 170.593,37 171.897,41 173.211,42 174.535,47
CELG G&T 063/2001 73.314,77 69.757,97 66.373,73 63.153,66 60.089,82
ELETRONORTE 058/2001 602.861,02 588.021,01 573.546,31 559.427,91 545.657,05
CGT ELETROSUL 057/2001 357.302,23 355.522,57 353.751,76 351.989,78 350.236,58
CHESF 061/2001 994.430,16 937.037,62 882.957,43 831.998,42 783.980,47
Total 4.980.569,73 4.885.438,92 4.797.697,68 4.717.060,73 4.643.260,94
59.Os valores de custos operacionais constantes da Tabela 3 deverão ser atualizados monetariamente pelo índice inflacionário previsto em cada contrato de concessão até a data de referência de
preços de cada ciclo tarifário correspondente. A data dereferência de preços de cada ciclo é 1º de junho do ano de início do ciclo (adotar número índice de maio).
60. Nos casos de revisão tarifária em que não houver a atualização do estudo de benchmarking:
I. Para contratos que já passaram por processo revisional, será a adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no último processo de revisão
periódica realizado; e
II. Para contratos que ainda não tenham passado por processo revisional será a adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no processo de
estabelecimento inicial de receita, acrescido o percentual de 1,30% sobre o novo custo operacional definido, de modo a cobrir os custos com seguros.
6. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
6.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
61. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens:
I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico), compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos:
i) Terrenos;
ii) Edificações, obras civis e benfeitorias;
iii) Máquinas e equipamentos;
II – Intangíveis;
III – Almoxarifado em Operação; e
IV – Obrigações especiais.
62.A Base de Anuidade Regulatória (BAR), que é composta pelos seguintes grupos de contas, não será considerada na BRR:
I – Terrenos – Administração;
II – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;
III – Máquinas e equipamentos – Administração;
IV – Veículos;
V – Móveis e Utensílios; e
VI – Aluguéis.
63. Para a definição da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os grupos de contas listados na Tabela 4, ou aquelas que venham a substituí-las por meio do Manual de Contabilidade do
Setor Elétrico – MCSE:
Tabela 4: Relação de Grupos de Contas para definição da BAR
Grupo de Contas Atividade Descrição Conta
Grupo
de Ativos
AIS Transmissão Rede Básica – Veículos 1232.2.01.05 Veículos
AIS Transmissão Rede Básica - Móveis e Utensílios 1232.2.01.06 Aluguéis
AIS Transmissão DIT – Veículos 1232.2.04.05 Veículos
AIS Transmissão DIT - Móveis e Utensílios 1232.2.04.06 Aluguéis
AIS Administração Adm. Central – Terrenos 1232.4.01.01 Aluguéis
AIS Administração Adm. Central - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias 1232.4.01.03 Aluguéis
AIS Administração Adm. Central - Máquinas e Equipamentos 1232.4.01.04 Aluguéis
AIS Administração Adm. Central – Veículos 1232.4.01.05 Veículos
AIS Administração Adm. Central - Móveis e Utensílios 1232.4.01.06 Aluguéis
Intangível Transmissão Rede Básica - Softwares 1233.2.01.03 Sistemas
Intangível Transmissão Rede Básica - Outros 1233.2.01.99 Aluguéis
Intangível Transmissão DIT – Softwares 1233.2.04.03 Sistemas
Grupo de Contas Atividade Descrição Conta
Grupo
de Ativos
Intangível Transmissão DIT – Outros 1233.2.04.99 Aluguéis
Intangível Administração Adm. Central - Servidões 1233.4.01.01 Aluguéis
Intangível Administração Adm. Central - Softwares 1233.4.01.03 Sistemas
Intangível Administração Adm. Central - Outros 1233.4.01.99 Aluguéis
Gastos Op. Transmissão Arrendamentos (Leasing) 6105.2.09.01 Aluguéis
Gastos Op. Transmissão Aluguéis em Geral 6105.2.09.02 Aluguéis
Gastos Op. Transmissão Créditos de Tributos Recuperáveis 6105.2.09.10 Aluguéis
Gastos Op. Administração Adm. Central - Arrendamentos e Aluguéis 6105.2.29.01 Aluguéis
Gastos Op. Administração Arrendamentos (Leasing) 6105.2.29.02 Aluguéis
Gastos Op. Administração Aluguéis em Geral 6105.2.29.10 Aluguéis
6.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA
64. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na revisão tarifária periódica, devem
ser adotados os regulamentos e o Banco de Preços de Referência ANEEL vigentes no ano da revisão periódica edevem ser observadas as seguintes diretrizes:
a) A base de remuneração aprovada na revisão periódica anterior deve ser “blindada”. Entende-se como Base Blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, associados aos
ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas e depreciação) e as respectivas atualizações, além dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações. As disposições
aqui referidas à Base Blindada aplicam-se às parcelas dereceita R1 e R3;
b) Também compõem a Base Blindada as instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº
580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, correspondentes às parcelas de receita R2. No entanto, não será atribuído qualquer valor às instalações indenizadas, sendo definidos os valores bruto
e líquido iguais a zero. A depreciação acumulada apurada para esses bens também não deve ser computada para o cálculo da receita requerida da concessionária;
c) Compõem a Base Incremental, os ativos que atendam aos critérios: (i) estarem em operação e possuírem termo de liberação para operação comercial, quando aplicável, até o fim do período
de elegibilidade; (ii) estarem registrados na contabilidade até a data-base do relatório de avaliação; (iii) terem sido autorizados por ato específico da ANEEL ou cuja implantação está em
conformidade com o Submódulo 9.7 do PRORET. Esses ativos devem ser avaliados pela metodologia definida neste Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às parcelas
de receita R4;
d) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores atualizados da base de remuneração blindada (itens a e b) com os valores das inclusões ocorridas no período de elegibilidade
- Base Incremental (item c);
e) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o dia 1º de dezembro do ano anterior à data da revisão periódica da concessionária; e
f) 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-base de referência
de preços da revisão periódica atual, 1º de junho do ano da revisão (adotar número índice do mês anterior).
g) Considera-se como data-base da revisão, ou data da revisão, o dia 1º de julho do ano da revisão periódica da concessionária, conforme estabelecido nos Contratos deConcessão.
6.2.1 Tratamento da Base Blindada
65. Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos:
a) Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases do relatório de avaliação anterior e atual;
b) Devem ser expurgadas da Base Blindada os valores considerados nos processos de revisão anteriores associados aos itens de Almoxarifado de Operação;
c) Não devem ser considerados na Base Blindada os ativos que compõem a BAR;