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SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS

SERVIÇOS DE TRANSMISSÃO – SRT

Nota Técnica nº 051/2006-SRT/ANEEL Brasília, 14 de Fevereiro de 2006

REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA DA CONCESSIONÁRIA DE

TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA COMPANHIA DE

TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA PAULISTA – CTEEP

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Agência Nacional de Energia Elétrica Sup. de Regulação dos Serviços de Transmissão SGAN 603 / Módulo “I” – 20 andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 3426-5908 Fax: + 55 61 3426-5943

índice I. DO OBJETIVO .....................................................................................................................................................................................1 II. ANTECEDENTES..............................................................................................................................................................................1 III. ASPECTOS LEGAIS........................................................................................................................................................................4 IV. FUNDAMENTOS ECONÔMICOS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA ..........................................................................6

IV.1 – O REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO .........................................................................................................................9 IV.2 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO........................................................................10 IV.3 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS RECEITAS EXTRACONCESSÃO ...........................................................11

V. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA.............................................................................................................................................12 V.1 – CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES.........................................................................................................................13 V.2 – REMUNERAÇÃO DO CAPITAL..........................................................................................................................................15

V.2.1 – Custo do Capital Próprio..............................................................................................................................................16 V.2.2 – Custo do Capital de Terceiros.....................................................................................................................................20 V.2.3 – Estrutura de Capital.......................................................................................................................................................21 V.2.4 – Custo Médio Ponderado do Capital (WACC)............................................................................................................22 V.2.5 – Base de Remuneração Regulatória............................................................................................................................23

V.2.5.1 – Cálculo da Remuneração Bruta das Instalações Existentes..........................................................................24 V.2.5.2 – Cálculo da Remuneração Bruta das Novas Instalações.................................................................................26

V.3 – TOTAL DA RECEITA ANUAL LÍQUIDA ............................................................................................................................27 V.4 – OUTRAS RECEITAS ............................................................................................................................................................28 V.5 – ENCARGOS E TRIBUTOS..................................................................................................................................................28

V.5.1 – Cálculo dos Encargos com Reposicionamento Apenas Sobre a RBNI...........................................................29 V.5.2 – Cálculo dos Encargos com Reposicionamento Sobre a RBSE e RBNI...........................................................30

V.6 – TOTAL DA RECEITA ANUAL BRUTA...............................................................................................................................31 VI. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA..................................................31 VII. CONSIDERAÇÕES ADICIONAIS ..............................................................................................................................................32

VII.1 – ANