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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades

Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

Nota Técnica nº 23/2018–SRM/ANEEL

Em 31 de janeiro de 2018.

Processo nº 48500.000868/2014-17. Assunto: Parâmetros regulatórios para a revisão das Receitas Anuais de Geração – RAGs das usinas hidrelétricas em regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783/2013

I. OBJETIVO

1. Trata-se da proposta para definir os critérios e procedimentos para a revisão da Receita Anual de Geração – RAG das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física e de potência, nos termos da Lei nº Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2013.

II. DOS FATOS

2. Em 11 de setembro de 2012, foi editada a Medida Provisória nº 579 – MP 579/2012, a qual dispõe que as concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995 poderão ser prorrogadas ou relicitadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 anos, para assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária, no regime de cotas e remuneração por tarifa calculada pela ANEEL. Entre os critérios para prorrogação, está a aceitação pelo concessionário de remuneração por tarifa calculada pela ANEEL para cada usina hidrelétrica, conforme inciso I, § 1º, do art. 1º.

3. Em 24 de outubro de 2012, a ANEEL encaminhou a NT nº 385/2012-SRE/SRG/ANEEL ao Ministério de Minas e Energia – MME para contribuir com o exercício das competências que foram atribuídas ao Ministério, inclusive quanto à definição de receita inicial referente à prorrogação de concessões no âmbito do regime de cotas de garantia física, conforme os termos da MP 579/2012.

4. Em dezembro de 2012, foram assinados os Termos Aditivos para prorrogar os prazos dos Contratos de Concessão das usinas hidrelétricas. As concessionárias aceitaram as condições contratuais estabelecidas, inclusive quanto à Cláusula Sétima, que trata da Revisão da RAG:

“CLÁUSULA SÉTIMA - REVISÃO DA RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO

CÓDIGO DE VERIFICAÇÃO: 2478A1450043A8E3 CONSULTE EM http://sicnet2.aneel.gov.br/sicnetweb/v.aspx

VANESSA RODRIGUES DOS SANTOS CARDOSO,VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA

ASSINADO DIGITALMENTE POR JULIO CESAR REZENDE FERRAZ, FELIPE PEREIRA

Número: 48580.000127/2018-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 23/2018 – SRM/ANEEL, de 31/1/2018.

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

A ANEEL procederá à revisão da RAG e do Fator X, que não incluirá os índices de indisponibilidade, a fim de reavaliar os custos eficientes para a prestação do serviço concedido, estimular ganhos de produtividade e considerar os investimentos prudentes, conforme regulamentação, observado o seguinte:

I - a primeira revisão será procedida em 2018, em data definida pela ANEEL, e deverá considerar a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados e não depreciados, e as demais informações apresentadas pela Concessionária nos termos do art. 15 da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, conforme regulação da ANEEL;

II - as revisões subsequentes serão realizadas a cada cinco anos após a primeira revisão; e

III - para os reajustes anuais que antecederem à segunda revisão, o valor do Fator X

será zero. ” (grifo nosso)

5. A MP 579, convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, prevê em seu § 6º do art. 1º que caberá à ANEEL disciplinar a realização de investimentos que serão considerados nas tarifas, com vistas a manter a qualidade e continuidade da prestação do serviço pelas usinas hidrelétricas, conforme regulamento do poder concedente, o qual foi editado pelo Ministério de Minas e Energia – MME, em 27 de novembro de 2013, por meio da Portaria nº 418.

6. A Resolução Normativa n° 541, de 12 de março de 2013, estabeleceu as disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013.

7. Em 5 de abril de 2013, o Ministério de Minas e Energia - MME editou a Portaria nº 117 estabelecendo as condições para prestação temporária do serviço de geração em regime de cotas de usinas hidrelétricas com concessões encerradas e ainda não licitadas, incluindo a necessidade de revisão da RAG:

“Art. 7º A ANEEL procederá à revisão da RAG e do Fator X, que não incluirá os Índices de Indisponibilidade, a fim de reavaliar os custos eficientes para a prestação do serviço, estimular ganhos de produtividade e considerar os investimentos prudentes, conforme regulamentação, observado o seguinte:

I - a primeira revisão será procedida em 1º de julho do quinto ano subsequente ao ano de início de prestação do serviço, e considerará as informações apresentadas pela RESPONSÁVEL PELA PRESTAÇÃO DE SERVIÇO nos termos do art. 15, § 6º, da Lei nº 12.783, de 2013;

II - as revisões subsequentes serão realizadas a cada cinco anos após a primeira revisão; e

III - para os reajustes anuais que antecederem à primeira revisão, o valor do Fator X será zero. ”

8. Em 25 de março de 2014, foi aprovado o Submódulo 12.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, por meio da Resolução Normativa nº 608 – REN 608, que estabelece os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para a definição do custo de capital a ser utilizado na




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remuneração das instalações de geração de energia elétrica em regime de cotas, nos termos da Lei n° 12.783/2013.

9. Em 16 de dezembro de 2014, por meio da REN 642, foi aprovado o Submódulo 12.4 do PRORET, o qual estabelece critérios e procedimentos para a realização de investimentos que serão considerados nas tarifas de usinas no regime de cotas, nos termos da Lei n° 12.783/2013.

10. Em 24 de setembro de 2015 foi emitida a Nota Técnica nº 105/2015-SRG/ANEEL, que propôs a alteração do Custo de Gestão dos Ativos de Geração - GAG-teto do Leilão nº 12/2015 para incorporar os investimentos em melhorias ao longo da concessão das usinas participantes dessa licitação.

11. A Resolução Normativa n° 737, de 27 de setembro de 2016, aprovou o Submódulo 5.6 do PRORET: Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Eficiência Energética – EE.

12. A Resolução Homologatória n° 2.177, de 29 de novembro de 2016, fixou o valor da Tarifa Atualizada de Referência – TAR para o ano de 2017.

13. A Lei n° 13.360, de 17 de novembro de 2016, alterou o percentual da CFURH sobre o valor da energia elétrica produzida, a ser paga por titular de concessão ou autorização para exploração de potencial hidráulico.

14. Em 23 de dezembro de 2016, a ANEEL solicitou dados físicos e contábeis de usinas de energia elétrica a agentes de geração, por meio do Ofício Circular nº 07/2016-SRM-SFF/ANEEL.

15. A SRM e a SFF receberam, em reuniões nas dependências da Agência, a Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa – ABRAGEL (dia 01/02/2017), a Associação Brasileiras das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – (dia 16/03/2017), a Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia – ABIAPE e a Associação Brasileiras dos Produtores Independentes de Energia Elétrica – APINE (dia 30/04/2017) para tratar do Ofício Circular nº 07/2016-SRM-SFF/ANEEL.

16. A Nota Técnica nº 037/2017-SRG/SCG/ANEEL propôs abertura de Audiência Pública, a qual foi instaurada no período de 13 de abril a 12 de maio de 2017, para colher subsídios referente a minuta de Termo Aditivo aos contratos de concessão das usinas hidrelétricas que foram renovadas nos termos da Lei nº 12.783/13, bem como para aprimoramento da metodologia para inclusão de adicional de receita associada a melhorias para composição da Receita Anual de Geração – RAG, dessas usinas.

17. Por meio do Memorando nº 162/2017–ASD/ANEEL, de 5 de maio de 2017, a Assessoria do Diretor relator solicitou análise à Procuradoria Federal junto à ANEEL – PF, quanto à possibilidade ou não de afastamento de revisão tarifária da RAG das usinas em regime de cotas.




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18. Por meio da Resolução Homologatória n° 2.265, de 4 de julho de 2017, foram homologadas as RAG das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2017 a 30 de junho de 2018.

19. Por meio do Despacho nº 00567/2017/PFANEEL/PGF/AGU, de 11 de agosto de 2017, a PF opinou pela impossibilidade jurídica de supressão do regime de revisão tarifária periódica dos contratos de concessão do serviço de geração hidrelétrica, prorrogados nos termos da Lei 12.783/2013.

20. Em 14 de novembro de 2017, a NT nº 143/2017-SRG/SCG/ANEEL analisou as contribuições da AP nº 16/2017 e o Despacho nº 00567/2017/PFANEEL/PGF/AGU, recomendando que:

“Ante a posição da PF, recomenda-se que o processo de remuneração dos investimentos em melhorias necessários à prestação do serviço adequado das concessões das usinas que foram prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, seja conduzido no âmbito do processo de revisão tarifária, coordenado pela SRM. ”

21. Por meio da Resolução Homologatória n° 2.107, de 19 de julho de 2016, foram homologadas as Receitas Anuais de Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2016 a 30 de junho de 2017.

22. Em 3 de maio de 2017, o Ministério de Minas e Energia – MME editou a Portaria nº 178 estabelecendo a revisão da garantia física de energia das usinas cotistas, com vigência a partir de 1° de janeiro de 2018.

23. A competência da ANEEL para a realização dos processos de revisão tarifária da geração estipulados em contrato, conduzidos com observância do Capítulo V, Seção II, da Estrutura Regimental da Agência Nacional de Energia Elétrica, Anexo I do Decreto 2.335, de 6 de outubro de 1997, prevê a realização de audiência pública prévia a processos decisórios que impliquem efetiva afetação de direitos dos agentes econômicos do setor elétrico ou dos consumidores.

III. ANÁLISE

24. Haja vista os contratos vigentes, o arcabouço legal atual e o entendimento da Procuradoria, as usinas cujas receitas passam por revisão periódica, no regime jurídico de cotas de garantia física da Lei nº 12.783/2013 são as constantes da Tabela 1:

Tabela 1 – Usinas no regime de cotas que passam por revisão periódica da RAG Tipo Usinas Cod.UHE Concesisonária atual Contrato de Concessão Observações

R UHE Antas I (Pedro Affonso Junqueira)

000109-0 DME Energética S.A. Contrato n° 48/1999 -

2° TA Revisão 1° julho 2018 (a cada 5 anos)

R UHE Boa Esperança

000267-4 Companhia Hidro Elétrica do São

Francisco - Chesf Contrato n° 06/2004 -





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Tipo Usinas Cod.UHE Concesisonária atual Contrato de Concessão Observações

R UHE Bugres 000324-7 Companhia Estadual de G. e T. de

Energia Elétrica-CEEE GT Contrato n° 25/2000 -


R PCH Cachoeira do Lavrinha

026879-8 Cia São Patricio de G. e T. de

Energia Elétrica - CSP-G&T Contrato n° 43/1999 -


R UHE Canastra 000635-1 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Capigui 000654-8 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Coaracy Nunes

000783-8 Centrais Elétricas do Norte do

Brrasil S.A. - Eletronorte Contrato n° 02/2012 -


R Complexo Paulo Afonso1




R UHE Corumbá I 000866-4 Furnas Centrais Elétricas S.A Contrato n° 04/2004 -

1°TA Revisão 1° julho 2018 (a cada 5 anos)

R PCH Ernestina 000898-2 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Estreito (L. C. Barreto)

000917-2 Furnas Centrais Elétricas S.A Contrato n° 04/2004 -


R PCH Forquilha 000976-8 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Funil - BA 027046-6 Companhia Hidro Elétrica do São



R UHE Funil - RJ 027118-7 Furnas Centrais Elétricas S.A Contrato n° 04/2004 -


R UHE Furnas 001007-3 Furnas Centrais Elétricas S.A Contrato n° 04/2004 -


R PCH Guarita 001076-6 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Henry Borden 001084-7 Empresa Metropolitana de Águas e

Energia S.A. - EMAE Contrato n° 02/2004 -


R PCH Herval 001085-5 Companhia Estadual de G. e T. de



R PCH Ijuizinho 027405-4 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Itaparica (Luiz Gonzaga)




R UHE Jacuí 001217-3 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Macaco Branco

001349-8 CPFL Geração de Energia S.A. Contrato n° 09/1999 -


R UHE Marimbondo 001417-6 Furnas Centrais Elétricas S.A Contrato n° 04/2004 -


R UHE Passo de Ajuricaba

001997-6 Departamento Municipal de

Energia de Ijuí Geração-DEMEI Geração

Contrato n°107/2000 - 2° TA

Revisão 1° julho 2018 (a cada 5 anos)

R PCH Passo do Inferno

001998-4 Companhia Estadual de G. e T. de



R UHE Passo Real 002003-6 Companhia Estadual de G. e T. de



P UHE Pery 002045-1 Celesc Geração S.A. Contrato n° 06/2013 –

4º TA Revisão 1° julho 2018 (a cada 5 anos)

R UHE Pedra 027052-0 Companhia Hidro Elétrica do São



R UHE Porto Colômbia

002117-2 Furnas Centrais Elétricas S.A Contrato n° 04/2004 -


R UHE Porto Góes 002123-7 Empresa Metropolitana de Águas e



1 Composta das UHEs Apolônio Sales (Moxotó), Paulo Afonso I, Paulo Afonso II, Paulo Afonso III e Paulo Afonso IV.




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Tipo Usinas Cod.UHE Concesisonária atual Contrato de Concessão Observações

R UHE Rasgão 002187-3 Empresa Metropolitana de Águas e



R UHE Rio do Peixe 002353-1 CPFL Geração de Energia S.A. Contrato n° 10/1999 -


P PCH Rio dos Patos 002360-4 Copel Geração e Transmissão S.A.

Contrato 45/1999 encerrado. Portaria MME n° 170/2014

alocou no regime de cotas em 17/04/2014

Termo final da concessão: 14/02/2014 Caso não seja licitado - Revisão 1° julho

2019 (a cada 5 anos) – Disposição Portaria MME nº 117/2013

R PCH Santa Rosa 026730-9 Companhia Estadual de G. e T. de



P UHE São Domingos 027665-0 Celg Geração e Transmissão S.A.

Contrato 62/2000 encerrado. Portaria MME n° 352/2013

alocou no regime de cotas em 11/10/2013

Termo final da concessão: 24/05/2011 Caso não seja licitado - Revisão 1° julho

2018 (a cada 5 anos) – Disposição Portaria MME nº 117/2013

L UHE Três Irmãos 002873-8 Tijoá Participações e Investimentos

S.A. Contrato n° 03/2014 -

Licitação Revisão 1° julho 2018 (a cada 5 anos).

100% RAG.

R UHE Xingó 027053-9 Companhia Hidro Elétrica do São



R UHE Sobradinho2 002755-3 Companhia Hidro Elétrica do São

Francisco - Chesf Contrato n° 06/2004 –

3º TA Revisão 9 fevereiro 2022 (a cada 5

anos)

Legenda: R – Renovada; P – Prestação Temporária de Serviço; e L – Licitada (Leilão nº 02/2014)

25. A RAG para os contratos que passam por revisão é composta pelos seguintes itens3:

I. Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG)

a. Custos Operacionais (GAGO&M)

b. Custos de Capital por Investimentos em Melhorias (GAGMelh)

c. Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas (GAGAmpl); e

d. Bens Não Reversíveis ou Base de Anuidade Regulatória (CAIMI)

II. Ajuste de Indisponibilidade Apurada ou pelo Desempenho Apurado (AjI)

III. Encargo de Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão

IV. Encargo de Conexão de responsabilidade da concessionária

V. Outros Encargos

26. Os custos de capital estão associados ao montante de investimentos realizados e à remuneração do acionista associada a tais investimentos. Portanto, o GAGMelh deve considerar o conjunto de

2 Embora as regras a serem propostas para revisão da RAG sejam válidas para a UHE Sobradinho, sua aplicação somente se dará em 9 de fevereiro de 2022. A situação é inédita, pois o 3º TA do Contrato de Concessão nº 06/2004 assinado pelo Poder Concedente, estipula que a UHE Sobradinho fica prorrogada pelo prazo de trinta anos, contado a partir de 10 de fevereiro de 2022. Isso significa que o valor inicial do custo da gestão dos ativos de geração (Anexo 3), definido em 2015, será revisto antes da efetiva entrada em operação da usina no regime de cotas. 3 Em relação aos contratos em tela, para a estrutura regulatória vigente, não incide o Retorno da Bonificação pela Outorga – RBO.




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equipamentos eletromecânicos para realizar as melhorias necessárias, bem como o custo médio ponderado de capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC).

27. Dessa forma, esta seção será subdividida em sete tópicos para tratar dos seguintes assuntos: (i) custos operacionais; (ii) investimentos em melhorias; (iii) custo médio ponderado de capital; (iv) bens não reversíveis; (v) ajuste de indisponibilidade e Fator X; (vi) demais componentes da RAG; e (vii) impacto das metodologias propostas.

III.1. Custos Operacionais

28. Em grande medida, dá-se continuidade às diretrizes e princípios expostos na NT nº 385/2012-SRE/SRG/ANEEL, em especial quanto à premência de que a regulamentação econômica para as usinas cotistas seja uma regulação por incentivos. Assim, objetiva-se definir custos operacionais que reflitam referenciais de eficiência e não necessariamente corresponderão aos custos reais praticados pelos agentes.

29. No entendimento da ANEEL, o referencial de eficiência não é o custo da própria empresa, mas pode ser obtido por meio uma análise comparativa com outras empresas do setor de geração, de modo a considerar as melhores práticas na prestação do serviço. A razão básica é estimular a racionalidade dos custos e a modicidade tarifária, objetivos do art. 1º da Lei 12.783/2013. De fato, a Cláusula Sétima do contrato concessão busca na revisão da RAG a reavaliação dos custos eficientes para a prestação do serviço concedido.

30. Diante disso, três possibilidades são vislumbradas para tratar o tema:

a) Manter a função de custo vigente para esse ciclo de revisão

b) Construir nova função de custo (método paramétrico)

c) Utilizar construção não paramétrica para determinar o repasse de custos operacionais

31. Embora a função vigente seja válida, inclusive tendo sido utilizada satisfatoriamente nos processos licitatórios mencionados, ela já foi objeto de questionamento por diversos agentes ao longo dos últimos quatro anos, pois, em tese, não estaria capturando adequadamente os custos das empresas. Entre as reclamações recorrentes dos agentes destacam-se os custos socioambientais e provenientes de demandas da Administração Pública.

32. Os parâmetros foram obtidos com amostra de dados contábeis referentes a cerca de 180 usinas para o ano de 2011. Como o setor avançou no período e há número maior de usinas no setor, não é razoável a manutenção da parametrização sem qualquer avaliação. Assim, a primeira hipótese foi descartada.

33. Abordagem não paramétrica, como a Análise por Envoltória de Dados (Data Envelopment Analysis – DEA), utilizada pela Agência em metodologias de revisão tarifária e de receitas, para os setores de distribuição e transmissão, respectivamente, tem o objetivo de identificar a fronteira de eficiência. Para que se obtenham os resultados com os níveis de eficiência no modelo DEA, deve-se incluir na amostra todas as usinas




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sujeitas ao processo de revisão tarifária para que sejam estabelecidos parâmetros (scores) de eficiência de cada usina.

34. No entanto, a métrica estabelecida para o processo de revisão não é utilizada apenas para essas usinas, mas também para as licitações usinas no regime de cotas. Nos leilões se utiliza uma referência de custos operacionais para a formação do preço de reserva. Assim, o modelo extraído do processo de revisão da RAG também será utilizado para os leilões no regime de cotas e o estabelecimento de uma formulação paramétrica favorece e facilita o processo de estabelecimento do O&M de partida. Portanto, nesse momento, optou-se por manter uma abordagem paramétrica para fins de revisão dos custos operacionais que serão utilizados para a definição da RAG.

35. Simplificadamente, para a definição da função de custos operacionais regulatórios, requer-se a apresentação de custos operacionais reais das empresas e a escolha de variáveis que expliquem a variabilidade dos custos percebidos, conforme Figura 1. Na seção seguinte é apresentada uma proposta de metodologia para a estimativa dessa função, consideração de particularidades de cada usina, resultados alcançados e aplicação.

Figura 1 – Esquemático para definição de custos operacionais regulatórios

III.1.1. Custos Operacionais Apresentados

36. Conforme externado em diversos processos afeitos ao regime de cotas, inclusive nos leilões nº 2/2014 (UHE Três Irmãos), nº 12/2015 (29 usinas) e nº 1/2017 (UHEs Volta Grande, Miranda, Jaguara e São Simão), os custos operacionais contemplam todos aqueles oriundos das tarefas de operação e manutenção e das atividades administrativas, estando aí inclusos gastos com a gestão do negócio, custos socioambientais, demandas da Administração Pública, entre outros.

37. Para que se pudesse observar os custos operacionais realizados, solicitou-se a 219 empresas, por meio do Ofício Circular nº 07/2016-SRM-SFF/ANEEL, dados contábeis de custos e despesas operacionais relacionados à geração hídrica, desagregados por natureza de gastos e usinas, relativos aos anos de 2012 a




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20164. A data limite para envio das informações foi dia 31/05/2017. As informações contábeis encaminhadas deveriam estar de acordo com as previsões do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE e ser segregadas entre todas as usinas que fazem parte do parque gerador do agente.

38. Foram recebidas informações referentes a 180 agentes, comportando 425 usinas de geração de energia elétrica, estando entre elas todos os agentes e usinas em regime de cotas. A título de comparação, para subsidiar o MME na definição do GAG inicial foram recebidas informações5 de 169 usinas relativas apenas ao ano de 2011.

39. Foi solicitado aos agentes informar os custos e despesas operacionais totais apresentados no Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme contas 615.01 (anos 2012 a 2014) e 6105.1 (anos 2015 e 2016). Quando da existência de duas ou mais plantas geradoras, os agentes deveriam informar o critério de rateio de custos entre as usinas (por potência instalada, garantia física, energia gerada, ou entre outros critérios).

40. Esses custos são aqueles relativos à atividade exclusiva de geração de energia e os custos administrativos associados a essa atividade. O elenco de contas considerado é detalhado na Tabela 2. Frisa-se que o pressuposto é que os custos socioambientais e por demandas da Administração Pública, entre outros caracterizados como custos operacionais, estejam constando do elenco de contas apresentado. Não é possível considerar gastos na definição de RAG sem que a devida identificação contábil esteja explícita. Assim, instamos os agentes que, no âmbito da Audiência Pública, confiram se os custos foram contabilizados nas contas corretas, conforme indicação do MCSE. Da mesma forma, se os agentes entenderem que determinada conta não deve compor a análise, ou o contrário, devem realizar as justificativas na Audiência Pública para a análise da Agência.

Tabela 2 – Elenco de Contas considerado no cálculo dos custos operacionais de geração 2012 a 2014 (BMP - 615.01.1 e 615.01.4) 2015 e 2016 (BMP - 6105.1)

Pessoal - NG 01 Pessoal Transferência da Adm. Central - Pessoal

Remuneração Remuneração Remuneração

Encargos Encargos Encargos

Previdência Privada / Complementar Previdência Privada / Complementar Previdência Privada / Complementar

Previdência – Fundação - Mantenedora Despesas Rescisórias Despesas Rescisórias

Participação nos Lucros e Resultados – PLR Participação nos Lucros e Resultados – PLR

Participação nos Lucros e Resultados – PLR

(-) Créditos de Tributos Recuperáveis Outros Benefícios – Corrente Outros Benefícios – Corrente

Outros (-) Créditos de Tributos Recuperáveis (-) Créditos de Tributos Recuperáveis

Administradores – NG 02 Outros Outros

4 A obrigatoriedade de prestação de informações solicitadas pela ANEEL está respaldada nas Leis nº 8.987/199 (art. 31, inciso V) e nº 9.784/1999 (art. 4º, inciso IV), na REN nº 63, de 12 de maio de 2014 (art.4º, inciso XVIII; art. 6º, inciso VII), e nos atos de outorga de concessões de Uso de Bem Público e regime de cotas de garantia física. 5 Solicitação dos dados contábeis por meio do Ofício Circular 008/2012 SRE/SFF/ANEEL, de 30 de maio de 2012.




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2012 a 2014 (BMP - 615.01.1 e 615.01.4) 2015 e 2016 (BMP - 6105.1)

Materiais – NG 11 Administradores Transferência da Adm. Central - Administradores

Serviços de Terceiros - NG 21 Materiais Transferência da Adm. Central - Materiais

Seguros – NG 92 Serviços de Terceiros Transferência da Adm. Central - Serviços de Terceiros

Tributos – NG 93 Seguros Transferência da Adm. Central - Seguros

Outros Custos e Despesas Operacionais – NG 99 Tributos Transferência da Adm. Central - Tributos

Contribuição Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

Gastos Diversos Transferência da Adm. Central - Gastos Diversos

Despesas com Comunicação Interna, Reprografia Taxa de Arrecadação Taxa de Arrecadação

Taxas Bancárias Taxas Bancárias Taxas Bancárias

41. Durante o período de encaminhamento das informações, quatro associações demonstraram preocupação quanto ao sigilo dos dados contábeis informados. Conforme exposição das associações, os dados contábeis apresentam noções estratégicas do gerenciamento de custos de cada empresa, por conseguinte não deveria ser conferida publicidade individualizada a essas informações. Denota-se que foram solicitadas informações de usinas que não estão sujeitas a regime de serviço público de geração. Com isso, em 16/03/2017, foi informado em reunião na Diretoria com APINE e ABIAPE, que seriam divulgadas as informações contábeis apenas das empresas em regime de cotas, na medida em que o MCSE atualmente não obriga o envio anual dessas informações por empresas detentoras de registros ou outorgas em regime de Produção Independente de Energia Elétrica.

42. Com isso, apenas os dados contábeis referentes a usinas em regime de cotas estarão disponíveis no âmbito da Audiência Pública. Embora mecanismos de controle tenham sido inseridos nas planilhas contábeis para verificar a consistência dos dados, de modo a excluir ou corrigir os dados com irregularidades, compreende-se adequada a abertura de Audiência Pública para que os agentes possam contribuir não apenas quanto à metodologia, mas também quanto a correção dos dados das usinas no regime de cotas de garantia física que passarão por revisão da RAG.

43. Por meio do Ofício Circular nº 07/2016-SRM-SFF/ANEEL, também foram solicitadas informações físicas e características das usinas de energia elétrica pertencentes ao parque gerador da empresa. Ao contrário dos dados contábeis, trata-se de informações de caráter público, razão pela qual todos os dados físicos prestados estarão disponíveis no âmbito da Audiência Pública. As informações físicas foram consolidadas conjuntamente com o Banco de Informações da Geração – BIG/ANEEL, com o Sistema de Acompanhamento do Relacionamento Institucional – SARI, com o cadastro para fins de Compensação Financeiras pela utilização dos Recursos Hídricos - CFURH e com os bancos de dados da SFG e SGI. Ao final, obteve-se elementos de análise para as seguintes variáveis:

1. Nº de Unidades Geradoras (UG)

2. Garantia Física (GF) em MWméd

3. Capacidade Instalada em Operação – Potência em MW

4. Localização (Região)




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5. Tipo Turbina (Francis, Kaplan, Pelton ou outros)

6. Tipo Reservatório (Acumulação ou Fio d´água)

7. Tipo Despacho (Tipos I, II-A, II-B, II-C e III)

8. Modernização da Usina (Convencional, Digital, Convencional/Digital, Assistida em Horário Comercial e Outros)

9. Tipo Usina (UHE, PCH, CGH)

10. Área do Reservatório (em km2), conforme Ficha Técnica

11. Ano Início de Operação Comercial da 1ª Unidade Geradora

44. Uma vez que se tem disponível os valores físicos e contábeis referentes ao ano de 2011 (Ofício Circular 008/2012 SRE/SFF/ANEEL), essas informações foram agregadas à base de dados para análise.

45. Para garantir a consistência dos dados, foi necessária a verificação de alguns quesitos e conversão de valores, quando possível:

o Conversão de valores negativos (exceto para subcontas com essas características)

o Conversão de valores em milhares ou milhões de reais

o Exclusão de usinas eólicas e termoelétricas

o Atualização de valores para mesma base (jul/2017), utilizando o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA)

o Exclusão de usinas ou valores referentes a determinados anos, a partir de análise dos comentários que as empresas destacaram (ex.: usinas que incorporaram gastos com compra de energia na conta Grupo de Materiais6)

o Comparação de cada usina entre si (para os diversos anos) e exclusão de valores destoantes7 relativos a determinado ano para a usina analisada.

o Soma de valores referentes às usinas do Complexo Paulo Afonso8

o Se Fator de Capacidade maior do que 1, limitou-se a GF

o Para os casos em que não foram encontrados valores da Área de Reservatório, considerou-se o valor mínimo encontrado na amostra (0,001 km2)

o Para os casos em que não foram encontrados valores para o número de UG, considerou-se o valor de uma UG

6 O Risco Hidrológico, com a compra de energia de outros agentes, não é considerado como constituinte dos custos operacionais de uma usina, mas na gestão de portfólio de compra de energia da geradora. Consumidores finais já arcam com o Risco Hidrológico na Conta Bandeiras. 7 Em termos gerais, para as usinas com três a seis amostras de valores contábeis, foram considerados destoantes aqueles cuja magnitude fosse cinco vezes superior ao segundo maior valor ou aqueles cuja magnitude fosse inferior a menos cinco vezes o segundo menor valor. 8 A exceção é a área do reservatório. Como as usinas Paulo Afonso I, II e III estão no mesmo represamento, considerou-se apenas uma vez a área desse reservatório (4,8 km2). Da mesma forma, como as usinas Paulo Afonso IV recebe água do reservatório de Moxotó através de canal de derivação, considera-se apenas uma vez a área desse reservatório (113 km2).




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46. Ao final desse procedimento, alcançou-se a marca de 1571 dados consistidos (70% do que era esperado originalmente), de 180 empresas, referente a 378 usinas. A amostra consistida foi considerada bem distribuída em termos temporais, regionais, de porte financeiro movimentado e de características físicas; por consequência, também considerada válida para a realização de regressões.

III.1.2. Variáveis Explicativas

47. Opção para a definição dessa função custo é estimá-la por meio de Análise de Regressão a partir dos dados das usinas hidrelétricas. Para tanto, é preciso definir as variáveis e a especificação da função a serem consideradas para a utilização de método de regressão linear (Mínimos Quadrados Ordinários). Na medida em que o objetivo é estimar custos operacionais, essa deve ser a variável dependente da regressão.

48. Além das doze variáveis físicas mencionadas, acrescentaram-se mais cinco variáveis, com a finalidade de testar o grau de correlação entre as variáveis e entre as variáveis e os custos operacionais apresentados pelas empresas, sendo elas:

12. Ser usinas do regime de cotas ou não

13. Tipo Despacho 2 (Centralizado – Tipos I e II-A – ou Descentralizado - Tipos II-B, II-C e III)

14. Tipo Usina 2 (UHE ou não UHE – PCH e CGH)

15. Mudança de proprietário ao longo do período

16. Localização 2 (Região Concentrada – Sul e Sudeste – ou Demais Regiões)

17. Fator de Capacidade (considerada como divisão da GF pela Capacidade Instalada)

49. Considerando a correlação da amostra obtida, conforme Tabela 3, verificou-se que as variáveis 4, 5, 8, 11, 12, 15 e 16 não são suficientemente adequadas para explicar os custos operacionais das usinas.

Tabela 3 – Correlação variáveis com custos operacionais apresentado pelas empresas

ID VARIÁVEL Correlação OPEX

1 UG 0,665

2 GF_MWMED 0,725

3 POT_MW 0,722

4 REGIAO -0,099

5 TURBINA -0,009

6 TIPO_RESERV -0,162

7 DESPACHO -0,282

8 MODERN 0,018

9 TIPO_HIDRO 0,246

10 AREA_RESERV 0,357




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11 ANOS_DECORRIDOS 0,041

12 COTISTA 0,059

13 DESPACHO2 -0,284

14 TIPO_HIDRO2 0,258

15 MUDOU_DONO 0,009

16 REGIAO2 -0,097

17 FC -0,005

50. Ademais, decidiu-se excluir de análise detalhada as variáveis 7, 9 e 17, pois elas são menos correlacionadas que as variáveis 13, 14 e 2, respectivamente, e, como explicam o mesmo fenômeno, a duplicação de variáveis acarreta problemas de colinearidade. Com isso, restaram oito variáveis para serem analisadas detidamente.

51. Duas das variáveis, já são empregadas atualmente para definição do montante de custos operacionais das usinas hidrelétricas no regime de cotas: Capacidade Instalada (variável 3) e a Garantia Física (variável 2 - de forma indireta, está representada pelo Fator de Capacidade). A formulação atual, sob base de preços de outubro de 2012, deve ser corrigida por IPCA, para obtenção dos custos operacionais regulatórios:

𝐥𝐧(𝑶&𝑴) = 𝟏𝟐, 𝟓𝟓𝟏𝟏𝟖 + 𝟎, 𝟕𝟒𝟏𝟏𝟖 ∗ 𝐥𝐧(𝑪𝑰) + 𝟎, 𝟑𝟔𝟒𝟏𝟗 ∗ 𝐥𝐧(𝑭𝑪) (1)

ou

𝑶&𝑴 = 𝒆𝟏𝟐,𝟓𝟓𝟏𝟏𝟖 ∗ 𝑪𝑰𝟎,𝟕𝟒𝟏𝟏𝟖 ∗ 𝑭𝑪𝟎,𝟑𝟔𝟒𝟏𝟗 (2)

Onde,

O&M = Custos Operacionais, sem aplicação do fator Benefícios e Despesas Indiretas - BDI da Empresa de Pesquisa Energética - EPE9;

CI = Capacidade Instalada

FC = Fator de Capacidade

52. Tudo o mais constante, espera-se que quanto maior for a capacidade instalada de uma usina maiores serão seus custos operacionais. Da mesma forma, quanto maior for a utilização dos equipamentos, para garantias físicas mais elevadas, a tendência é de elevação dos custos operacionais, na medida em que cresce o número de intervenções de operação e manutenção.

9 Em adição à aplicação da função, o MME alocou o percentual de 10% como taxa de lucro a ser incluída nas tarifas de O&M das empresas prestadoras dos serviços de geração de energia elétrica, no momento da definição da receita para fins de prorrogação, considerando a Nota Técnica DEA/DEE 01/12 da EPE. Para definir esse valor, a EPE tomou como ponto de partida a faixa de aceitabilidade do lucro, que trata dos percentuais da rubrica “lucro” da fórmula de Benefícios e Despesas Indiretas - BDI para as obras de implantação de infraestrutura energética.




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53. Malgrado esse fato, as outras cinco variáveis não descartadas podem explicar diferenciações de custos entre as usinas: Número de Unidades Geradoras (variável 1), Tipo de Reservatório (variável 6), Área do reservatório (variável 12), Tipo de Despacho (variável 14) e Tipo de Usina (variável 15).

54. Teoricamente, o maior Número de Unidades Geradoras implica mais custos operacionais, já que são mais máquinas a serem prestadas ações voltadas à manutenção.

55. A relação do Tipo de Reservatório com os custos operacionais não é tão evidente. Usinas com reservatório de acumulação precisam de avaliação bem estruturada em suas margens, devido à volatilidade de variação volumétrica, à possibilidade de instalação de grupos de pessoas ao longo das margens quando em níveis mais deplecionados e à importância para a segurança energética do Sistema Interligado Nacional – SIN. Entretanto, não se pode asseverar que essas também não são condicionantes para usinas a fio d´água. De todo modo, é contraintuitivo supor que, coeteris paribus, os custos operacionais de usinas a fio d´água sejam proporcionalmente maiores do que os custos operacionais de usinas com reservatórios de acumulação.

56. Quanto à área do reservatório, é natural que quanto maior for sua área mais pessoas deverão ser deslocadas para fiscalizar e analisar as condições do reservatório.

57. Em relação ao Tipo de Despacho, espera-se que usinas com despacho centralizado gastem proporcionalmente mais recursos do que aquelas com despacho descentralizado. Isso porque exige-se uma estrutura que permita o contato constante com o ONS e sistemas de controle e automação para atender às restrições, demandas e instruções do Operador.

58. Finalmente, não foi possível intuir qual a relação que o Tipo de Usina poderia ter com os custos operacionais. Embora a capacidade instalada não seja o único fator para definir se uma usina é PCH ou não, essa é característica essencial para sua definição. Logo, ser a usina uma UHE ou não estaria, em grande medida, associada à capacidade instalada. De toda forma, decidiu-se não excluir essa variável, pois as regressões poderiam indicar alguma relação não trivial entre custos operacionais e ser UHE.

59. A Tabela 4 apresenta as variáveis explicativas selecionadas para testar os modelos de regressão, juntamente com a forma de sua mensuração e a relação esperada entre a variável e os custos operacionais.

