Audiência Pública nº. 028/15

Revisão Tarifária de Companhia de Interconexão Energética - CIEN

Contribuições da Enel

03 de junho de 2015

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ÍNDICE

1 Contribuições .................................................................................................................. 3

1.1 Atualização Monetária da Base de Remuneração ................................................................ 3

1.2 Inclusão dos custos de seguros na composição da RAP ........................................................ 4

1.3 Inclusão da parcela relativa aos Custos Anuais das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) ..... 4

1.4 Consideração da Alíquota efetiva de PIS/COFINS ................................................................. 5

1.5 Consideração da RAP da Resolução Autorizativa nº 3.749/2012 relativa ao Seccionamento (reforço) da Linha de Transmissão Garabi 2. ................................................................................... 6

1.6 Consideração sobre os Encargos Setoriais. ........................................................................... 8

1.7 Considerações sobre a WACC das Transmissoras. ................................................................ 9

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1 Contribuições

A ANEEL, através da Nota Técnica nº 121/2015-SRE/ANEEL, estabelece os aspectos regulamentares que tratam sobre a Revisão Tarifária Periódica da Companhia de Interconexão Energética - CIEN para 2015.

Oportunamente, cabe observar a metodologia de apuração das tarifas das concessionárias de transmissão, disposta nos Procedimentos de Revisão Tarifária – PRORET, módulo 9, que aborda, em seu submódulo 9.1, a revisão periódica das receitas das concessionárias de transmissão existentes.

Com a observância dos dispositivos regulamentares citados anteriormente, este documento pretende apresentar as contribuições ao processo de revisão tarifária da CIEN, no âmbito da Audiência Pública nº 028/2015.

Em resumo, as contribuições da ENEL se referem a:

Atualização monetária da Base de Remuneração; Inclusão dos custos de seguros na composição da RAP; Inclusão da parcela relativa aos Custos Anuais das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI); Consideração da alíquota efetiva de PIS/COFINS; Consideração da RAP da Resolução Autorizativa nº 3.749/2012 relativa ao Seccionamento

da Linha de Transmissão Garabi 2; Consideração sobre os Encargos Setoriais; Considerações sobre a WACC das Transmissoras.

Esse itens são detalhados a seguir.

1.1 Atualização Monetária da Base de Remuneração

Conforme definido no Submódulo 9.1 do PRORET, a Base de Remuneração Regulatória é composta por uma parte Blindada e outra Incremental.

A Base Blindada corresponde à base de remuneração aprovada na última revisão, ajustada pela inclusão das movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e pelas respectivas atualizações.

Os ativos incluídos no período entre a data-base da revisão anterior e a data-base do Laudo de Avaliação da revisão atual, compõem a Base Incremental.

Considera-se como data-base do Laudo de Avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão periódica do 1 CRP-T. Desta forma, a data base do laudo da CIEN é 31 de janeiro de 2015.

Na Nota Técnica nº 121/2015-SRE/ANEEL, disponibilizada na Audiência Pública no 028/2015, a ANEEL considera a Base da CIEN na referência de 31/01/2015.

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O Submódulo 9.1 do PRORET, no parágrafo 67 letra e, estabelece que a Base de Remuneração seja atualizada entre a data-base do laudo de avaliação e a data da revisão periódica pela variação do IGP-M.

Mediante o exposto, solicitamos a atualização, pelo IGP-M, da base de remuneração da CIEN de 31/01/2015 até a data da revisão tarifária da transmissora, ou seja, 01/07/2015.

1.2 Inclusão dos custos de seguros na composição da RAP

O submódulo 9.1 do PRORET, no item 5.3, reconhece o tratamento que deve ser dispensado aos custos de administração, operação e manutenção inerentes a atividade da empresa e discorre sobre a metodologia para a apuração do CAOM.

O PRORET regulamenta, ainda no item 5.3, parágrafo 46, que: “Por, fim, deverá ser acrescido o percentual de 1,30% sobre o CAOM definido, de modo a cobrir os custos de seguros.”

Analisando a Nota Técnica ANEEL nº 121/2015-SRE/ANEEL, observa-se que após o cálculo do CAOM não foi acrescido o percentual previsto no parágrafo 46. Desta forma, a CIEN solicita a inclusão de 1,3% do CAOM no cálculo da RAP relativo a cobertura dos custos de seguro.

1.3 Inclusão da parcela relativa aos Custos Anuais das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI)

O Submódulo 9.1 do PRORET, Item 7.6, parágrafo 189 estabelece que a composição da parcela de receita relativa ao Custo Anual de Ativos (CAA), de acordo com o texto transcrito a seguir.

“189. O Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo:

CAA=RC+QRR+CAIMI

Onde:

CAA: Custo Anual dos Ativos; RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e CAIMI: Custo anual das instalações móveis e imóveis (anuidades).

(...) 194. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como hardware e software, veículos, além de toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo. O CAIMI será definido como 5% (cinco por cento) do Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM).”

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As três componentes visam remunerar os tanto os Ativos Elétricos quanto os Ativos Não Elétricos.

Os Ativos Elétricos são os que integram a atividade fim de transmissão de energia elétrica propriamente dito, tais como, linhas de transmissão e subestações. E os Ativos Não Elétricos são os bens que têm a função de dar o suporte para que o serviço público de transmissão seja prestado de forma adequada, dos quais se destacam veículos, hardware e softwares associados à gestão e administração, móveis e imóveis administrativos.

Para o concessionário, tanto os ativos elétricos quanto os não elétricos implicam em aportes consideráveis de recursos financeiros e devem ter a devida remuneração e amortização considerada no Custo Anual dos Ativos.

Entretanto, há uma diferença substancial entre os ativos elétricos e os não elétricos. Enquanto o primeiro se caracteriza por um investimento concentrado durante a construção do sistema de transmissão, com a renovação sendo feita praticamente após o fim da vida útil, os ANEM se caracterizam pela necessidade de investimentos continuados ao longo do tempo para renovação entre 5 a 10 anos (por exemplo, veículos e softwares), e para preservar a sua capacidade operativa e de funcionamento.

Na Nota Técnica nº 121/2015-SRE/ANEEL, observa-se que para o cálculo o Custo Anual dos Ativos (CAA) da CIEN somente foram consideradas as parcelas de Remuneração do Capital (RC) e Quota de Reintegração Regulatória (QRR), não tendo sido incluída o Custo Anual das Instalações Moveis e Imóveis (CAIMI).

Destaca-se ainda que a Tabela 2 da Nota Técnica nº 121/2015-SRE/ANEEL, o valor do Item “1. Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)” – utilizado para cálculo das Bases de Remuneração de Bruta e Líquida - desconsidera os Ativos não elétricos.

Ao abater da formação da Base de Remuneração Regulatória as contas contábeis relativas aos ativos não elétricos e não incluir no cálculo do CAA a parcela do CAIMI, entendemos que a CIEN não está recebendo a remuneração por estes ativos neste ciclo.

Com base no exposto acima, a CIEN solicita a inclusão da parcela do CAIMI no cálculo do Custo Anual dos Ativos, com base no previsto no parágrafo 194, item 7.6 do submódulo 9.1, que define o CAIMI sendo 5% (cinco por cento) do Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM).

1.4 Consideração da Alíquota efetiva de PIS/COFINS

A CIEN está sujeita a apuração e recolhimento Não-Cumulativo das contribuições ao PIS e COFINS, estabelecido nas Leis nº. 10.637 e 10.833/2003, ou seja, utilizando uma alíquota de base de 9,25% sobre o faturamento mensal deduzido de determinados créditos.

A nota técnica relativa a Audiência Pública no 028/2015 considera para o cálculo da “tabela 5 -Encargos Sociais” a alíquota regulatória 7,74% para o cálculo do PIS/COFINS, entretanto, a

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CIEN, entende que deveria ser adotada a alíquota efetiva apurada para o cálculo dos citados tributos.

Dessa forma, a CIEN solicita a aplicação da alíquota efetiva referente aos tributos PIS/PASEP e COFINS para o cálculo da Receita Anual Permitida Bruta.

1.5 Consideração da RAP da Resolução Autorizativa nº 3.749/2012 relativa ao Seccionamento (reforço) da Linha de Transmissão Garabi 2.

A ANEEL, por meio da Nota Técnica nº 165, de 11 de outubro de 2012, recomendou que fosse autorizada à CIEN, a implantação do seccionamento da Linha de Transmissão - LT 525 kV Garabi 2 – Itá na Subestação – SE Santo Ângelo, referente à implantação de reforços em instalações de transmissão sob responsabilidade desta Transmissora.

O objetivo desse seccionamento na LT 525 kV Garabi 2 – Itá e na SE Santo Ângelo é propiciar atendimento adequado à região oeste do Rio Grande do Sul e evitar colapso de tensão no sistema de 230kV na perda da LT 525kV Santo Ângelo - Itá.

O reforço relativo ao seccionamento da CIEN, está respaldada na Resolução Autorizativa nº 3.749, de 20 de novembro de 2012, e pela Resolução Autorizativa Nº 4.063, de 23 de abril de 2013, que alterou a resolução anterior. Tais reforços estão associados às instalações equiparadas pela Portaria nº 211/2011.

Ressalte-se que, no Laudo de Avaliação da Base de Remuneração entregue à ANEEL, não consta a relação os ativos desta Resolução Autorizativa, uma vez que, na data base do Laudo de avaliação, 31 de janeiro de 2015, estes bens não constavam no Ativo Imobilizado em Serviço da CIEN.

Grupo Receita operacional jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 Total

R211033000 Trns-Rc Op En El-Disponibilidade Rede Básica-RAP 28.465.579,64 28.854.770,63 30.810.705,25 30.054.242,31 118.185.297,83

Total Receitas (Base de Cálculo) 28.465.579,64 28.854.770,63 30.810.705,25 30.054.242,31 118.185.297,83

Total Créditos (Base de Cálculo) 67.035,78 689.748,00 352.432,76 402.764,54 1.511.981,08

Base de Cálculo do PIS e COFINS 28.398.543,86 28.165.022,63 30.458.272,49 29.651.477,77 116.673.316,75

Alíquota Real PIS 1,65 1,65% 1,65% 1,65% 1,65% 1,65%

Alíquota Real COFINS 7,6% 7,60% 7,60% 7,60% 7,60% 7,60%

Total Pis 468.575,97 464.722,87 502.561,50 489.249,38 1.925.109,73

Total COFINS 2.158.289,33 2.140.541,72 2.314.828,71 2.253.512,31 8.867.172,07

Alíquota Efetiva - PIS 1,65% 1,61% 1,63% 1,63% 1,63%

Alíquota Efetiva - COFINS 7,58% 7,42% 7,51% 7,50% 7,50%

Alíquota Efetiva para repasse - PIS/COFINS 9,23% 9,03% 9,14% 9,13% 9,13%

Cálculo da Alíquota Efetiva PIS/COFINS 2015 - CIEN

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Diante do exposto, a Receita Anual Permitida considerada na Nota Técnica nº 121/2015-SRE/ANEEL não contempla a remuneração dos reforços autorizados pela Resolução Autorizativa nº 3.749/2012 e suas alterações.

A Resolução Autorizativa nº 3.749/2012 autorizou os seguintes reforços:

“ I – Linha de Transmissão em 525 kV Garabi 2 – Santo Ângelo: implantação de trecho de 12 km (doze quilômetros) de extensão da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Santo Ângelo, circuito simples, originado do seccionamento da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Itá na Subestação Santo Ângelo 525/230 kV; II – Linha de Transmissão em 525 kV Santo Ângelo – Itá C2: implantação de trecho de 12 km (doze quilômetros) de extensão da Linha de Transmissão 525 kV Santo Ângelo – Itá C2, circuito simples, originado do seccionamento da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Itá na Subestação Santo Ângelo 525/230 kV; III – Subestação Santo Ângelo 525/230 kV: a) implantação de uma entrada de linha 525 kV, arranjo barra dupla com disjuntor e meio, para a Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Santo Ângelo, originada do seccionamento da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Itá; b) implantação de uma interligação de barras complementar à entrada de linha 525 kV da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Santo Ângelo; c) implantação de um módulo de infraestrutura de manobra 525 kV para a entrada de linha da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Santo Ângelo e a respectiva interligação de barras; d) implantação de uma entrada de linha 525 kV, arranjo barra dupla com disjuntor e meio, para a Linha de Transmissão 525 kV Santo Ângelo – Itá C2, originada do seccionamento da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Itá; e) implantação de uma interligação de barras complementar à entrada de linha 525 kV da Linha de Transmissão 525 kV Santo Ângelo – Itá C2; f) implantação de um módulo de infraestrutura de manobra 525 kV para a entrada de linha da Linha de Transmissão 525 kV Santo Ângelo – Itá C2 e a respectiva interligação de barras; e g) implantação de um módulo de infraestrutura geral para acessante 525 kV; “

Adicionalmente, na complementação dada pela Resolução Autorizativa nº 4.063/2013, foi incluído o inciso IV abaixo:

“IV – Subestação Itá: substituição do sistema de proteção da Linha de Transmissão 525 kV Santo Ângelo – Itá C2, originada do seccionamento da Linha de Transmissão 525 kV Garabi 2 – Itá na Subestação Santo Ângelo.”

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O prazo previsto para a entrada em operação de tais reforços era 24 meses após a publicação no Diário Oficial da União, que seria dia 29/11/2014. Em 14/12/2014, foram realizados testes junto ao ONS para sua entrada em operação, porém, durante sua execução ocorreram problemas de comunicação que tornaram impeditiva sua entrada em operação comercial.

Em 18/01/2015, foram realizados novos testes e os reforços foram liberados para Operação Comercial Provisória a partir de 19/01/2015, o que foi Informado à Aneel através da carta ONS -0180/100/2015, de 04 de fevereiro de 2015.

Conforme previsto no Proret Submódulo 9.7 item 6, a receita estabelecida nas Resoluções Autorizativas é devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do Reforço.

Considerando que o reforço da Resolução Autorizativa nº 3.749 está em operação comercial, foi aprovado previamente pela ANEEL, teve sua RAP definida pelos custos-padrão estabelecidos no Banco de Preços de Referência ANEEL e não consta na RAP da AP no 028/2015, a CIEN solicita o recebimento da RAP dos reforços pelos valores aprovados na Resolução Autorizativa em complemento à RAP calculada pelo Laudo de Avaliação, conforme submódulo item 6 do submódulo 9.7.

1.6 Consideração sobre os Encargos Setoriais.

A Nota Técnica nº 121/2015-SRE/ANEEL considera, na Tabela 5: Encargos Setoriais os seguintes percentuais para cálculo da RAP Bruta:

Para a Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica, (TFSEE) a CIEN entende que a ANEEL deveria considerar o percentual estabelecido pelo art. 29 da Lei nº 12.783/2013, que reduziu a taxa de fiscalização para 0,4% (quatro décimos por cento) do benefício econômico anual auferido por concessionárias, permissionárias e autorizadas.

Quanto à alíquota de Pesquisa e Desenvolvimento do Setor Elétrico (P&D), a CIEN entende que deveria ser considerado o estabelecido no Art 3o da Lei nº 9.991/2000, ou seja, o percentual mínimo de 1% sobre a receita operacional líquida.

Sendo assim, a CIEN solicita que seja considerado para cálculo da RAP os percentuais abaixo:

EncargosPercentual da

AP 028/2015

TFSEE 0,50%

RGR 2,50%

P&D 0,88%

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1.7 Considerações sobre a WACC das Transmissoras.

Na proposta de revisão da RAP da CIEN, a ANEEL considera uma WACC de 6,64%, valor constante do Submódulo 9.1 do PRORET. Entretanto, esse valor de remuneração é muito baixo frente ao contexto atual enfrentado pela CIEN.

A taxa de remuneração tem por finalidade compensar o custo de oportunidade dos recursos e ser compatível com o risco associado ao empreendimento ao qual o investimento será alocado. Assim, caso a percepção de risco passe a ser maior, é necessário que a taxa de retorno seja também majorada, de forma a compensar a elevação de risco.

A taxa de remuneração de 6,64% foi definida pela ANEEL no ano de 2013, considerando em seu cálculo uma base de dados até dezembro/2012.

Assim, uma boa forma de analisar a adequabilidade da remuneração de capital que está sendo considerada pela ANEEL em relação aos riscos enfrentados atualmente pelos investidores do segmento de transmissão é analisar a evolução desses riscos entre a data de definição do valor de 6,64% até o momento atual.

Nesse sentido, analisou-se a variação do indicador do EMBI+BR, indicador selecionado pela ANEEL para estimar o risco país, para examinar a aderência do valor da WACC que está sendo considerado pela ANEEL ao nível de risco atual associado ao negócio.

O gráfico a seguir apresenta a variação do EMBI+BR compreendendo o período entre a data-base de cálculo desse custo de capital, dezembro/12, até 06/05/15, cenário atual.

Encargos

Proposta

Percentual da AP

028/2015

TFSEE 0,40%

RGR 2,50%

P&D 1,00%

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Observa-se que o EMBI+BR passou de 137 para 277, o que mostra que aumentou 2,04 vezes no período de jan/13 a mai/15. Isso significa dizer que o risco país da realidade atual é o dobro do verificado no cenário em que foi calculado o custo de capital de 6,64%. Dada a elevação do risco no período, é necessário que a remuneração de capital também seja majorada, de forma a compensar os efetivos riscos aos quais estão sujeitos os investidores do segmento de transmissão. Nesse sentido, a WACC deve ser ajustada ao cenário atual, o qual é marcado por maiores incertezas, litigiosidade, insegurança e imprevisibilidade.

Como forte indicativo desse cenário, pode-se citar também os lotes vazios em leilões de transmissão de 2013. No voto de abertura da Audiência Pública nº 123/2013, o diretor Jurhosa destaca que o principal motivo do fracasso dos leilões de 2013 foi a taxa de remuneração de capital, o qual não conseguiu atrair investimentos em transmissão em 2013, o que explicaria os lotes vazios em leilões de transmissão:

“2. Entretanto, nos leilões realizados em maio e junho deste ano, vários lotes não tiveram oferta por parte dos empreendedores habilitados.

3. A falta de ofertantes nos referidos leilões motivaram uma série de reuniões entre a ANEEL e os empreendedores de transmissão para identificação das causas, tendo sido apontado como principal fator o custo de capital utilizado na fixação da receita teto”. (grifo nosso)

No âmbito dessa Audiência Pública, como reconhecimento de que o ambiente estava marcado por percepção de risco maior e, por consequência, impunha taxa de remuneração do capital maior, a ANEEL estabeleceu que a estrutura de capital seria definida para cada projeto.

Similarmente, no segmento de transmissão, no âmbito da Audiência Pública nº 008/2015 a ANEEL aprimorou a metodologia e os critérios gerais para definição revisão do modelo de receita teto das licitações, na modalidade leilão público, para contratação das concessões de serviço público de transmissão de energia elétrica.

Como resultado, a Resolução Normativa nº 653/2015 de 24 de março de 2015 aprovou o submodulo 9.8 do PRORET, o qual estabelece a metodologia de cálculo de preço teto da Receita Anual Permitida (RAP) dos leilões de concessão de transmissão de energia elétrica, definindo entre outro, os parâmetro a serem considerados no calculo da WACC a ser utilizada nesse processo.

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Em linha gerais, o submodulo propõe que a WACC a ser aplicada aos novos projetos de transmissão seja construída considerando dois momento distintos do período de concessão do novo projeto: a etapa de construção e a etapa de operação.

Essa opção por busca remunerar de forma distintas riscos distintos. Como destacou o diretor relator André Pepitone da Nóbrega no seu voto durante a Reunião de Diretoria da ANEEL que aprovou a Resolução Normativa nº 653/2015:

“Na revisão do custo de capital dos empreendimentos, verificou-se que a taxa de desconto para o capital próprio utilizada no período de construção das linhas de transmissão não deveria possuir a mesma magnitude de linha de transmissão já em operação. Essa consideração se baseou no fato de que os riscos incorridos por concessionário durante a construção da linha de transmissão são significativamente superiores aos do período de operação da linha de transmissão e vigência do contrato de concessão” (item 6)

“Dessa forma, foi proposto que, na vigência da operação do ativo de transmissão, fosse aplicado o custo de capital próprio para o segmento de energia elétrica, e, no período de construção, o custo do capital próprio fosse calculado com base no modelo CAPM, baseando-se em empresas de capital aberto de construção pesada.”(item 7)

Esclarecendo em seguida que, para a etapa de operação, no calculo do custo de capital próprio, deveriam ser utilizados os mesmos parâmetros aplicados no submodulo 2.4 do PRORET as distribuidoras de energia Elétrica Assim, o submodulo 9.8 igualou os parâmetros, apresentados na tabela a seguir, ao submodulo 2.4.

Novos Projetos de

Transmissão Distribuidoras

Submodulo 9.8 Submodulo 2.4

Parâmetros Capital Próprio Taxa do ativo livre de risco 5,64% 5,64%

Beta do setor elétrico desalavancado 0,43 0,43

Prêmio de risco de mercado (PRM) 7,56% 7,56%

Risco país (Rp) 2,62% 2,62%

Inflação americana 2,41% 2,41%

Apesar de reconhecer que esses paramentos podem e devem ser utilizados tanto para distribuidora quanto para as transmissoras na etapa de operação, a ANEEL não realizou o mesmo ajuste no submodulo 9.1 que regulamenta as revisões periódica das transmissoras existentes. Sendo o risco de operação igual, tanto para os projetos novos de transmissão

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quanto para os projetos existentes, seria salutar que os parâmetros do modulo 9.1 fosse atualizados de forma a compatibilizá-lo ao Submodulo 9.8.

A tabela a seguir, mostra que atualização dos parâmetros do submodulo 9.1 com base nos parâmetros do submodulo 9.8 (não só os parâmetros de calculo do capital próprio como também os relativo ao capital de terceiros) elevaria a WACC a real depois de impostos de 6,64% para 7,11%.

Projetos de Transmissão

Existentes Atual

Projetos de Transmissão Existentes

com os novos parâmetros

Submodulo 9.1 Submodulo 9.8

Participação do Capital Próprio 40,00% 40,00%

Participação do Capital de terceiros 60,00% 60,00%

Parâmetros Capital Próprio Taxa do ativo livre de risco 4,59% 5,64%

Beta do setor elétrico desalavancado 0,44 0,43

Prêmio de risco de mercado (PRM) 5,79% 7,56%

Risco país (Rp) 3,52% 2,62%

Inflação americana 2,47% 2,41%

Beta alavancado 0,88 0,86

Custo de capital proprio nominal 13,18% 14,75%

Custo de capital terceiros 10,11% 9,57%

WACC nominal depois de impostos 9,27% 9,69%

WACC real depois de impostos 6,64% 7,11%

WACC pré 10,06% 10,77%

Assim solicita-se que os parâmetros da WACC sejam atualizados para aplicação na Revisão Tarifária da CIEN, de forma que seja aplicado uma WACC condizente com a realidade da concessionária e do setor elétrico.