Tabela 4 – Variáveis explicativas selecionadas para teste

Variável Mensuração Relação esperada com O&M

Capacidade Instalada em Operação MW Diretamente proporcional

Garantia Física MWméd Diretamente proporcional

Número UG Unidades Diretamente proporcional

Tipo de Reservatório Acumulação – 0; Fio d´água – 1 (variável dummy)

O&M Acumulação > O&M Fio d´água




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Variável Mensuração Relação esperada com O&M

Área do Reservatório km2 Diretamente proporcional

Tipo de Despacho Centralizado – 0; Descentralizado – 1 (variável dummy)

O&M Centralizado > O&M Descentralizado

Tipo de Usina UHE – 0; Não UHE – 1 -

III.1.3. Modelo

60. Existe uma infinidade de formas funcionais para representar as variáveis explicativas para obtenção dos custos operacionais regulatórios. Para manutenção da lógica vigente e as vantagens que a estrutura matemática aporta, testou-se modelos com as seguintes estruturações:

𝑮𝑨𝑮𝑶&𝑴 = 𝑨 ∗ 𝑽𝟏𝑩 ∗ 𝑽𝟐𝑪 ∗ … ∗ 𝑽𝒏𝑵 (3)

ou

𝑮𝑨𝑮𝑶&𝑴/𝑽𝟏 = 𝑨 ∗ 𝑽𝟐𝑩 ∗ …∗ 𝑽𝒏𝑵 (4)

Onde,

𝐺𝐴𝐺𝑂&𝑀 = Custos Operacionais regulatórios;

A, B, ... N = Constantes

V1, V2, ... Vn = Variáveis consideradas no modelo

61. Característica dessas formas funcionais é permitir uma relação não linear entre custos operacionais e as variáveis explicativas. Isso é importante dada a presença de economias de escala no segmento de geração. Por exemplo, quanto maior for a usina, menores tendem a ser seus custos operacionais unitários (custo por MW instalado) e isso estará representado matematicamente. A diferença entre as equações (3) e (4) é que a primeira apresenta os custos operacionais em R$, enquanto a segunda apresenta em R$ dividido por uma variável. Por exemplo, a equação (4) com V1 igual à Potência Instalada, gera resultado em R$/MW.

62. Além disso, as equações (3) e (4) não foram utilizadas, quando se testou as variáveis dummy Tipo de Reservatório, Tipo de Despacho, Tipo de Usina. Para esses casos, foram testadas equações lineares, logarítimas, exponenciais ou combinatórias dessas, subtraindo termos quando a variável dummy fosse equivalente a 1.

63. Resultados que fossem contraintuitivos quanto à relação esperada com O&M, da Tabela 4, foram descartados. Da mesma forma, foram excluídos resultados que gerassem custos operacionais regulatórios negativos.




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64. Haja vista as premissas abordadas, não foi possível encontrar resultados satisfatórios com as variáveis Tipo de Reservatório, Tipo de Despacho e Tipo de Usina. Restando resultados válidos para com as variáveis Capacidade Instalada, Garantia Física, Número de Unidades Geradoras e Área do Reservatório. Compreende-se que todas as variáveis devem estar presentes na regressão. A primeira por ser referência do porte das usinas, além das demais características já destacadas ao longo do texto, e por ter sido utilizado por diversos agentes para rateio de custos e despesas operacionais entre usinas. A segunda por estar estritamente relacionada ao número de intervenções realizadas em uma usina e ser balizador para a própria essência do regime de “cotas de potência e garantia física”. O Número de UG também é relevante, na medida em que permite considerar variações de custos por usinas pequenas com elevando número de turbinas e geradores, tal como o oposto (variações essas que não podem ser percebidas apenas pela Capacidade Instalada e Garantia Física). A área do reservatório também é variável relevante, mas merece ser melhor detalhada.

65. Mesmo tendo as empresas aquiescido com os valores estabelecidos pelo MME para a RAG inicial, diversos foram os momentos em que os agentes questionaram o valor relacionado para os custos operacionais. Em geral, relacionam que o valor da GAGO&M não estaria computando custos socioambientais. Isso não é verdade. Conforme já exposto, utiliza-se para a definição das referências os próprios valores informados pelas empresas, que computam os custos socioambientais. O que se pode questionar é se as variáveis selecionadas no modelo capturam adequadamente as variações desses custos entre as usinas.

66. A Área do Reservatório serve como proxy para essa aferição, na medida em que o tamanho da área influencia na movimentação de pessoal, na capacidade de sensoriamento volumétrica, além da quantidade de exigências ambientais a serem cumpridas. A título de exemplo, quão maior for o reservatório, provavelmente maior será a ictiofauna a ser monitorada. Assim, compreende-se que a inserção da variável Área do Reservatório auxilie na captura da diferenciação de custos socioambientais entre as usinas.

67. A Tabela 5 apresenta as regressões obtidas com as variáveis explicativas selecionadas, valendo-se das formulações (3) e (4). Aquela que obteve o melhor coeficiente de determinação (R2 ajustado) e as melhores significâncias para as variáveis (p-valores para o teste t - Pr(>|t|)) foi aquele com utilizando a equação (3).

Tabela 5 – Regressões com as variáveis explicativas selecionadas

R$/MW R$/Mwméd R$/UG R$/km2 R$

EQUAÇÃO (4) (4) (4) (4) (3)

Variável Estimate Pr(>|t|) Estimate Pr(>|t|) Estimate Pr(>|t|) Estimate Pr(>|t|) Estimate Pr(>|t|) Desvio Padrão

Intercept 12,23896 <2e-16 13,15907 <2e-16 12,59956 <2e-16 16,1572 <2e-16 12,7301 <2e-16 0,08123

CI (MW) - - -0,35994 <2e-16 0,05916 0,043055 -1,6455 <2e-16 0,32654 1,60E-05 0,07543

ÁREA (KM2) -0,00935 0,444 0,04551 4,38E-04 0,03716 0,00491 - - 0,02908 0,021573 0,01264

UG (UNID.) 0,05502 0,394 0,32131 2,02E-06 - - 0,5137 0,000527 0,23496 0,000379 0,06595

GF (MWmed) -0,21353 <2e-16 - - 0,4603 5,01E-11 1,0512 3,07E-12 0,3542 1,54E-07 0,06717

R2 ajustado 0,1591 0,1977 0,5583 0,1893 0,7113




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68. Portanto, a formulação que representa os custos operacionais regulatórios é definida como:

𝐥 𝐧(𝑮𝑨𝑮𝑶&𝑴) = 𝟏𝟐, 𝟕𝟑𝟎𝟏 + 𝟎, 𝟑𝟐𝟔𝟓𝟒 ∗ 𝐥𝐧(𝑪𝑰) + 𝟎, 𝟎𝟐𝟗𝟎𝟖 ∗ 𝐥𝐧(Á𝑹𝑬𝑨) + 𝟎, 𝟐𝟑𝟒𝟗𝟔 ∗ 𝐥𝐧(𝑼𝑮) + 𝟎, 𝟑𝟓𝟒𝟐 ∗ 𝐥𝐧(𝑮𝑭) (5)

ou

𝑮𝑨𝑮𝑶&𝑴 = 𝒆𝟏𝟐.𝟕𝟑𝟎𝟏 ∗ 𝑪𝑰𝟎,𝟑𝟐𝟔𝟓𝟒 ∗ Á𝑹𝑬𝑨𝟎,𝟎𝟐𝟗𝟎𝟖 ∗ 𝑼𝑮𝟎,𝟐𝟑𝟒𝟗𝟔 ∗ 𝑮𝑭𝟎,𝟑𝟓𝟒𝟐 (6)

Onde,

GAGO&M = Custos Operacionais regulatórios;

CI = Capacidade Instalada em Operação (MW);

ÁREA = Área do Reservatório, conforme ficha técnica (km2). Caso a ANEEL não disponha de valor atualizado e não seja apresentada ficha técnica ou outro comprovante a ser analisado pela ANEEL, o valor considerado será igual a 0,001 km2;

UG = Número de Unidades Geradoras. Caso a ANEEL não disponha de valor atualizado e não seja apresentada ficha técnica ou outro comprovante a ser analisado pela ANEEL, o valor considerado será igual a 1; e

GF = Garantia Física (MWméd).

69. Como é possível notar, todos os coeficientes são positivos e menores do que 1. No caso da Capacidade Instalada, um crescimento de 1% em MW instalado provoca um incremento de cerca de 0,32% nos custos operacionais, isto é, os custos operacionais marginais de geração hidrelétrica são decrescentes em relação à Capacidade Instalada. O mesmo ocorre para as demais variáveis.

70. É importante destacar que não há justificativa para adicionar o percentual de 10% como taxa de lucro aos custos operacionais. Distribuição de lucros e participação nos resultados já são avaliados conforme metodologia de risco e retorno do WACC, a ser aplicado no montante dos investimentos em melhorias. Também não há que se falar em não rever os custos operacionais regulatórios como um todo, uma vez que o contrato de concessão prevê a revisão dos custos operacionais. Além disso, de acordo com o exposto no contrato de concessão, toda a RAG poderá ser revista nos processos de revisão de receitas.

71. Há época da definição inicial da GAGO&M, propôs-se ao MME tratamento em termos de um intervalo de custos operacionais para cada nível de capacidade instalada e fator de capacidade, ao invés de uma estimativa pontual. Caso os custos praticados pela usina se encontrem nesse intervalo, seriam reconhecidos seus custos reais. Caso os custos praticados estivessem acima do limite superior desse intervalo, seria considerado o limite superior. O mesmo raciocínio se aplicaria para aqueles que estejam praticando custos abaixo do limite inferior, para os quais seria reconhecido esse limite. Essa opção se justificaria pela possibilidade de existir variáveis não observadas. Naquele momento, essa consideração fazia sentido, porque a amostragem havia sido menor (tanto em número de usinas quanto em anos e variáveis testadas); entretanto o mesmo não se passa agora. Assim, não será mais utilizado o intervalo de confiança, pois a amostragem




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temporal, regional, de variáveis e usinas foi bastante superior ao estudo de 2012, além de todas as variáveis serem estatisticamente significantes10.

72. O resultado dos custos operacionais regulatórios por usina está detalhado no Anexo 1. A Tabela 6 apresenta os resultados por grupo empresarial. Denota-se que em média houve queda de 13% da GAGO&M. em relação ao que está sendo reconhecido atualmente nas tarifas. Além das diferenças relativas ao volume de dados comparados e variáveis inseridas na regressão, a modificação que também explica a queda é a não aplicação do fator de 10% de lucro, que a EPE indicou em seus estudos.

Tabela 6 – Aplicação regressão selecionada apara definição da GAGO&M

OPEX média dados validados 2011-2016 GAGO&M atualmente reconhecida GAGO&M proposta Variação GAGO&M atual

Máximo 164.833.253,37 174.553.367,06 190.640.592,92 16%

Quartil Superior 33.563.519,83 27.255.892,39 21.849.558,98 -11%

Média 28.610.878,80 26.640.101,04 23.231.986,00 -13%

Mediana 6.606.169,22 3.898.490,36 2.623.396,19 -17%

Quartil Inferior 688.239,64 837.012,03 806.484,32 -21%

Mínimo 193.767,16 168.004,42 328.078,00 -44%

Empresas OPEX média dados validados 2011-2016

GAGO&M atualmente reconhecida

GAGO&M proposta Variação GAGO&M atual

Número Usinas

Tijoá 23.564.512,47 39.987.623,64 32.407.543,67 -19% 1

Chesf 353.195.026,91 442.236.655,72 403.021.156,91 -9% 6

EMAE 117.138.252,65 131.698.624,33 102.080.882,06 -22% 3

CPFL Geração 674.966,96 3.292.837,97 3.664.480,38 11% 2

Copel GT 490.681,02 * 350.217,11 * 1

CEEE GT 55.461.981,99 45.704.023,70 38.119.483,57 -17% 12

Celg GT 3.295.204,55 2.524.505,56 2.099.399,33 -17% 1

DME Energética 2.086.929,30 1.842.938,02 2.221.168,66 21% 1

CSP-G&T 603.738,66 846.779,38 1.603.645,92 76% 1

Eletronorte 32.889.220,84 10.518.098,15 8.752.092,19 -17% 1

DEMEI Geração ** 911.698,81 644.378,40 -29% 1

Furnas 411.980.242,57 279.311.847,78 238.062.206,10 -15% 6

Total 1.001.380.757,94 958.875.633,05 833.731.909,86 -13% 36

*Valor omitido haja vista processo de extinção de outorga da usina Rio dos Patos

**Empresa encaminhou valores, mas não foi possível validar as informações referentes à usina Passo de Ajuricaba

73. O Gráfico 1 compara a média dos custos operacionais reais validados de 2011 a 2016 com o valor proposto de GAGO&M a ser reconhecido para cada usina.

Gráfico 1 – O&M apresentado pelas empresas (2011-2016) e GAGO&M proposta

10 A exceção para o tratamento por intervalo de custos operacionais será conferida à UHE Henry Borden, devido às especificidades técnicas da usina.




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III.2. Investimentos em Melhorias

74. A metodologia para repasse de investimentos em melhorias, fundamenta-se na metodologia proposta pela SRG e SCG (conforme NT nº 105/2015-SRG/ANEEL, de 24/09/2015, NT nº 146/2016-SRG/ANEEL, de 09/12/2016, e NT nº 037/2017-SRG/SCG/ANEEL, de 07/04/2017), mas adaptações serão necessárias, haja vista as modificações propostas no GAGO&M. Deve-se lembrar que a metodologia foi bem recepcionada pelo mercado, conforme observado na CP nº 12/2016 e AP nº 016/2017.

75. Os custos de capital estão associados aos investimentos realizados. Há duas parcelas, uma chamada Quota de Reintegração Regulatória e outra Remuneração do Capital. A primeira se refere aos custos de depreciação dos ativos que ainda não estejam totalmente depreciados. A segunda cumpre o objetivo de fornecer ao acionista uma remuneração associada à parcela dos investimentos ainda não amortizados.

76. O método proposto pela SRG e SCG faz a correlação da GAGO&M dos empreendimentos com a necessidade de investimentos em melhorias durante o período de concessão, contemplando o retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). As usinas hidrelétricas com concessões renovadas sob o regime de cotas já passaram por um período de concessão anterior. Portanto, é natural que equipamentos e materiais sejam substituídos por outros mais modernos e em melhor estado de conservação.




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77. Os investimentos em melhorias são centrados em equipamentos eletromecânicos, de supervisão, controle, proteção, telecomunicações, entre outros. São equipamentos que com o passar do tempo ficam obsoletos, às vezes sem peça de reposição no mercado, ou de tecnologia ultrapassada, que precisam ser trocados por digitais. Assim, para estimar quanto custariam esses equipamentos utilizou-se o universo de 67 novas usinas hidrelétricas que foram licitadas. O Anexo 2 desta Nota Técnica lista as usinas com as respectivas datas de licitação e outras informações relevantes.

78. O objetivo é estimar o valor que corresponda à troca de todos os equipamentos eletromecânicos das usinas que terão suas receitas revisadas. Consiste de representação do valor aproximado de uma obra completa de modernização de uma usina que se encontra em operação comercial por longa data.

79. Foram consideradas as informações constantes nos Orçamentos Padrão Eletrobrás – OPE do Projeto Básico que apresenta a listagem de custos de cada empreendimento, atualizando-se os valores informados nas Notas Técnicas para a data de jul/2017. Consultou-se nos OPEs, os valores constantes nas contas: 13 - Turbinas e Geradores, 14 - Equipamentos Elétricos Acessórios e 15 - Diversos Equipamentos da Usina, as quais representam os custos dos equipamentos eletromecânicos. Para as usinas em que não foi possível recuperar o OPE, as informações foram obtidas por meio das fichas de dados dos empreendimentos de geração de energia elétrica integrante da Habilitação Técnica pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE para fins de participação nos leilões de energia nova.

80. Para cada usina, foram calculados os Custos Operacionais equivalentes (conforme proposta do item III.1), relativos à operação anual de cada usina. Desta forma, foi estimada a receita anual necessária para cobrir os custos de operação e manutenção de cada uma das 67 usinas analisadas.

81. Em seguida, calculou-se a remuneração anual dos investimentos que correspondem aos valores dos equipamentos eletromecânicos, considerando-se o Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC) utilizado na remuneração das instalações de geração de energia elétrica em regime de cotas, igual a 6,03% a.a. (detalhes para cálculo do WACC serão relacionados na seção III.3). Esse método pressupõe que todos os investimentos serão integralmente amortizados/depreciados ao longo dos próximos 25 anos.

82. De posse dos valores dos custos operacionais e investimentos em melhorias anualizados, foi possível verificar para cada usina quanto varia a parcela de investimento em melhorias em função de seus Custos Operacionais. O Gráfico 2 apresenta a correlação entre esses dois valores para as 67 usinas e a correlação linear que elas possuem.

Gráfico 2 – Correlação GAGO&M e Investimentos em Melhorias




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83. O coeficiente de correlação igual à 1,3861 indica que, para substituir todos os equipamentos eletromecânicos de determinada usina, seria necessário que a receita anual para remuneração deste tipo de investimento fosse aproximadamente 1,4 vezes aquele valor que cobre seus custos de operação e manutenção.

84. Essa métrica tinha sentido quando o GAGO&M era composto tão-somente da capacidade instalada e do fator de capacidade. Agora, a proposta para o GAGO&M é diferente, incorporando a área do reservatório, número de unidades geradoras e garantia física de cada usina para sua definição. Se a correlação do Gráfico 2 for válida, a regressão conforme equação (5) e (6) da remuneração dos investimentos em melhorias anualizados com as variáveis que compõe o GAGO&M também apresentaria bons resultados, entretanto não foi o que se observou.

Tabela 7 – Regressão GAGMelh com mesmas variáveis das equações (5) e (6)

Variável Estimate Pr(>|t|)

Intercept 12,56619 <2e-16

CI (MW) 0,04410 0,9179

ÁREA (KM2) 0,01361 0,7523

UG (UNID.) 0,32762 0,1954

GF (MWmed) 0,75077 0,0826

R2 ajustado 0,8613




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𝑮𝑨𝑮𝑴𝒆𝒍𝒉 = 𝒆𝟏𝟐,𝟓𝟔𝟔𝟏𝟗 ∗ 𝑪𝑰𝟎,𝟎𝟒𝟒𝟏 ∗ Á𝑹𝑬𝑨𝟎,𝟎𝟏𝟑𝟔𝟏 ∗ 𝑼𝑮𝟎,𝟑𝟐𝟕𝟔𝟐 ∗ 𝑮𝑭𝟎,𝟕𝟓𝟎𝟕𝟕 (7)

85. Como se verifica na Tabela 7, embora o coeficiente de determinação (R2 ajustado) seja elevado, as variáveis não foram estatisticamente significantes (p-valores para o teste t - Pr(>|t|)), para o tipo de regressão das equações (5) e (6).

86. De fato, não é clara a relação entre a área do reservatório e os investimentos em equipamentos eletromecânicos. Não se pode afirmar que, em duas usinas semelhantes, mas com áreas de reservatórios diferentes, necessariamente aquela com maior área de reservatório terá maiores investimentos em equipamentos eletromecânicos. Veja que essa é situação distinta dos custos operacionais, pois maiores reservatórios implicam, por exemplo, maior movimentação de pessoal e maiores dispêndios para o monitoramento das condições socioambientais.

87. Apesar disso, como o GAGO&M é obtido de relação de variáveis com o montante dispendido, em termos contábeis, a mesma lógica pode ser empregada para se obter o GAGMelh, por meio de regressão com variáveis estatísticas. Assim, encaminhou-se com os mesmos procedimentos que aqueles definidos na seção III.1.

88. A formulação mais consistente que se chegou com esses procedimentos está apresentado na Tabela 8. As variáveis selecionadas foram apenas a capacidade instalada e o número de unidades geradoras. Observa-se que ambas as variáveis têm forte associação com o montante de investimento em melhorias referente a equipamentos eletromecânicos.

Tabela 8 – Regressão GAGMelh selecionada

Variável Estimate Pr(>|t|)

CI (MW) 58.489 <2e-16

UG (UNID.) 4.180.242 0,000123

R2 ajustado 0,8899

𝑮𝑨𝑮𝑴𝒆𝒍𝒉 = 𝟕𝟎. 𝟏𝟐𝟖 ∗ 𝑪𝑰 + 𝐥𝐧(𝟓. 𝟎𝟏𝟐. 𝟏𝟏𝟐 ∗ 𝑼𝑮) (8)

89. O que se verificou da análise dos dados é que os investimentos em melhorias referentes a equipamentos eletromecânicos guardam relação linear com a capacidade instalada e relação logarítmica com o número de unidades geradoras, ou seja, quão maior for o número de unidades geradoras em uma usina, maiores serão os ganhos de escala. Isso é explicável, pois uma usina com diversas unidades geradoras tem maior poder de barganha e pode adquirir equipamentos com maiores descontos dos fabricantes do que aquelas usinas com apenas uma unidade geradora. Já trocar uma unidade geradora de maior potência, não necessariamente será proporcionalmente menos dispendioso do que trocar uma unidade geradora de menor potência.




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90. Novamente, cabe afirmar que o raciocínio é distinto dos custos operacionais. É razoável que usinas com máquinas de maior potência tenham maiores custos operacionais, entretanto, pode existir um ganho de escala. No caso de duas usinas com mesmo número de máquinas, mas com potências diferentes, aquela com máquinas de maior potência terá maiores custos de manutenção, mas não precisará alocar pessoal proporcional à potência de suas máquinas.

91. Além disso, algumas unidades geradoras de usinas hidrelétricas podem ter passado por modernização no período anterior à entrada no regime de cotas. Para esses casos não é necessária a cobertura de investimentos futuros em melhorias em volume suficiente para a substituição integral dos equipamentos ao longo dos 25 anos restantes dos contratos de concessão. Dessa forma, uma primeira questão precisa ser equacionada:

A. Desconto de investimentos em melhorias realizados antes da prorrogação ou determinação de prestação temporária de serviço no regime de cotas

92. Para equacioná-la, duas métricas são vislumbradas. Uma delas consiste em utilizar a mesma lógica da NT nº 105/2015-SRG/ANEEL, de 24/09/2015, e a segunda por avaliação dos pedidos de indenização “pós-projeto básico” entregues pelas empresas.

93. A lógica da NT nº 105/2015-SRG/ANEEL utiliza os índices de indisponibilidade referente a paradas para modernização por unidade geradora de cada usina, como proxy do volume de investimentos realizados. Para as usinas hidrelétricas despachadas centralizadamente, os dados são do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, e, para as usinas não despachadas centralizadamente, os dados utilizados são da ANEEL. Com base nessas informações é possível estimar a necessidade de melhorias das usinas, considerando que as usinas que não possuem histórico de parada para modernização teriam grande probabilidade de realizar investimentos de grande porte até o final da concessão no regime de cotas.

94. A segunda forma de tratar o “caso A” deriva de avaliação a ser realizada quanto aos investimentos considerados prudentes e passíveis de ressarcimento. Conforme exposto na NT nº 037/2017-SRG/SCG/ANEEL, o processo de indenização será tratado de acordo com as estipulações de que trata a Resolução ANEEL nº 596/2013 e o art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012. Ao se considerar os valores de indenização com as amortizações/depreciações acumuladas, daria tratamento à preocupação de que investimentos realizados anteriormente poderiam ser necessários novamente devido ao tempo de depreciação.

95. O problema relacionado à indenização é que ainda não existe estimativa dos montantes que serão indenizados. A Resolução ANEEL n° 596/2012 prevê que para a valoração será utilizada a mesma base de referência de custos unitários prevista no § 1º do art. 10 do Decreto nº 7.805, de 2012, base essa que está sob gestão da Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Ocorre que foi identificado pela SRG que o referido banco de preços não atende às necessidades de valoração dos investimentos realizados ao longo da concessão. A formatação do banco de preços é adequada à valoração de investimentos referentes à implantação de empreendimentos hidrelétricos (estudos de viabilidade e projeto básico), mas não às




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modernizações/melhorias. Nesse sentido, a ANEEL está avaliando outras formas para tratamento desses investimentos.

96. Embora ainda não se conheçam os valores relativos às indenizações, mas eventualmente serão, ainda assim a segunda proposta é mais robusta, pois se tem a noção mais estruturada dos investimentos em melhorias já realizados em cada usina, bem como as suas respectivas datas de imobilização. Portanto, propõe-se a utilização da segunda lógica para o “caso A”, porém propõe-se que as indenizações ainda não reduzam os fatores de coeficiente de correlação. No momento em que as indenizações forem conhecidas e aprovadas pela Diretoria, elas serão descontadas, com a devida atualização monetária dos montantes contemplados de GAGMelh desde o processo de revisão de receita de 2018. Por exemplo, caso as indenizações sejam aprovadas em 2020, descontam-se retroativamente dos valores reconhecidos nos processos de revisão da RAG de 2018 e de reajuste da RAG de 2019.

97. Adicionalmente, uma segunda questão precisa ser abarcada:

B. Desconto de investimentos em melhorias apresentados e validados nos processos de reajuste da RAG (2015 até 2017).

98. Para equacioná-la, dois tratamentos possíveis são vislumbrados: remunerar separadamente os investimentos validados nos reajustes de RAG ou descontar os adicionais reconhecidos nos reajustes como fator de correção.

99. Caso os investimentos validados nos reajustes sejam remunerados separadamente, os valores dos investimentos deveriam ser capturados de cada processo de reajuste de RAG. Essa média de gastos seria descontada do volume de investimentos esperados com equipamentos eletromecânicos para as 67 usinas analisadas para a definição da nova GAGMelh. Os valores continuariam a ser remunerados, já que comporiam uma base de investimentos realizados, conforme recuperação dada pela GAGMelh estipulada pelo Submódulo 12.4 do PRORET. Para facilitar a compreensão, a GAGMelh seria dividida em:

𝐆𝐀𝐆𝐌𝐞𝐥𝐡 = 𝐆𝐀𝐆𝐌𝐞𝐥𝐡𝟎 + 𝐆𝐀𝐆𝐌𝐞𝐥𝐡𝟏 (9)

Onde:

GAGMelh = Custos de Capital por Investimentos em Melhorias;

GAGMelh0 = Custos de Capital por Investimentos em Melhorias, referente aos montantes apresentados nos processos de reajuste de RAG (2015 a 2017); e

GAGMelh1 = Custos de Capital por Investimentos em Melhorias, referente ao primeiro ciclo de revisão da RAG.

100. A vantagem dessa primeira hipótese é que os valores já validados são considerados sob a perspectiva do Submódulo 12.4 do PRORET que não contaminam a definição dos investimentos a serem realizados. Apesar disso, existem desvantagens. Primeiro, são mantidas duas formas para valoração de uma




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mesma unidade de gasto: GAGMelh0, próxima à regulação por custo; e GAGMelh1, sob regulação por preço. Segundo, os investimentos como GAGMelh0 podem ser revisitados sob nova valoração quando da consolidação de banco de preços de geração, assim como as taxas de depreciação utilizadas nos processos de reajuste entre 2015 e 2017.

101. A segunda hipótese, de descontar os adicionais reconhecidos entre 2015 e 2017, leva a dizer que somente haverá uma GAGMelh, ou seja, não há que se falar em GAGMelh0, pois toda a remuneração seria dada por apenas um componente. A principal vantagem da segunda hipótese é manter toda a regulação da GAGMelh, sob regulação por preço. Além disso, não se trataria de revisitar valores apresentados entre 2015 e 2017, pois a formulação contempla depreciação/amortização de todos os montantes regulatórios considerados. Devido a tais vantagens, compreende-se ser essa hipótese a ser empregada.

102. Dessa forma, aplica-se a proporção 25/30 sobre o montante dos investimentos de equipamentos eletromecânicos na anualização dos investimentos. Isso significa que os investimentos apresentados nos primeiros cinco anos correspondem 5/30 do total de investimentos a ser realizado ao longo da concessão, que tiveram remuneração proporcional a esse período sob a vigência do Submódulo 12.4 do PRORET. Dessa forma, reaplicaram os parâmetros de regressão com esse investimento proporcionalmente minorado, transformando a equação (8) na formulação final:

𝑮𝑨𝑮𝑴𝒆𝒍𝒉 = 𝟓𝟖. 𝟒𝟖𝟗 ∗ 𝑪𝑰 + 𝐥𝐧(𝟒. 𝟏𝟖𝟎. 𝟐𝟒𝟐 ∗ 𝑼𝑮) (10)

103. O resultado do GAGMelh por usina está detalhado no Anexo 2 desta Nota Técnica e as memórias de cálculo estarão presentes no âmbito da Audiência Pública.

104. Em qualquer uma das hipóteses, para os “casos A e B”, a curva de custos operacionais e o WACC serão revisitados nos próximos processos de revisão da RAG.

105. Para o ciclo iniciado em 2018, o resultado médio revela aumento de 11 vezes em relação ao que era reconhecido como adicional para remuneração de investimentos em melhorias, o que justifica explanações.

106. A comparação entre reconhecimento de GAGMelh vigente com a proposta não é inteiramente justa. Recursos em melhorias não são dispendidos continuamente, diferente do setor de distribuição. Assim, comparar anos de baixos investimentos (apresentados) em usinas cotistas, não significa que essa será a realidade em todo o período da concessão. Muito comumente, especialmente para reforma de turbinas, são exigidos grandes volumes financeiros em curto espaço de tempo.

107. Outro ponto concerne à alegada falta de recursos financeiros para que as empresas realizem investimentos nas usinas. A transição para o regime de cotas, efetivamente, reduziu em um primeiro momento a disponibilidade de caixa para realização de investimentos. As NTs nº 105/2015-SRG/ANEEL, NT nº 146/2016-SRG/ANEEL, e NT nº 037/2017-SRG/SCG/ANEEL ilustram a deterioração na qualidade do serviço prestado




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pelas usinas desde a entrada no regime de cotas, associando, dentre outros fatores para essa queda, a falta de recursos por parte das usinas para investir.

108. As usinas no regime de cotas passaram a fazer jus ao recebimento de adicionais de receita para remuneração de seus investimentos em melhorias, somente com a edição do Submódulo 12.4 do PRORET, a partir do processo de reajuste de RAG de 2015. A sistemática foi a de apresentação de investimentos realizados que podem, ou não, ser reconhecidos pela Agência. Como o planejamento central não decide sobre a ocorrência de tais investimentos, distintamente de imobilizações análogas do setor de transmissão, os agentes afirmam que não tem segurança de que seus investimentos serão reconhecidos. A proposta apresentada altera radicalmente essa situação. A ideia é que o aumento dos recursos reconhecidos para implementação de melhorias seja alocado a tal destinação, de modo a elevar substancialmente os níveis de qualidade do serviço prestado, isto é, prioriza-se a segurança energética do Sistema Interligado Nacional – SIN.

109. Sob tal lógica, o monitoramento de índices de qualidades das usinas será fundamental. Por isso, será estipulada uma métrica com incentivo mais rigoroso para manutenção do índice de desempenho dentro dos patamares considerados adequados, a ser explorado no item III.5.

110. Se, mesmo com elevação do reconhecimento na RAG, os índices de qualidade continuarem a se deteriorarem ou se mantiverem constantes, medidas severas deverão ser tomadas, já que os recursos financeiros não estarão sendo alocados para benefício do consumidor.

111. Como o volume de recursos destinados à investimentos em melhorias foi elevado substancialmente, não cabe mais ressarcimento pelo custo de ocorrências graves, conforme anteriormente estabelecido no Submódulo 12.4 do PRORET.

112. Finalmente, informamos que estamos abertos a ouvir outras propostas para composição da GAGMelh que não as indicadas. Reconhecemos do mesmo modo, conforme o Despacho nº 00567/2017/PFANEEL/PGF/AGU, que a GAGMelh deverá ser reavaliada no próximo processo de revisão da RAG, inclusive quanto aos parâmetros de composição do coeficiente de correlação.

III.3. CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL - WACC

113. Nesta seção será apresentada a metodologia e os critérios gerais para a definição do custo de capital a ser considerado no cálculo da remuneração das instalações de geração em regime de cotas, como parte integrante da revisão do Submódulo 12.3 do PRORET.

114. Nesse sentido, é preciso destacar a relevância da determinação da taxa de retorno nos fluxos de caixa futuros das empresas reguladas e na atratividade de investimentos, os seus impactos na qualidade do serviço prestado, e os prejuízos que eventual distorção possa causar aos consumidores, assim como o sinal




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econômico e financeiro emitido por meio de sua definição, embora seja clara a complexidade dessa tarefa pois, a expectativa retorno dos investidores não é objetivamente observável.

115. Sobre as características do negócio regulado em tela, a concessão do serviço público de geração em regime de cotas, permanece o entendimento expresso pela ANEEL por meio das Notas Técnicas nº 361/201311 e nº 89/201412, que apresentaram respectivamente, a proposta para abertura e fechamento da Audiência Pública nº 2/2014, cuja finalidade era obter subsídios para o aprimoramento da metodologia de remuneração de capital deste segmento.

116. Portanto, o principal risco deste tipo de negócio é a perda de receita decorrente de desempenho médio abaixo do esperado, pois a empresa possui incentivo para redução de custos de operação e manutenção, embora precise garantir o bom desempenho de suas instalações, devendo observar ainda a necessidade de investimentos incrementais para atingir esses objetivos. Aliás, a previsibilidade desses custos de O&M é um fator mitigador dos riscos deste negócio, assim como o reduzido risco de inadimplência em vista da liquidação das operações realizadas pela CCEE.

117. Dessa forma, assim como ocorrido na revisão metodológica anterior, o procedimento adotado é similar àquele apresentado na Nota Técnica nº 161/2017 – SRM/ANEEL13, proposto na 2ª Fase da Audiência Pública nº 41/2017, a ser aplicado às instalações de transmissão de energia elétrica, com alterações pontuais, que serão detalhadas a seguir.

118. Mantém-se a opção da ANEEL pela a utilização de procedimento padronizado, amplamente difundido e de maior consenso em finanças corporativas para remuneração de capital do serviço público de energia elétrica: o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC), que trata de uma combinação ponderada entre a proporção do capital próprio e de terceiros e o custo desses capitais, conforme expresso na fórmula abaixo, que considera ainda, o benefício tributário advindo da parcela de capital não próprio:

𝑾𝑨𝑪𝑪 = 𝒌𝒑 ∗𝑪𝑷

𝑪𝒂𝒑𝒊𝒕𝒂𝒍𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍+𝒌𝒅 ∗

𝑫

𝑪𝒂𝒑𝒊𝒕𝒂𝒍𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 ∗ (𝟏 − 𝑻) (11)

Onde:

WACC: custo médio ponderado de capital;

kp: custo do capital próprio;

kd; custo do capital de terceiros;

CP: Capital Próprio;

D: Capital de Terceiros ou Dívida; e

11 Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2014/002/documento/nota_tecnica_0361_rafael_goncalves_sre.pdf 12 Disponível em: http://www.aneel.gov.br/audiencias-publicas/2014/Audiência 002/2014/Resultados 13 SIC nº 48580.001549/2017-00, disponível em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2017/041/documento/nota_tecnica_n%C2%BA_161.2017-srm.aneel.pdf




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T: alíquota tributária marginal efetiva.

119. Conforme fórmula acima, para determinar o custo médio ponderado de capital faz-se necessário determinar antecipadamente cada uma de suas componentes, quais sejam: o custo do capital (próprio e de terceiros), suas ponderações (dadas pela estrutura de capital) e as alíquotas de impostos aplicáveis, cujos critérios são descritos nas seções seguintes. Em resumo, as componentes do cálculo do Custo Médio Ponderado de Capital, o WACC (em inglês), são apresentadas no Quadro 1:

Quadro 1 – Componentes do cálculo do Custo Médio Ponderado de Capital

III.3.1. Impostos 120. Como remuneração do capital, a ANEEL utiliza a taxa de retorno após os impostos, adicionando-lhe um percentual referente aos tributos sobre a renda em função de um entendimento de que seja essa a taxa que interessa a um potencial investidor.

121. No Brasil, os tributos sobre a renda são compostos do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica – IRPJ e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL. A alíquota do IRPJ é de 15% (quinze por cento) sobre o lucro real, presumido ou apurado, com adicional de 10% sobre a parcela do lucro que exceder R$ 20.000,00 / mês14. A alíquota da CSLL é de 9% para empresas não financeiras, de acordo com a Instrução Normativa nº 1591/2015 da Receita Federal do Brasil.

122. Apesar de reconhecer que aspectos legais podem resultar em tratamento diferenciado para as alíquotas de IRPJ e CSLL, de acordo com especificidades das geradoras, o que consequentemente pode resultar em carga tributária efetiva inferior, regulatoriamente busca-se um cenário base predominante. Esse é o caso da tributação com base no lucro presumido e dos incentivos fiscais SUDAM/SUDENEN15 concedidos a

14 Receita federal do Brasil: Imposto sobre a renda das pessoas jurídicas, disponível em: https://idg.receita.fazenda.gov.br/acesso-rapido/tributos/IRPJ. Consulta em 08/02/2017. Fundamento Legal: Lei nº 9.249/95 e posteriores. 15 Decretos nº 4.212, de 26 de abril de 2002 e nº 4213, de 26 de abril de 2002.

WACC

% Capital Próprio

Custo Capital Próprio

Taxa Livre de Risco

Risco País

Prêmio de Risco do Negócio

Prêmio de Risco de Mercado

Retorno de Mercado (-) Taxa Livre de

Risco

Beta AlavancadoBR

Setor Elétrico

Beta AlavancadoEUA

Estrutura de Capital EUA

Estrutura de Capital BR

Impostos EUA

Impostos BR

% Capital de Terceiros

Custo Capital de Terceiros

Risco de Crédito




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projetos em setores da economia considerados prioritários.

123. Para o primeiro caso, a ANEEL considera como referência a opção pela tributação baseada no lucro real com base no porte das empresas, ainda que eventualmente outras opções se mostrem vantajosas para os concessionários. Para o segundo caso, tendo em vista que nenhuma das geradoras possui enquadramento nos critérios para os incentivos SUDAM/SUDENE e que eventuais expansões necessitem de autorização do Ministério de Minas e Energia, considera-se que esse fato retira da concessionária a liberdade para se comprometer com essa expansão a fim de usufruir dos incentivos fiscais decorrentes, razão pela qual a ANEEL utiliza a alíquota de IRPJ sem redução16, ou seja: 25% sobre o lucro real.

124. Portanto, para fins do cálculo da remuneração do capital, a alíquota de imposto considerada é a de 34%, equivalente a 25% de IRPJ e 9% de CSLL.

125. Em relação aos impostos dos Estados Unidos, a taxa a ser utilizada é de 38,924%, baseada em dados do Tax Foundation17 e da Organisation For Economic Co-Operation and Development (OECD)18.

III.3.2. Estrutura de Capital 126. A estrutura de capital, que é a participação de capital próprio e de terceiros no capital total de uma empresa, projeto ou empreendimento, é um dos parâmetros necessários para o cálculo da remuneração do capital investido. De acordo com a metodologia, a estrutura de capital das empresas brasileiras é necessária para realavancar o Beta desalavancado americano e para ponderar o custo do capital de acordo com a proporção de capital próprio e de terceiros. 127. Nesta Nota Técnica, o que se objetiva é a definição de uma estrutura de capital ótima e consistente para fins de regulação econômica por incentivos, ou seja, uma estrutura que por definição, se ajusta ao nível de risco do negócio, considera os incentivos fiscais e, tomando por base a necessidade de recursos e a participação de capital próprio e de terceiros, leva ao menor custo médio ponderado de capital possível, resultando em uma alocação eficiente de capital.

128. Para calcular a estrutura ótima de capital podem ser usados tanto os dados reais das empresas reguladas como os dados de empresas similares. No primeiro caso, a estrutura de capital real pode se desviar da ótima e não ser eficiente; no segundo caso, a estrutura de capital estimada com base em empresas similares implica que as empresas da amostra tenham, em média, uma estrutura ideal (BERG et al., 200719). Como fatores que podem desviar a empresa de sua estrutura ótima, podem ser citados, por exemplo, a existência de ativos inerentes a outra atividade na contabilidade, a influência de políticas específicas, como planos de governo, políticas de dividendos e de captações de recursos diferenciadas, bem como a existência de dívidas antigas ou bastante amortizadas, em função da idade dos ativos dessas empresas e da baixa necessidade de reposição, o que não reflete reais condições de financiamento. Sendo assim, optou-se pela utilização de

16 Vide Nota Técnica nº 75/2013 – SRE/ANEEL, de 22/03/2013 SIC nº 48548.001071/2013-00. 17 https://files.taxfoundation.org/legacy/docs/TaxFoundation-FF525.pdf ou https://taxfoundation.org. 18 OECD Tax Database, Table II.1 – Corporate income tax rates: basic/non-targeted, May 2016, http://www.oecd.org/tax/tax-policy/tax-database.htm. 19 BERG, Petter et al. WACC for the Fixed Telecommunications net in Sweden. Copenhagen Economics: out, 2007.




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empresas similares para a estimação da estrutura de capital regulatória.

129. Embora existam diversas formas de cálculo, manteve-se o que foi proposto para a revisão das transmissoras, mas com adaptações necessárias. Portanto, o cálculo da participação do capital de terceiros na estrutura de capital considerou o endividamento oneroso líquido sobre o capital total, neste caso, representado pelo total de ativos de geração e administração, conforme a fórmula (12) abaixo. A participação de capital próprio na estrutura de capital foi obtida por diferença.

%𝐂𝐚𝐩𝐢𝐭𝐚𝐥𝐝𝐞𝐓𝐞𝐫𝐜𝐞𝐢𝐫𝐨𝐬 = 𝐄𝐧𝐝𝐢𝐯𝐢𝐝𝐚𝐦𝐞𝐧𝐭𝐨𝐎𝐧𝐞𝐫𝐬𝐨𝐬𝐨𝐋í𝐪𝐮𝐢𝐝𝐨

(𝐀𝐭𝐢𝐯𝐨𝐬𝐝𝐞𝐆𝐞𝐫𝐚çã𝐨𝐞𝐀𝐝𝐦𝐢𝐧𝐢𝐬𝐭𝐫𝐚çã𝐨) (12)

130. A estrutura de capital foi calculada com base nas informações Balancete Mensal Padronizado (BMP), que é encaminhado pelas empresas à ANEEL. As contas contábeis utilizadas estão expressas no Anexo 3, considerando a mudança no Plano de Contas Regulatório ocorrida em 2015. Foram consideradas inicialmente todas as concessionárias cujos dados referentes ao período de 2012 a 2016 foram recebidos. Em seguida, foram excluídas da amostra as empresas que:

i. detenham participação em usinas não hidrelétricas (usinas eólicas, solares ou termoelétricas), já que a lógica do negócio é distinta para hidrelétricas;

ii. detenham usinas hidrelétricas no seu portfólio, sem terem participação majoritária;

iii. apresentem patrimônio líquido negativo, endividamento zero ou negativo em qualquer período da amostra; e

iv. não apresentem as informações contábeis necessárias ao cálculo em qualquer período da amostra.

131. Foi aplicado limite superior de 100% para a participação de capital de terceiros e obtida a média geral de todo o período e de todas as 34 empresas que restaram na amostra final, cuja lista se encontra no Anexo 4. A média dos últimos cinco anos (2012-2016) a ser considerada no cálculo do custo médio ponderado de capital e na realavancagem do Beta (como se verá adiante) é de 47,65%. III.3.3. Custo do Capital Próprio

132. O retorno que um investidor requer para aplicar o seu capital em uma empresa ou empreendimento consiste na estimativa do custo do capital próprio do investidor marginal. Para efetuar sua estimativa, é utilizada a metodologia Capital Asset Pricing Model (CAPM20). De acordo com esse modelo, o retorno esperado sobre um ativo será a soma de uma taxa livre de risco e um retorno associado a um risco não-diversificável, intrínseco ao negócio. 133. O modelo supõe que o mercado (em equilíbrio) possui informação perfeita, investidores

20 ASSAF NETO, Alexandre. Mercado Financeiro. 3º Ed, São Paulo: Atlas, 2000;

VARIAN, Hal R. Microeconomia: Princípios Básicos. Tradução da 5º Edição Americana, Rio de Janeiro: Campus, 2000 e ROSS, St.




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racionais que maximizam a sua função utilidade dado o risco/retorno, expectativas homogêneas, mercado em competição perfeita e sem custos de transação. Ainda que na prática seja necessário relaxar algumas premissas, existe relativo consenso de que seus resultados são significativos. Matematicamente, o CAPM tem como resultado fundamental a seguinte equação:

�̅�𝒊 =𝑹𝒇 +𝜷𝒊(�̅�𝑴 −𝑹𝒇) (13)

Onde:

�̅�𝑖 : retorno esperado do ativo ou carteira i (ou custo do capital próprio);

Rf : retorno do ativo sem risco (ou taxa livre de risco);

βi : beta do ativo ou carteira i (ou índice do risco sistemático);

�̅�𝑀: retorno esperado da carteira de mercado; e

(�̅�𝑀 −𝑅𝑓): prêmio de risco do mercado acionário.

134. Apesar das dificuldades de aplicação prática impostas pelas suas premissas, o CAPM é o modelo de precificação de ativos e de estimação de custo de capital mais tradicional, bastante conhecido e utilizado em função de ser de simples entendimento e cálculo. Tal metodologia também é amplamente utilizada para avaliação de empresas e avaliação de viabilidade econômico financeira de investimentos. 135. Como forma de preservar a estabilidade das regras e a previsibilidade e reprodutibilidade dos cálculos, a ANEEL tem mantido a utilização do CAPM para definição do custo de capital próprio das concessões de serviço público de energia elétrica. A seguir são apresentadas as definições das componentes do custo do capital próprio das geradoras em regime de cotas.

III.3.3.1. Taxa Livre de Risco

136. A taxa livre de risco é o retorno esperado para um investidor que deseja adiar sua decisão de consumo sem se expor a qualquer tipo de risco financeiro. A taxa livre de risco utilizada foi calculada com base na média aritmética do rendimento dos títulos do governo dos Estados Unidos com vencimento de dez anos no período compreendido entre janeiro de 1995 e dezembro de 2017, o que resultou em uma taxa de juros anual média de 4,07%.

III.3.3.2. Prêmio de Risco de Mercado

137. O prêmio de risco de mercado representa o adicional que um investidor espera ganhar acima do título livre de risco ao aplicar em uma carteira ampla do mercado de ações. O prêmio de risco de mercado foi calculado por meio da diferença entre os retornos médios da taxa livre de risco e do índice Standard & Poor’s 500 (S&P) com reinvestimento de dividendos, que é composto pelas ações ordinárias das quinhentas maiores empresas norte-americanas em capitalização de mercado, negociadas na Bolsa de Valores de Nova York, a NYSE. O período selecionado foi compreendido entre janeiro de 1988 e dezembro de 2017, o que resultou em uma taxa anual média de retorno de mercado de 6,64%.




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III.3.3.3. Riscos do Negócio e Financeiro (Beta)

138. O parâmetro Beta (β) mede a sensibilidade do ativo em relação ao mercado, representando o risco inerente ao negócio e incorporando também o risco financeiro, que é o risco adicional devido ao uso de capital de terceiros no financiamento do projeto, isto é, o risco adicionado ao projeto devido à alavancagem financeira. 139. O cálculo do Beta, para fins de estimativa do custo de capital de empresas reguladas, exige que as informações utilizadas sejam suficientes em volume, qualidade e transparência. Dessa forma, o mercado norte-americano é considerado um bom parâmetro de volume de negócios em bolsa de valores, quantidade de informação, liquidez e transparência, motivo pelo qual é a base de informação utilizada para se extrair outros parâmetros componentes do cálculo do custo de capital, como a taxa livre de risco e do prêmio de mercado.

140. No entanto, ao considerar o mercado norte-americano, o esforço realizado para que se encontre a amostra mais representativa possível do setor de geração esbarra no fato de que a maioria das empresas possuem atividade em vários segmentos, regulados ou não (geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e em alguns casos, também de gás natural ou água, por exemplo), constituindo-se em conglomerados. Além disso, algumas empresas optam por não demonstrar em seus relatórios financeiros, contábeis e em apresentações para investidores, qual a proporção que a atividade de geração ocupa, tanto em termos de receita, como de ativos, demonstrando a atividade regulada de forma agregada.

141. Outra característica do setor elétrico norte-americano é que as atividades de geração apresentam conformação distinta da matriz elétrica brasileira, com forte presença de termoelétricas e nucleares. No Brasil, a expressão da fonte hidrelétrica é proporcionalmente muito superior à participação de hidrelétricas na matriz norte-americana.

142. Corroborando as diferenças, ressalte-se que as concessões de geração em regime de cotas possuem risco mitigado em relação às demais geradoras, pois o risco de mercado e hidrológico são transferidos aos consumidores; variações de preço não podem ser repassadas pois a contraprestação do serviço é uma receita fixada pela ANEEL; e ampliações da capacidade instalada dependem de autorizações do Poder Concedente e se sujeitam a esse mesmo regime, conforme estabelece a Lei 12.783/2013. Portanto, esse regime faz com que haja semelhança dos riscos desta atividade com o de uma transmissora, de forma que a metodologia proposta para o segmento e transmissão também se adequa para essas empresas.

143. Sendo assim, diante de tais dificuldades para o cálculo do Beta e da estrutura de capital no mercado de referência, foram escolhidas as empresas que atuam no setor elétrico americano, membros do Edison Eletric Institute - EEI, associação que representa todas as empresas de energia elétrica dos investidores norte-americanos e cujas ações são negociadas na Bolsa de Valores de Nova York (NYSE, as quais possuíssem ao menos 50% dos seus ativos destinados aos segmentos de distribuição ou transmissão. Por esse critério, a amostra compreendeu um total de 12 empresas, conforme a Erro! Fonte de referência não encontrada., apresentada posteriormente.

Tabela 9 - Estrutura de Capital e Beta das Empresas Americanas




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Empresa SIGLA

Beta Alavancado

Estrutura de Capital

Beta Desalavancado

1 Ameren Corporation AEE 0,4736 0,4178 0,3293 2 American Electric Power Company, Inc. AEP 0,4506 0,4375 0,3055 3 CenterPoint Energy, Inc. CNP 0,5706 0,4968 0,3560 4 Consolidated Edison, Inc. ED 0,2321 0,4124 0,1625 5 Edison International EIX 0,4012 0,3971 0,2862 6 Eversource Energy ES 0,4573 0,3995 0,3252 7 Exelon Corporation EXC 0,3907 0,4512 0,2601 8 FirstEnergy Corp. FE 0,4872 0,5781 0,2653 9 NorthWestern Corporation NWE 0,4937 0,4319 0,3371

10 OGE Energy Corp. OGE 0,5451 0,3229 0,4221 11 PG&E Corporation PCG 0,4184 0,4048 0,2956 12 PPL Corporation PPL 0,4282 0,4968 0,2671

Média 0,4457 0,4372 0,3010

Fonte: Reuters (dados brutos, 2017).

144. O cálculo do Beta a ser utilizado para a determinação da taxa de retorno envolve os seguintes passos:

i. Cálculo dos Betas21 individuais alavancados das empresas do segmento de interesse em relação ao mercado de referência (índice S&P500), encontrando o βEUA Alavancado;

ii. Desalavancagem dos Betas de cada empresa, utilizando o grau de alavancagem individual e a alíquota de imposto de renda do mercado de referência de 38,92%, obtendo, assim, o βEUA Desalavancado;

iii. Realavancagem do Beta utilizando para tal a estrutura de capital regulatória brasileira e as

alíquotas de imposto de renda da pessoa jurídica (IRPJ) de 25% e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL), de 9%, perfazendo um total de 34% para os impostos, obtendo assim βBR Alavancado;

iv. Cálculo da média aritmética dos Betas realavancados individuais.

145. Abaixo são apresentadas as fórmulas matemáticas do procedimento descrito acima:

𝜷𝑬𝑼𝑨𝑫𝒆𝒔𝒂𝒍𝒂𝒗𝒂𝒏𝒄𝒂𝒅𝒐 =𝜷𝑬𝑼𝑨𝑨𝒍𝒂𝒗𝒂𝒏𝒄𝒂𝒅𝒐. (𝑬𝑬𝑼𝑨

𝟏−𝑫𝑬𝑼𝑨x𝑻𝑬𝑼𝑨) (14)

𝜷𝑩𝑹𝑹𝒆𝒂𝒍𝒂𝒗𝒂𝒏𝒄𝒂𝒅𝒐 =𝜷𝑬𝑼𝑨𝑫𝒆𝒔𝒂𝒍𝒂𝒗𝒂𝒏𝒄𝒂𝒅𝒐. (𝟏−𝑫𝑩𝑹x𝑻𝑩𝑹

𝑬𝑩𝑹) (15)

Onde: 𝐸 : participação percentual de capital próprio;

𝐷: participação percentual de capital de terceiros; e

21 O beta de um ativo é calculado pela covariância entre o retorno do ativo e do mercado dividida pela variância do mercado no

período.




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𝑇 : alíquota de impostos. 146. Assim, os Betas desalavancados individuais resultaram em um Beta médio de 0,3010, calculado de acordo com os retornos semanais obtidos no período de cinco anos, de 1º de janeiro de 2012 a 31 de dezembro de 2016. O Beta médio alavancado do setor elétrico brasileiro de 0,4818 foi obtido após a aplicação da estrutura média de capital e da alíquota de imposto local de 34%. 147. A partir do Beta alavancado do setor elétrico brasileiro é calculado o prêmio total do risco do negócio e financeiro [0,4818* (6,64%)] de 3,20% (em termos nominais).

III.3.3.4. Prêmio de Risco País

148. Dada a utilização pela ANEEL do modelo CAPM para a estimativa do retorno do capital próprio, tendo como referência (i) a taxa média de retorno de títulos do tesouro norte-americano como ativo livre de risco, (ii) a taxa de retorno índice de mercado de ações S&P 500, como retorno de mercado, e (iii) empresas reguladas do setor de energia elétrica como referência para estimação do Beta setorial, faz-se necessária a complementação do modelo com a adição do prêmio de risco soberano, representado pela diferença entre a média do retorno dos títulos públicos brasileiros e a média do ativo de risco estadunidense. Tal ajuste visa incorporar ao modelo as especificidades da economia brasileira em relação à norte-americana, conforme proposto por Damodaran22. Operacionalmente, a adição do termo RB, que representa o risco Brasil, na fórmula original do CAPM (Equação 13), resulta na seguinte formulação:

BfMifi RRRRR )( (16)

149. Tradicionalmente, o risco Brasil é representado pelo índice EMBI+BR, calculado pelo Banco JP Morgan. Tal índice reflete o comportamento de títulos da dívida externa brasileira. O spread do EMBI+Br sobre títulos do tesouro americano é o valor normalmente utilizado pelos investidores e público em geral como medida do risco-Brasil23. Embora a representatividade da dívida externa mobiliária hoje seja de apenas 3,13% segundo relatório do Tesouro Nacional24, tal indicador possui um longo histórico estando disponível desde 1992 e foi utilizado nas revisões metodológicas anteriores, razão pela qual optou-se por manter a sua utilização.

150. Excepcionalmente para o risco país, a ANEEL tem mantido a utilização da mediana em lugar da média como medida de tendência central. Esse procedimento é motivado pelo fato de que a série, entre as consideradas no WACC, foi a mais afetada pelas turbulências vividas pelo Brasil em 2002. Ao se analisar as estatísticas descritivas das séries (Tabela 10), verifica-se que todas possuem assimetria, mas aquela mais sujeita a distorções provocadas por valores extremos é a de risco país, pois é a que apresenta o maior índice de curtose (é a série com maior cume), maior assimetria e maior diferença entre média e mediana. Por esse 22 DAMODARAN, Aswath. Country risk and company exposure: theory and practice. 2003. 23 Conforme glossário Banco Central disponível em: https://www.bcb.gov.br/glossario.asp?Definicao=1652&idioma=P&idpai=GLOSSARIO . 24 Relatório Mensal da Dívida Pública Federal Junho/2017. Disponível em: http://www.tesouro.fazenda.gov.br/relatorio-mensal-da-divida ou http://www.tesouro.fazenda.gov.br/documents/10180/630387/Texto_RMD_Nov_17.pdf/0f171547-d449-46a9-94e0-b291c5f6e227.




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motivo, manteve-se o uso da mediana como forma de neutralizar o efeito de períodos atípicos sobre a série de risco país.

Tabela 10 – Estatísticas Descritivas

Taxa Livre de Risco

(USTB10Y) Risco País (EMBI+ Br)

Risco de Mercado (S&P 500)

Inflação Americana (USCPI)

Média 4,89% 5,15% 11,53% 2,06%

Mediana 4,73% 3,88% 13,69% 2,13%

Curtose -0,8953 2,6624 1,1941 0,4311

Assimetria 0,2448 1,5455 -0,8157 -0,6586

Média (-) Mediana 0,16% 1,27% -2,16% -0,07%

Assimetria de Pearson 0,2358 1,0074 -0,3898 -0,4328

Nº de observações 7535 5761 349 264

151. Assim, para o cálculo do prêmio de risco Brasil, utilizou-se a mediana da série histórica diária do índice EMBI+ Brazil, de janeiro de 1995 a dezembro de 2017, resultando no valor de 3,88%.

III.3.2.5. Resultados sobre o Custo de Capital Próprio

152. Tendo sido calculado todos os componentes, pode-se encontrar o custo de capital próprio a ser aplicado ao setor de geração de energia elétrica a partir da Equação 16, conforme os resultados consolidados apresentados na Tabela 111.

Tabela 11 - Custo do Capital Próprio.

Componente Prêmio

Taxa livre de risco 4,07% Prêmio de risco do negócio e financeiro 3,20%

Prêmio de risco Brasil 3,88% Custo de Capital (nominal) 11,15% Custo de Capital (real) 8,91%

153. Como as tarifas são reajustadas por um índice de inflação (IGP-M ou IPCA), interessa-nos ter o custo de capital expresso em termos reais. Para deflacionar o custo de capital, basta descontar a taxa de inflação média anual dos EUA, de acordo com a fórmula abaixo:

𝒓𝑹𝑬𝑨𝑳 =𝟏+𝒓𝑵𝑶𝑴𝑰𝑵𝑨𝑳

𝟏+𝝅− 𝟏 (17)

Onde:

𝑟𝑅𝐸𝐴𝐿: taxa de retorno real, no período; 𝑟𝑁𝑂𝑀𝐼𝑁𝐴𝐿: taxa de retorno nominal, no período; e 𝜋: inflação no período.




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154. A taxa de inflação média anual dos EUA no período de janeiro de 1995 a novembro de 2017 foi de 2,06%, o que resulta em um custo de capital próprio real de 8,91%. No fechamento desta Nota Técnica ainda não estava disponível o índice de inflação americana de dezembro de 2017, porém no fechamento da Audiência Pública proposta, o número será incorporado à série e a média, atualizada. O valor considerado para a inflação é coerente com a expectativa para os próximos anos, dado o comportamento recente dos índices inflacionários.

III.3.2. Custo do Capital de Terceiros

155. Trata-se do retorno exigido pelos credores dos recursos captados pela empresa, sendo função do risco do negócio e do desempenho da empresa, refletidos no seu risco de crédito. Em teoria, existem duas metodologias consolidadas para fins regulatórios:

i. CAPM da dívida: o custo de capital de terceiros resulta de uma aplicação do modelo

CAPM em que o risco de crédito é adicionado à taxa livre de risco e ao risco país; e

ii. Benchmark de custo de captação de recursos: o custo é estimado conforme os preços correntes de dívidas corporativas do setor no qual se insere a empresa, negociados em mercado próprios para esses papéis.

156. A metodologia de CAPM da dívida, utilizada no ciclo de revisão anterior, apresenta como maior desvantagem a grande sensibilidade a janelas de cálculo de parâmetros como taxa livre de risco e risco país, podendo o valor final encontrado diferir substancialmente do custo observado em transações recentes realizadas no mercado bancário e de capitais.

157. De forma a buscar uma maior aderência do valor da remuneração do capital de terceiros, para o presente ciclo propõe-se a utilização da metodologia por benchmark, a qual procura refletir a estimativa do custo de dívida com base em debêntures majoritariamente negociadas no mercado secundário, que possuem um rendimento real prefixado, somado à inflação medida pelo IPCA, e que pode ser uma aproximação do custo de crédito de uma nova captação por uma empresa do setor elétrico. A Tabela 12 abaixo demostra a taxa indicativa real das debêntures do setor elétrico com precificação da ANBIMA negociadas em 29 de dezembro de 2017.

158. A proposta para o custo de capital de terceiros é a utilização do 1º quartil da média diária dos Yields to Maturity das debêntures do setor elétrico com precificação da ANBIMA, no período compreendido entre janeiro de 2015 e dezembro de 2017 (últimos trinta e seis meses), cujo valor apurado em 29/12/2017, foi equivalente a IPCA + 5,37%.

Tabela 12 - Custo de capital de terceiros Real (IPCA+X) por empresa - Mercado de debêntures do

setor elétrico com precificação na ANBIMA - 29/12/2017.

Nome - Código

Taxa Indicativa (%)

Nome - Código Taxa Indicativa

(%)




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1 TAESA - TAEE23 3,6869 27 RIO PARANAPANEMA - GEPA27 5,5753

2 COELCE - CEAR23 3,7277 28 ENERGISA - ENGI28 5,6522

3 ENERGISA - ENGI25 3,7876 29 CELPA - CLPP23 5,7526

4 EDP - ENBR24 4,4293 30 COSERN - CSRN27 5,8257

5 AES TIETE - TIET34 4,5717 31 COSERN - CSRN17 5,8376

6 ALUPAR - APAR16 4,7464 32 TAESA - TAEE33 5,8663

7 CEMAR - CEMA17 4,7534 33 AES TIETE - TIET26 6,0062

8 EDP - ENBR15 4,8113 34 PARANAIBA T - PRTE12 6,2557

9 ELEKTRO - EKTR25 4,895 35 FERREIRA GOMES - FGEN13 6,3401

10 RAIZEN - RESA31 4,8969 36 TSLE - TSLE11 6,4492

11 CTEEP - CTEE14 4,8989 37 VENTOS DE SÃO TOMÉ - TOME12 6,5231

12 ENGIE - TBLE15 5,179 38 VENTOS DE SÃO TITO - VNTT11 6,5379

13 ENGIE - TBLE26 5,2177 39 NORTE BRASIL - NRTB11 6,5521

14 TAESA - TAES14 5,2473 40 NORTE BRASIL - NRTB21 6,5521

15 AES TIETE - TIET15 5,2523 41 MATRINCHA T - TPNO12 6,597

16 CTEEP - CTEE15 5,3062 42 RENOVA EÓLICA - RNEP11 6,6034

17 ENERGISA - ENGI19 5,308 43 EXTREMOZ T - EXTZ11 6,7418

18 CEMAR - CEMA27 5,3113 44 LIGHT SESA - LIGHA3 6,8069

19 CELPA - CLPP13 5,3865 45 SANTO ANTONIO - STEN13 7,1041

20 CPFL RENOVÁVEIS - ERSA17 5,3971 46 CHAPADA DO PIAUÍ - CHPA11 7,1533

21 RGE - RIGE18 5,4028 47 SANTO ANTONIO - STEN23 7,9109

22 ENERGISA - ENGI18 5,4245 48 CEMIG GT - CMTR23 8,6291

23 ENERGISA - ENGI29 5,4401 49 CEMIG GT - CMTR33 9,3902

24 EDP - ENBR34 5,4476 50 CEMIG D - CMDT33 9,6665

25 ENERGISA - ENGI39 5,5344 51 CEMIG D - CMDT23 9,7244

26 CPFL - CPFP18 5,5404

Fonte: ANBIMA. Elaboração própria.

159. Dessa forma, para o cálculo do prêmio de risco de crédito nominal antes de impostos, acresceu-se ao custo real de captação de 5,37% a inflação americana de 2,06%. Sobre esse valor foi aplicada a redução advinda do benefício fiscal sobre a dívida (1 – 34%), e novamente deflacionando essa taxa, chega-se ao prêmio de risco real e depois de impostos de 2,86%.

Tabela 13 - Custo do Capital de Terceiros.

Componente Prêmio

Custo de Capital de Terceiros Nominal antes de impostos 7,54% Custo do Capital de Terceiros real antes de impostos 5,37% Custo do Capital de Terceiros real após impostos 2,86%

III.3.3 – RESULTADO DO CUSTO MÉDIO PONDERADO DO CAPITAL

160. A partir dos resultados apresentados anteriormente, pode-se calcular a taxa de retorno para os serviços de públicos de geração de energia elétrica, para as usinas hidrelétricas no regime de cotas de garantia física no Brasil por meio do WACC, calculado conforme a Equação (16). Considerando-se a alíquota de imposto




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(T) igual a 34%, obtém-se o custo de capital para a estrutura de capital sugerida (D/V = 47,65%), obtêm-se o valor de 6,03%, real e depois de impostos, cujos resultados finais são mostrados na Tabela 14.

Tabela 14 - Custo Médio Ponderado do Capital – WACC

Componente Fórmula Valor

Estrutura Ótima de Capital

Capital Próprio = (P/V) 52,35%

Capital de Terceiros = (D/V) 47,65%

Custo de Capital Próprio

Taxa livre de risco = rf 4,07%

Prêmio de risco de Mercado = rm - rf 6,64%

Beta médio desalavancado = βRRDesalav 0,3010

Beta médio alavancado = βRRAlav 0,4818

Risco do negócio = β.( rm - rf) 3,20%

Prêmio de risco país = rB 3,88%

Custo de capital próprio nominal = 11,15%

Custo de capital próprio real = 8,91%

Inflação EUA = 2,06%

Custo de Capital de Terceiros

Custo de dívida real antes de impostos= 5,37%

Custo de dívida nominal antes de impostos = 7,54%

Custo de dívida real depois de impostos = 2,86%

Custo Médio Ponderado

WACC nominal depois de impostos = rWACC 8,21%

WACC real depois de impostos = rWACC 6,03%

III.4. BAR

161. Com a aprovação do Submódulo 12.4 do PRORET, usinas passaram a fazer jus, desde o processo tarifário de 2015, ao recebimento de adicionais de receita referente a bens não reversíveis. Esses bens, também conhecidos como Base de Anuidade Regulatória (BAR), não são aqueles considerados como investimentos em melhorias, isto é, a cobertura para custos dessa natureza é definida por meio de uma anuidade em separado.

162. O valor vigente para remuneração de investimentos em bens não reversíveis, tais como hardware e software, veículos, além da infraestrutura de edifícios de uso administrativo, equivale a 5% (cinco por cento) da GAGO&M, observado o limite mínimo de R$ 50.000,00 (cinquenta mil reais). Esse valor foi obtido com referência ao setor de Transmissão, o que, no entanto, deve ser avaliado considerando as especificidades do setor de Geração.




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163. Para tanto, propõe-se que seja definida uma anuidade segmentada nos seguintes grupos de ativos: (i) aluguéis; (ii) veículos e (iii) sistemas (hardware e software).

𝑩𝑨𝑹 = 𝑩𝑨𝑹𝒂 + 𝑩𝑨𝑹𝒗 + 𝑩𝑨𝑹𝒊 (18)

Onde: BARa: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; BARv: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em veículos; e BARi: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em sistemas de informática.

164. Para a definição regulatória, realizou-se uma análise sobre os valores monetários relativos à BAR de cada empresa, que foram obtidos dos Relatórios de Informações Trimestrais – RIT, de 2015 e 2016 (quarto trimestre). A apuração dos valores baseou-se nas seguintes contas do MCSE, conforme Tabela 15:

Tabela 15 - Relação de Grupos de Contas de Ativo para definição da BAR Conta Grupo de Contas Atividade Descrição Grupo de Ativos

1232.1.01.05 AIS Geração Veículos Veículos

1232.1.01.06 AIS Geração Móveis e Utensílios Aluguéis

1232.1.04.05 AIS STC Veículos Veículos

1232.1.04.06 AIS STC Móveis e Utensílios Aluguéis

1232.4.01.01 AIS Administração Adm. Central - Terrenos Aluguéis

1232.4.01.03 AIS Administração Adm. Central - Edificações, Obras Civis e Benfeitorias Aluguéis

1232.4.01.04 AIS Administração Adm. Central - Máquinas e Equipamentos Aluguéis

1232.4.01.05 AIS Administração Adm. Central - Veículos Veículos

1232.4.01.06 AIS Administração Adm. Central - Móveis e Utensílios Aluguéis

1233.1.01.03 Intangível Geração Softwares Sistemas

1233.1.01.99 Intangível Geração Outros Aluguéis

1233.1.04.03 Intangível STC Softwares Sistemas

1233.1.04.99 Intangível STC Outros Aluguéis

1233.4.01.01 Intangível Administração Adm. Central - Servidões Aluguéis

1233.4.01.03 Intangível Administração Adm. Central - Softwares Sistemas

1233.4.01.99 Intangível Administração Adm. Central - Outros Aluguéis

6105.1.09.01 Gastos Op. Geração Arrendamentos (Leasing) Aluguéis

6105.1.09.02 Gastos Op. Geração Aluguéis em Geral Aluguéis

6105.1.09.10 Gastos Op. Geração Créditos de Tributos Recuperáveis Aluguéis

6105.1.29.01 Gastos Op. Administração Arrendamentos (Leasing) Aluguéis

6105.1.29.02 Gastos Op. Administração Aluguéis em Geral Aluguéis

6105.1.29.10 Gastos Op. Administração Créditos de Tributos Recuperáveis Aluguéis

165. Em alguns casos, em um mesmo RIT, estão imiscuídas atividades de Geração e Transmissão de uma empresa. Nesses casos, os valores monetários referentes às atividades Administrativas das contas elencadas na Tabela 15 foram multiplicadas por um fator de 50%25.

25 O significado consiste em ratear igualmente os gastos operacionais com aluguéis, convertidos para base de investimentos, componentes da BAR, entre os segmentos de transmissão e geração da empresa.




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166. É importante ressaltar que os gastos operacionais com aluguéis (conta 6105), por serem anuidades, foram transformadas para base de investimentos, na forma de BAR equivalente. Portanto, esses valores não foram utilizados para o cálculo dos custos operacionais regulatórios. Para o cálculo das anuidades considerou-se o WACC proposto no item III.3, de 6,03%, e como vida útil adotou-se a proporção observada nos RIT, de modo a se obter a vida útil média ponderada de cada grupo, utilizando as taxas definidas no MCPSE.

167. Tal como nos custos operacionais é importante que haja a definição de BAR utilizando como referência não apenas as usinas do regime de cotas. As informações no RIT são relativas a empresas do ramo de geração, mas cada empresa pode deter mais de uma usina, que não necessariamente está no regime de cotas ou mesmo que seja uma hidrelétrica. Assim, foram implementadas as seguintes ações, para fins de definição da BAR:

o excluir as informações de empresas que detenham participação em usinas não hidrelétricas (usinas eólicas, solares ou termoelétricas), já que a lógica do negócio é distinto para hidrelétricas;

o excluir as informações relativas a empresas que detenham usinas hidrelétricas sem participação majoritária; e

o dividir o valor observado da BAR de determinada empresa pela capacidade instalada em operação de todas as usinas hidrelétricas que a empresa detenha participação majoritária (entende-se que a relação BAR por capacidade instalada (R$/kW) é mais adequada do que a extração de valor da BAR por empresa, na medida em que uma empresa pode deter a outorga de mais de usina).

168. Após esse procedimento restaram 162 amostras, referente a 82 empresas, com outorgas de usinas hidrelétricas equivalente a cerca de 34 GW. O Gráfico 3 mostra a relação entre os investimentos em BAR pelos investimentos em BAR divididas pela capacidade instalada das outorgas de hidrelétricas detidas pelas empresas.

Gráfico 3 – BAR (R$) x BAR (R$/kW)




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169. Não foi verificado um padrão claro entre o investimento em ativos não elétricos e o porte dos empreendimentos (proxy avaliada em termos da BAR em R$/kW). Com isso, propõe-se a adoção como valor regulatório a mediana dos valores observados, que resulta em uma BAR equivalente a R$ 79,07/kW. A memória de cálculo estará disponível no espaço desta Audiência Pública na internet.

170. O valor observado para as empresas em termos dos grupos de ativos da BAR resultou na segregação constante da Tabela 16. Na mesma tabela, apresenta-se a vida útil média considerada para cada grupo de ativos.

Tabela 16 - Segregação da BAR nos Grupos de Ativos e Vidas Úteis para Cálculo das Anuidades Grupo de Ativos (% da BAR) Vida útil

Aluguéis (BARa) 91% 94% referente ao TUC26 “230.01 – Equipamento Geral – móveis e utensílios” 6% referente ao TUC “215.09 – Edificação – outras”

Veículos (BARv) 3% 100% referente ao TUC “615 – Veículos”

Sistemas (BARi) 6% 70% referente ao TUC “535.01 – Software” 30% referente ao TUC “235.01 – Equipamento Geral de Informática”27

171. A anualização da BAR como receita para a geradora se traduz no Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI, o qual é decomposto em:

𝑪𝑨𝑰𝑴𝑰 = 𝑪𝑨𝑳 + 𝑪𝑨𝑽 + 𝑪𝑨𝑰 (19)

Onde: CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis; CAL: Custo Anual de Aluguéis; CAV: Custo Anual de Veículos; e CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática.

172. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

𝐂𝐀𝐋 = 𝐁𝐀𝐑𝐚 ∗ [𝟏

𝐕𝐔𝐚+

𝐫𝐖𝐀𝐂𝐂𝐩𝐫é

𝟐] (20)

Onde: CAL: Custo Anual de Aluguéis; BARa: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; e VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 94% referente ao TUC “230.01 – Equipamento Geral – Móveis e Utensílios” e 6% referente ao TUC “215.09 – Edificação – Outras”.

26 Tipo de Unidade de Cadastro. 27 Foi mantida a mesma segregação entre Software e Equipamento Geral de Informática adotada no Submódulo 2.1 do PRORET para o setor de distribuição.




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173. O Custo Anual de Veículos (CAV) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

𝐂𝐀𝐕 = 𝐁𝐀𝐑𝐯 ∗ [𝟏

𝐕𝐔𝐯+


𝟐] (21)

Onde: CAV: Custo Anual de Veículos; BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; e VUv: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, referente ao TUC “615.01 – Veículos”.

174. O Custo Anual de sistemas de Informática (CAI) é calculado em conformidade com a equação a seguir:

𝐂𝐀𝐈 = 𝐁𝐀𝐑𝐢 ∗ [𝟏

𝐕𝐔𝐢+


𝟐] (22)

Onde: CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática; BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática; e VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 70% referente ao TUC “535 - Software” e 30% referente ao TUC “235 – Equipamento Geral de Informática”.

175. O resultado das equações está apresentado na Tabela 17. O CAIMI a ser aplicado às usinas do regime de cotas de garantia física é de R$ 7,881/kW (preço com base de julho/2017), a ser anualmente atualizados pelo IPCA.

Tabela 17 - CAIMI e suas componentes Grupo de Ativos R$/kW

CAIMI 7,881

CAL 6,382

CAV 0,406

CAI 1,093

176. Quanto ao limite mínimo atual de R$ 50 mil, também se propõe alteração para R$ 42 mil, que equivale ao percentil 5% das amostras observadas.

177. A Tabela 18 apresenta os resultados por grupo empresarial. Denota-se que em média houve aumento de 163% em relação ao atualmente reconhecido. A principal diferença é que a versão atual do Submódulo 12.4 do PRORET foi baseada em analogia aos custos do Sistema de Transmissão (5% dos custos operacionais reconhecidos). No momento em que o Submódulo 12.4 não se dispunha de clareza quanto aos custos dessa rubrica, algo que atualmente se tem fundamentos mais consolidados para a proposição do valor,




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conforme exposto. Destaca-se que o aumento proposto para BAR foi mais do que compensado pela redução da GAGO&M.

Tabela 18 – Resultados quanto à proposta de CAIMI CAIMI reconhecido atualmente CAIMI proposto Variação CAIMI

Máximo 8.727.668,35 33.725.776,58 286,4%

Quartil Superior 1.362.794,62 2.626.009,27 79,6%

Média 1.338.800,99 3.532.581,20 47,9%

Mediana 194.924,52 184.405,78 11,7%

Quartil Inferior 50.000,00 42.000,00 -16,0%

Mínimo 50.000,00 42.000,00 -32,8%

Empresas CAIMI reconhecido atualmente CAIMI proposto Variação CAIMI Número de Usinas

Tijoá 1.999.381,18 6.363.575,62 218,3% 1

Chesf 22.111.832,79 72.568.466,89 228,2% 6

EMAE 6.584.931,22 7.374.655,19 12,0% 3

CPFL Geração 177.163,18 184.323,44 4,0% 2

Copel GT 50.000,00 42.000,00 -16,0% 1

CEEE GT 2.463.657,95 3.422.196,27 38,9% 12

Celg GT 126.225,28 94.567,07 -25,1% 1

DME Energética 92.146,90 67.733,66 -26,5% 1

CSP-G&T 50.000,00 42.000,00 -16,0% 1

Eletronorte 525.904,91 606.427,09 15,3% 1

DEMEI Geração 50.000,00 42.000,00 -16,0% 1

Furnas 13.965.592,39 36.364.977,96 160,4% 6

Total 48.196.835,80 127.172.923,18 163,9% 36

III.5. Ajuste de Indisponibilidade e Fator X

178. Conforme a Cláusula Oitava dos contratos de concessão e a Portaria MME nº 117/2013, é prerrogativa da ANEEL nos processos de revisão da RAG estabelecer novos critérios, indicadores, fórmulas, parâmetros e padrões definidores da qualidade do serviço.

179. O Ajuste de Indisponibilidade é componente da receita que aufere a qualidade do serviço prestado, de forma que os geradores são penalizados, caso os limites de indisponibilidade sejam ultrapassados. Nos contratos existe a previsão de um Fator X, que também pode ser utilizado para modular a receita do gerador a depender da qualidade do serviço prestado.

180. Atualmente, conforme observado na NT nº 037/2017-SRG/SCG/ANEEL, os limites indisponibilidade tem sido frequentemente ultrapassados, gerando, por consequência, em redução da RAG para diversos concessionários. Como essa é uma ocorrência constante, percebe-se que as empresas precisam trabalhar para que esses indicadores fiquem dentro dos patamares considerados adequados, existindo o incentivo econômico do Ajuste de Indisponibilidade para que o façam.

181. Uma das justificativas alegadas para o descumprimento dos indicadores seria a falta de remuneração adequada para a realização de investimentos em melhorias destinadas à manutenção com qualidade do serviço prestado. Essa é justificativa que perde sua razão, na medida em que os investimentos




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em melhorias serão acrescidos, como adicional constante da receita até a próxima revisão da RAG, atualizado pelo índice inflacionário.

182. Dessa forma, é relevante de que o Ajuste de Indisponibilidade componha incentivo rígido à manutenção da qualidade e continuidade de prestação do serviço. Nesse diapasão, propõe-se a alteração da REN nº 541, 21 de março de 2013, que trata do Ajuste de Indisponibilidade, de modo que, no caso de usinas despachadas centralizadamente, ele passe de:

𝐀𝐣𝐈 = 𝐆𝐀𝐆𝐎&𝐌 ∗ (𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐫𝐞𝐟𝐞𝐫ê𝐧𝐜𝐢𝐚 − 𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐯𝐞𝐫𝐢𝐟𝐢𝐜𝐚𝐝𝐚) (23)

Para:

𝐀𝐣𝐈 = (𝐆𝐀𝐆𝐎&𝐌 + 𝐆𝐀𝐆𝐌𝐞𝐥𝐡 + 𝐂𝐀𝐈𝐌𝐈 + 𝐆𝐀𝐆𝐀𝐦𝐩𝐥) ∗ (𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐫𝐞𝐟𝐞𝐫ê𝐧𝐜𝐢𝐚 − 𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐯𝐞𝐫𝐢𝐟𝐢𝐜𝐚𝐝𝐚) (24)

Onde:

AjI: Ajuste pela Indisponibilidade apurada ou desempenho apurado

GAGO&M: Custos Operacionais regulatórios;

GAGMelh: Custos de Capital por Investimentos em Melhorias;

GAGAmpl: Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas; e

CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis;

Indispreferência: Índice de indisponibilidade total considerado no cálculo da respectiva garantia física de energia; e

Indispverificada: índice de indisponibilidade total verificada.

183. E, para usinas não despachadas centralizadamente, o Ajuste de Indisponibilidade passe de:

I – Para IndDesemp < Liminf:

AjI = (GAGO&M+ GAGMelh +CAIMI+ GAGAmpl) * (IndDesemp-Liminf)

II – Para Liminf ≤ IndDesemp < 100%:

AjI = 0

III - Para IndDesemp > 100%:

AjI = (GAGO&M+ GAGMelh +CAIMI+ GAGAmpl) * (IndDesemp-100%) (25)

Onde:

IndDesemp: Índice de Desempenho (%); e

Liminf: Limite inferior da faixa de atendimento ao padrão de qualidade.




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184. Mesmo que o GAGMelh não tivesse sofrido aumentos perceptíveis, ainda assim, seria necessária a adaptação da REN nº 541/2013. No momento em que ela foi constituída, não havia o reconhecimento na RAG dos itens referentes à GAGMelh ou de CAIMI. Isso ocorreu no ano seguinte à edição da REN, por meio do Submódulo 12.4 do PRORET, majorando as possibilidades de reconhecimento de receita aos agentes. Malgrado esse fato, o incentivo do AjI não foi incrementado proporcionalmente.

185. Ademais, propõe-se que a variação do AjI, em cada reajuste ou revisão da RAG, não esteja limitada a 10% (dez por cento) do GAG (o qual equivale ao somatório vigente de GAGO&M, GAGMelh, GAGAmpl e CAIMI), como dispõe atualmente a REN nº 541/2013.

186. Compreende-se que, no âmbito da Audiência Pública, revisitar a REN nº 541/2013, em especial, para conformar incentivos econômicos adequados em prol do aumento da qualidade é movimento necessário.

187. Existem questionamentos da pertinência de haver um Fator X, quando já existe fator de aferição de qualidade (Ajuste de Indisponibilidade). Desse modo, propõe-se que o Fator X seja mantido constante igual a 0 (zero) até a próxima revisão da RAG, quando se avaliará se o Ajuste de Indisponibilidade, como indicador de qualidade, foi modificado positiva ou negativamente e se está indicando a sinalização econômica correta aos agentes. Esse fato não impede que os agentes contribuam, propondo métricas para o Fator X que entendam razoáveis para estimular a eficiência e capturar ganhos de produtividade para o consumidor.

III.6. Demais Componentes

188. Haja vista que estão sendo propostas mudanças extensas na GAGmelh e na BAR, a serem aplicadas a partir da revisão da RAG, o Submódulo 12.4 do PRORET perde boa parte da sua razão de ser, já que a lógica de aprovação de investimentos individualmente não mais ocorre. Assim, propõe-se que o Submódulo 12.4 perca a eficácia para esses dois itens.

189. Apesar disso, o Submódulo 12.4 contém regulamentação sobre a Parcela associada ao Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas (GAGAmpl). Propõe-se que a regulação que trata desse item seja mantida no Submódulo 12.4 com alterações. A fórmula da GAGAmpl é obtida da seguinte maneira:

GAGAmpl = GAGAmpl-CAAE + GAGAmpl-O&M (26)

Onde:

GAGAmpl: Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas

GAGAmpl-CAAE: Custo Anual dos Ativos Elétricos, para aumento de capacidade; e

GAGAmpl-O&M: Custo de Operação e Manutenção, para aumento de capacidade.




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190. Deve-se indicar que o custo de operação e manutenção referente a ampliação de instalações é obtido pela reaplicação da equação (5) com a potência, garantia física e número de unidades geradoras ampliadas. A diferença entre a reaplicação da equação (5) com os novos parâmetros e o valor reconhecido com GAGO&M equivale ao GAGAmpl. O aumento da potência instalada de energia em decorrência de investimentos realizados em ampliação implicará receita adicional de operação e manutenção, a ser atualizado até a data do reajuste anterior à entrada em operação comercial da ampliação, é incorporado no GAG no processo subsequente de reajuste. As fórmulas para definição do custo anual dos ativos elétricos, voltados à ampliação de capacidade, são mantidas.

191. Existem outros componentes que influenciam na composição da RAG. Entretanto, como são, como regra geral, alheios à gestão da empresa, tem o seu repasse garantido, não estando, portanto, sob o âmbito dessa regulamentação:

o Encargo de Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão

o Encargo de Conexão de responsabilidade da concessionária

o Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE

o Custos associados aos programas de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D

192. Outros custos devem ter sua cobrança autorizada pela ANEEL, sem integrarem a RAG calculada pela ANEEL. São eles: as contribuições ao sistema PIS/Cofins e a Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos (CFURH). A regulamentação ora proposta também não afeta esses itens.

III.7. Impacto

193. No Gráfico 4, ilustra-se a evolução da RAG (R$/MWh), a preços de julho/2017, em cada um dos reajustes e a proposta atual. Pode-se comparar que a evolução das tarifas relativa às usinas no regime de cotas que passam por revisão de RAG daquelas que não passam por revisão. Verifica-se que, mesmo com as mudanças propostas, ainda assim as tarifas das usinas cotistas que passam por revisão são inferiores à licitadas em regime de cotas sob inclusão do Retorno da Bonificação pela Outorga – RBO. Deve-se ressaltar que o Gráfico 4 é uma estimativa, porque a RAG 2017-2018 pode sofrer alterações por aceitação de recursos interportos no processo de reajuste e porque houve alterações de RAG entre os reajustes, por entrada de usinas no regime de cotas em prestação temporária de serviço e licitação de usinas.

Gráfico 4 – Evolução RAG (R$/MWh) – Base julho/2017




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194. Apresenta-se, na Tabela 19, o efeito das propostas desta NT em relação às receitas homologadas no reajuste da RAG 2017-2018, em termos absolutos e relativos. Na mesma tabela, também são apresentados os impactos tarifários médio, mínimo e máximo sobre os consumidores finais. O item “Outros Encargos” reflete o impacto dos encargos P&D e CFURH, que são afetados indiretamente por variações nos componentes GAGO&M, CAIMI, GAGMelh e AjI.

Tabela 19 – Estimativa de Efeitos na RAG e no Impacto Tarifário

Efeito em relação à RAG 2017-2018 Impacto Tarifário Consumidores Finais

R$ milhões % Mínimo Média Máximo

GAGO&M -R$ 125,31 -2,35% -0,12% -0,08% -0,05%

CAIMI R$ 78,94 1,48% 0,03% 0,05% 0,07%

GAGMelh R$ 936,74 17,54% 0,34% 0,56% 0,88%

AjI -R$ 29,85 -0,56% -0,03% -0,02% -0,01%

Outros Encargos R$ 8,80 0,16% 0,00% 0,01% 0,01%

Efeito Total R$ 869,31 16,28% 0,32% 0,52% 0,81%

195. O efeito médio de aumento nas tarifas dos consumidores finais estimado é de 0,52%. Conforme ressaltado ao longo da NT, com essa receita possibilita-se, dentre outros fatores, melhor adequação da receita dos concessionários às suas obrigações contratuais, tal como melhores condições para a consecução de investimentos em melhorias, cujo efeitos devem refletir aumento de qualidade no serviço prestado e na segurança do SIN.




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IV. DO FUNDAMENTO LEGAL

196. As argumentações apresentadas nesta Nota Técnica são fundamentadas nos seguintes dispositivos legais e regulatórios:

Leis 8.987/1995, 9.074/1995, 9.427/1996 e 12.783/2013;

Decreto 2.335/1997;

Resolução Normativa 541/2013; e

Portarias MME 117/2013 e 418/2013.

V. DA CONCLUSÃO

197. Esta Nota Técnica aborda os critérios para a revisão da Receita Anual de Geração – RAG das usinas hidrelétricas, sob regime de cotas de garantia física e de potência, da Lei nº 12.783/2013, que passam por processo de revisão.

198. Trata-se de continuação ao processo remetido pela SRG, por meio da Nota Técnica nº 143/2017-SRG/SCG/ANEEL, de 14/11/2017, de que a remuneração dos investimentos melhorias das usinas hidrelétricas, sob regime de cotas de garantia física e de potência, da Lei nº 12.783/2013, fosse conduzido no âmbito do processo de revisão da RAG.

199. Foram propostas modificações nas metodologias para valoração dos seguintes itens, a serem discutidas em âmbito de Audiência Pública:

I. Custo da Gestão dos Ativos de Geração (GAG):

a. Custos Operacionais (GAGO&M) – Submódulo 12.1 do PRORET;

b. Custos de Capital por Investimentos em Melhorias (GAGMelh) – Submódulos 12.1 e 12.3 do PRORET;

c. Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas (GAGAmpl) – Submódulos 12.1 e 12.4 do PRORET; e

d. Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (CAIMI) – Submódulo 12.1 do PRORET.

II. Ajuste de Indisponibilidade Apurada ou pelo Desempenho Apurado (AjI) – Submódulo 12.1 do PRORET e modificação no REN nº 541/2013.




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VI. RECOMENDAÇÃO

200. Recomenda-se que esta Nota Técnica, a minuta de Resolução Normativa e as minutas dos Submódulos 12.1, 12.3 e 12.4 do PRORET sejam submetidas à Audiência Pública.

201. Recomenda-se também, ao longo do ciclo de revisão da RAG, monitoramento dos índices de indisponibilidade das usinas, para verificar se o serviço público de geração das usinas cotistas continua deteriorando-se, mesmo com o aumento do adicional para remunerar os custos de capital por investimentos em melhorias.

FELIPE PEREIRA Especialista em Regulação

VANESSA RODRIGUES DOS SANTOS CARDOSO Especialista em Regulação

VICTOR QUEIROZ OLIVEIRA Especialista em Regulação

De acordo:

JÚLIO CÉSAR REZENDE FERRAZ Superintendente de Regulação Econômica e Estudos do Mercado




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Anexo 1 – Resultado estimado com propostas apresentadas

Usina (Valores R$ milhões)

Cod. UHE Concesisonária

atual GAGO&M CAIMI

GAGMelh 2018-2022

AjI Demais

Itens RAG Estimada

2018-2022

Complexo Paulo Afonso 002012-5 Chesf 190,64 33,73 250,10 - 34,81 327,13 766,78

Xingó 027053-9 Chesf 118,44 24,92 184,79 4,82 240,73 573,69

Itaparica (Luiz Gonzaga) 001174-6 Chesf 70,03 11,66 86,47 7,64 113,57 289,37

Marimbondo 001417-6 Furnas 68,03 11,35 84,15 - 0,26 122,38 285,66

Furnas 001007-3 Furnas 60,54 9,58 71,06 - 17,49 84,78 208,48

Estreito (L. C. Barreto) 000917-2 Furnas 50,27 8,26 61,36 - 0,78 86,62 205,73

Henry Borden 001084-7 EMAE 97,45 7,01 51,95 - 0,54 6,11 161,98

Três Irmãos 002873-8 Tijoá 32,41 6,36 47,22 - 72,77 158,76

Corumbá I 000866-4 Furnas 21,93 2,96 21,93 1,33 28,92 77,07

Porto Colômbia 002117-2 Furnas 21,82 2,52 18,70 0,29 16,17 59,50

Boa Esperança 000267-4 Chesf 18,10 1,87 13,87 0,17 17,02 51,03

Funil - RJ 027118-7 Furnas 15,47 1,70 12,62 0,25 7,11 37,16

Jacuí 001217-3 CEEE GT 17,33 1,42 10,52 0,57 6,54 36,37

Passo Real 002003-6 CEEE GT 10,33 1,25 9,23 1,23 11,18 33,22

Coaracy Nunes 000783-8 Eletronorte 8,75 0,61 4,56 0,03 0,19 14,14

Canastra 000635-1 CEEE GT 4,70 0,33 2,48 - 1,17 8,69

Funil - BA 027046-6 Chesf 3,87 0,24 1,75 - 2,52 4,75 8,08

Porto Góes 002123-7 EMAE 2,85 0,20 1,45 0,27 0,58 5,34

Rasgão 002187-3 EMAE 2,20 0,17 1,29 - 0,53 4,19

Pedra 027052-0 Chesf 1,94 0,16 1,17 - 1,99 1,34 2,61

Rio do Peixe 002353-1 CPFL Geração 2,81 0,14 1,06 - 0,20 1,18 4,99

São Domingos 027665-0 Celg GT 2,10 0,09 0,84 - 0,48 3,51

Bugres 000324-7 CEEE GT 1,89 0,09 0,65 - 0,58 3,21

Antas I (Pedro Affonso Junqueira) 000109-0 DME Energética 2,22 0,07 0,51 - 0,41 3,21

Ernestina 000898-2 CEEE GT 0,96 0,04 0,28 - 0,24 1,53

Capigui 000654-8 CEEE GT 0,67 0,04 0,22 - 0,07 0,19 1,06

Passo de Ajuricaba 001997-6 DEMEI Geração 1,60 0,04 0,19 - 0,21 2,05

Cachoeira do Lavrinha 026879-8 CSP-G&T 0,93 0,04 0,18 - 0,12 1,27

Macaco Branco 001349-8 CPFL Geração 0,85 0,04 0,14 - 0,11 0,16 1,08

Guarita 001076-6 CEEE GT 0,46 0,04 0,10 0,11 0,09 0,80

Rio dos Patos 002360-4 Copel GT 0,35 0,04 0,10 - 0,13 0,62

Herval 001085-5 CEEE GT 0,33 0,04 0,08 - 0,22 0,09 0,32

Santa Rosa 026730-9 CEEE GT 0,41 0,04 0,08 0,05 0,07 0,65

Passo do Inferno 001998-4 CEEE GT 0,33 0,04 0,08 - 0,00 0,06 0,51

Forquilha 000976-8 CEEE GT 0,37 0,04 0,06 - 0,06 0,53

Ijuizinho 027405-4 CEEE GT 0,34 0,04 0,06 0,01 0,05 0,50

Total - - 833,73 127,17 941,30 - 42,24 1.153,70 3.013,68




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Anexo 2 – Usinas consideradas para relação de investimentos em melhorias

Nº Leilão Empreendimento Potência

(MW)

Garantia Física (MW

médio)

Nº UG (unid.)

Área Reservatório

(km2)

GAG O&M (R$) Regulatório

Proposto

Equipamentos Eletromecânicos

(R$)

Remuneração Anual (R$)

1 07ºLEN BAIXO IGUAÇU

350,00

172,80 3

35,36

20.371.607,58

506.199.034,49

31.483.100,03

2 10ºLEN SANTA CRUZ DE MONTE NEGRO

17,00

7,73

3 3,55

2.361.028,35

69.044.377,96

4.294.222,05

3 10ºLEN CANAÃ

17,00

7,76 3 7,41

2.415.409,22

63.180.575,71

3.929.522,28

4 10ºLEN JAMARI

20,01

9,10 3 6,28

2.682.396,33

70.673.026,86

4.395.516,04

5 10ºLEN PIRAPORA

25,00

17,17 2 1,64

3.158.121,40

68.799.586,64

4.278.997,23

6 10ºLEN GARIBALDI

191,90

84,00 4

27,53

13.773.261,39

309.128.644,20

19.226.287,22

7 10ºLEN FERREIRA GOMES

252,00

150,20 3

19,69

17.119.179,82

721.563.997,90

44.877.745,66

8 10ºLEN COLIDER

300,00

179,60 3

171,70

20.561.660,86

631.336.796,10

39.266.055,74

9 03ºLER INXÚ

20,60

16,70 2 0,84

2.879.099,07

76.215.624,61

4.740.238,46

10 11ºLEN SANTO ANTONIO JARI

300,00

196,10

4

31,70

21.607.162,65

649.662.851,43

40.405.846,60

11 11ºLEN TELES PIRES

1.820,00

930,70 5

146,50

74.459.625,25

1.676.669.022,22

104.280.599,03

12 13ºLEN SÃO ROQUE

135,00

90,90 3

104,00

12.266.889,12

233.937.734,89

14.549.781,03

13 15ºLEN CACHOEIRA CALDEIRAO

219,00

129,70

3

47,99

15.931.490,86

455.089.997,56

28.304.368,32

14 16ºLEN MANOPLA

5,00

2,60 2 0,37

916.243,11

17.168.533,73

1.067.798,69

15 16ºLEN Cantu 2

18,00

9,50 3 3,55

2.587.757,76

27.964.425,61

1.739.250,27

16 16ºLEN SANTO CRISTO

19,50

10,80 3 0,31

2.589.476,59

34.005.811,98

2.114.994,91

17 16ºLEN MATA VELHA

24,00

13,10 3 5,68

3.229.123,95

57.054.215,06

3.548.492,66

18 16ºLEN VERDE 08

28,50

16,90 2 8,39

3.437.064,65

76.783.223,46

4.775.540,33

19 16ºLEN YPÊ

29,30

16,70 4 3,80

3.972.001,77

75.790.418,69

4.713.792,74

20 16ºLEN DA FAZENDA

19,50

9,10 2 0,30

2.213.488,35

82.593.542,31

5.136.913,70

21 16ºLEN CABEÇA DE BOI

30,00

17,85 2 0,70

3.315.179,71

122.923.669,71

7.645.250,04

22 16ºLEN SALTO APIACÁS

45,00

22,90 3 0,51

4.505.121,18

90.639.716,53

5.637.346,32

23 16ºLEN SINOP

400,00

239,80 2

337,00

23.198.767,80

355.223.405,04

22.093.155,52

24 18ºLEN PITO

4,00

2,30 2 0,09

782.802,55

11.752.478,92

730.946,61

25 18ºLEN Garça Branca

6,50

3,40 2 0,87

1.125.335,38

13.157.074,20

818.305,56

26 18ºLEN MORRO GRANDE

9,80

4,38 2 0,35

1.370.783,23

6.830.442,69

424.820,07

27 18ºLEN Nova Mutum

14,00

6,12 2 0,42

1.743.051,76

20.823.165,95

1.295.098,91

28 18ºLEN RENIC

16,00

6,55 4 1,62

2.282.979,69

29.587.844,26

1.840.218,96

29 18ºLEN Fazenda Velha

16,50

8,90 3 1,33

2.388.632,56

33.296.261,31

2.070.864,33

30 18ºLEN Linha Jacinto

17,41

9,87 3 0,97

2.498.417,67

43.234.020,42

2.688.944,26




Número: 48580.000127/2018-00




(MW)


médio)

Nº UG (unid.)

Área Reservatório

(km2)


Proposto


(R$)


31 18ºLEN Ado Popinhak

19,30

10,44 4 0,30

2.725.690,16

69.810.469,73

4.341.869,21

32 18ºLEN Água Limpa

23,00

11,44 2 0,43

2.559.979,93

49.321.945,36

3.067.583,37

33 18ºLEN Linha Aparecida

24,92

13,78 3 3,00

3.266.947,45

59.109.063,61

3.676.294,18

34 18ºLEN Tamboril

29,33

12,90 4 3,85

3.627.474,38

25.141.121,78

1.563.654,61

35 18ºLEN Quartel III

30,00

14,10 3 0,08

3.149.278,26

75.067.675,77

4.668.841,67

36 18ºLEN Quartel II

30,00

14,20 3 0,12

3.194.617,68

93.804.353,45

5.834.171,23

37 18ºLEN Quartel I

30,00

14,00 3 0,26

3.250.886,03

75.067.675,77

4.668.841,67

38 18ºLEN JARDIM

9,00

4,46 2 0,65

1.366.137,67

6.424.110,58

399.548,21

39 18ºLEN Serra das Agulhas

28,00

11,70 2 0,62

2.781.066,40

45.189.304,05

2.810.553,33

40 18ºLEN SÃO MANOEL

700,00

421,70 5

11,67

38.254.910,15

997.532.645,67

62.041.643,56

41 20ºLEN COMODORO

10,00

6,20 2 0,42

1.568.886,11

26.524.978,46

1.649.723,71

42 20ºLEN PRESENTE DE DEUS

13,00

8,50

2 1,90

1.997.080,60

28.977.508,69

1.802.259,08

43 20ºLEN LAJARI

20,88

10,90 2 0,13

2.354.924,16

45.908.146,83

2.855.261,82

44 21ºLEN SECRETÁRIO

2,68

1,28 2 0,01

523.551,13

5.283.280,89

328.594,19

45 21ºLEN TIGRE

9,00

5,25 2 0,10

1.370.695,43

7.827.608,05

486.838,87

46 21ºLEN SERRA DOS CAVALINHOS I

25,00

14,52

2 0,95

2.929.181,62

54.269.300,58

3.375.284,63

47 21ºLEN BOA VISTA II

26,50

14,41 3 1,12

3.290.738,28

75.710.673,01

4.708.832,95

48 21ºLEN CONFLUÊNCIA

27,00

13,72 3 0,25

3.114.992,74

21.849.506,54

1.358.932,26

49 21ºLEN BANDEIRANTE

27,15

18,40 3 2,68

3.709.782,33

66.504.021,42

4.136.224,32

50 21ºLEN VERDE 4

19,00

13,82 2

10,53

2.822.321,98

52.842.664,03

3.286.554,82

51 21ºLEN TIBAGI MONTANTE

32,00

20,26 3 7,00

4.164.812,07

60.401.302,89

3.756.665,13

52 21ºLEN ITAOCARA I

150,00

93,40 2

41,40

11.345.986,57

282.547.214,47

17.573.052,52

53 23º LEN

UHE SANTA BRANCA

62,00

35,10

2

14,08

5.826.113,22

101.729.859,88

6.327.098,90

54 01ºLEN CASTRO ALVES 130,00

64,00

3 5,00

9.796.673,87

107.325.936,30

6.675.147,44

55 01ºLEN PASSO SÃO JOÃO

77,00

41,10 2

25,24

6.725.930,96

135.729.675,31

8.441.720,85

56 01ºLEN 14 DE JULHO

100,00

50,00 2 6,00

7.530.538,02

134.871.050,10

8.388.318,57

57 01ºLEN MONTE CLARO 130,00

59,00

2 1,40

8.339.008,95

131.427.083,00

8.174.120,69

58 02ºLEN AIMORES 330,00

172,00

3

36,80

19.974.281,51

323.216.734,64

20.102.497,43

59 02ºLEN BARRA GRANDE 708,00

380,60

3

95,00

34.904.442,02

463.804.813,29

28.846.387,17

60 01ºLEN BATALHA 52,00

48,80

2

138,13

6.606.383,79

71.551.203,58

4.450.134,33




Número: 48580.000127/2018-00




(MW)


médio)

Nº UG (unid.)

Área Reservatório

(km2)


Proposto


(R$)


61 05ºLEN FOZ DO CHAPECO 855,00

432,00

4

79,90

41.332.418,51

743.981.619,49

46.272.011,90

62 03ºLEN MONJOLINHO 74,00

43,80

2 5,46

6.494.949,02

86.866.770,94

5.402.687,58

63 02ºLEN QUEIMADO 105,00

58,00

3

38,39

9.362.482,22

55.363.465,81

3.443.336,34

64 05ºLEN SAO DOMINGOS 19,00

10,14

3 3,41

2.692.228,61

132.829.602,69

8.261.350,54

65 01ºLEN SIMPLÍCIO 305,70

175,40

3

15,86

19.142.782,44

623.305.775,89

38.766.565,63

66 03ºLEN SAO SALVADOR 243,20

141,57

2

99,66

15.792.435,16

639.294.584,90

39.760.991,22

67 03ºLEN DARDANELOS 261,00

154,90

5 0,24

17.364.597,56

317.630.395,65

19.755.054,51




Número: 48580.000127/2018-00



Anexo 3 - Contas contábeis utilizadas para o cálculo da Estrutura de Capital a partir do Balancete Mensal Padronizado

2012 a 2014 Conta Descrição

111 Ativo - Circulante - Disponibilidades

11221 Ativo - Circulante - Créditos, valores e Bens - Rendas a Receber

11281 Ativo - Circulante - Créditos, Valores e Bens - Títulos e Valores Mobiliários

11283 Ativo - Circulante - Créditos, Valores e Bens - Fundos Vinculados

13201 Ativo - Permanente - Imobilizado - Geração

13204 Ativo - Permanente - Imobilizado - Administração

21121 Passivo - Circulante - Encargos de Dívidas

21151 Passivo - Circulante - Empréstimos a Curto Prazo

21152 Passivo - Circulante - Debêntures

21161 Passivo - Circulante - Empréstimos e Financiamentos

21162 Passivo - Circulante - Outras captações de recursos de terceiros

211716 Passivo - Circulante - Credores Diversos - Coligadas e Controladas ou Controladora

22121 Passivo - Exigível a Longo Prazo - Encargos de Dívidas

22152 Passivo - Exigível a Longo Prazo - Debêntures

22161 Passivo - Exigível a Longo Prazo - Empréstimos e Financiamentos

22162 Passivo - Exigível a Longo Prazo - Outras captações de recursos de terceiros

221716 Passivo - Exigível a Longo Prazo - Credores Diversos - Coligadas e Controladas ou Controladora

22301 Obrigações vinculadas à Concessão e Permissão do Serviço Público de Energia Elétrica – Geração

22304 Obrigações vinculadas à Concessão e Permissão do Serviço Público de Energia Elétrica - Administração

24 Patrimônio Líquido

2015 e 2016

Conta Descrição

1101 Ativo - Circulante - Caixa e Equivalentes de Caixa

1108 Ativo - Circulante - Investimentos Temporários

1116 Ativo - Circulante - Instrumentos financeiros Derivativos

12321 Ativo - Não Circulante - Imobilizado - Geração

1232170 Ativo - Não Circulante - Imobilizado - Geração (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável

1232171 Ativo - Não Circulante - Imobilizado - Geração (-) Ajustes pelas Renovações de Concessões

1232172 Ativo - Não Circulante - Imobilizado - Geração - Controle de Depreciação após Ajustes pelas Renovações de Concessões

12324 Ativo - Não Circulante - Imobilizado - Administração

12331 Ativo - Não Circulante - Intangível - Geração

1233170 Ativo - Não Circulante - Intangível - Geração - (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável

1233171 Ativo - Não Circulante - Intangível - Geração - (-) Ajustes pelas Renovações de Concessões

1233172 Ativo - Não Circulante - Intangível - Geração - Controle de Amortização após Ajustes pelas Renovações de Concessões

12334 Ativo - Não Circulante - Intangível - Administração

21021 Passivo - Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Empréstimos e Financiamentos

21022 Passivo - Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Debêntures

21023 Passivo - Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Arrendamento Mercantil

21024 Passivo - Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Títulos Descontados

21025 Passivo - Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Mútuos - Coligadas e Controladas ou Controladoras

2116 Passivo - Circulante - Instrumentos Financeiros Derivativos

22021 Passivo - Não Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Empréstimos e Financiamentos

22022 Passivo - Não Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Debêntures

Continua




Número: 48580.000127/2018-00



Continuação

2015 e 2016 Conta Descrição

22023 Passivo - Não Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Arrendamento Mercantil

22024 Passivo - Não Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Títulos Descontados

22025 Passivo - Não Circulante - Empréstimos e Financiamentos e Debêntures - Mútuos - Coligadas e Controladas ou Controladoras

2216 Passivo - Não Circulante - Instrumentos Financeiros Derivativos

22231 Obrigações vinculadas à Concessão e Permissão do Serviço Público de Energia Elétrica - Geração

22234 Obrigações vinculadas à Concessão e Permissão do Serviço Público de Energia Elétrica - Administração

24 Patrimônio Líquido




Número: 48580.000127/2018-00



Anexo 4 - Amostra de empresas consideradas no cálculo da Estrutura de Capital a partir do Balancete Mensal Padronizado

Empresas 2012 2013 2014 2015 2016

1 BAESA - Energética Barra Grande S.A 38,23% 32,41% 27,51% 16,99% 12,22%

2 Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A 59,28% 54,36% 54,76% 50,64% 42,79%

3 Boa Sorte Energética S.A 64,16% 56,39% 53,43% 46,84% 38,83%

4 Companhia Energética Estreito S.A. 60,75% 58,22% 55,32% 51,47% 45,26%

5 Cravari Geração de Energia S.A 56,71% 54,20% 53,79% 39,39% 33,72%

6 ECE Participações S.A. 59,37% 52,63% 52,56% 58,32% 57,86%

7 EEPP - Empresa Energética Porto das Pedras S.A. 60,68% 56,02% 50,65% 45,42% 40,03%

8 ENERGEST - Energest S/A 28,39% 22,17% 18,18% 16,35% 66,16%

9 Ferreira Gomes Energia S.A 69,41% 48,53% 43,47% 44,60% 44,23%

10 Foz do Rio Claro Energia S.A. 61,25% 56,20% 54,12% 47,31% 41,33%

11 Geração CIII S.A. 40,29% 39,45% 38,18% 31,69% 23,92%

12 Ibirama Energética S.A. 73,15% 66,57% 62,81% 54,25% 50,24%

13 Ijuí Energia S.A. 43,06% 40,22% 38,52% 33,91% 28,58%

14 Itapebi Geração de Energia S.A 5,61% 27,75% 23,87% 7,70% 32,94%

15 Lagoa Grande Energética S.A 62,80% 59,19% 53,42% 49,17% 43,94%

16 MONEL - Monel Monjolinho Energética S/A 56,45% 51,13% 49,51% 33,49% 23,10%

17 Norte Energia S.A. 56,70% 64,58% 73,14% 76,80% 69,88%

18 Ônix Geração de Energia S.A 53,18% 49,03% 44,85% 27,87% 16,91%

19 Ouro Energética S.A 61,62% 55,04% 54,12% 47,28% 44,47%

20 Pampeana Energética S.A. 52,35% 49,34% 48,55% 41,61% 27,40%

21 Paranatinga Energia S.A 90,98% 100,00% 100,00% 19,27% 31,40%

22 Pedra Furada Energia S.A. 42,40% 41,12% 40,95% 40,12% 38,85%

23 PLANALTO ENERGETICA S.A. 61,94% 58,55% 54,32% 47,15% 45,00%

24 RBE - Retiro Baixo Energética S.A 42,11% 39,45% 36,68% 35,28% 27,93%

25 Riacho Preto Energética S.A 76,07% 72,12% 66,58% 61,72% 55,40%

26 Rio Verde Energia S.A. 47,44% 39,78% 31,36% 20,91% 7,80%

27 Santa Gabriela Energética S.A. 60,87% 57,15% 51,98% 44,82% 41,68%

28 Santo Antônio Energia S.A. 60,71% 64,40% 63,46% 66,46% 69,27%

29 Serra do Facão Energia S.A. 49,13% 50,64% 51,99% 18,51% 17,75%

30 UHE Jirau - Energia Sustentável do Brasil S.A. 64,60% 58,01% 55,26% 51,46% 49,92%

31 Unaí Baixo Energética S.A. 60,93% 64,85% 68,18% 77,18% 71,76%

32 Usina Paulista Lavrinhas de Energia S.A 54,63% 48,66% 45,78% 38,21% 30,99%

33 Usina Paulista Queluz de Energia S.A. 47,26% 41,98% 41,29% 34,82% 29,45%

34 Várzea do Juba Energética S.A. 52,14% 50,09% 45,80% 39,71% 23,24%

Média 55,14% 52,36% 50,13% 41,67% 38,95%




Número: 48580.000127/2018-00

Nota Técnica nº 23 /201 8 SR M /ANEEL · foi instaurada no perío do de 13 de abril a 12 de maio...

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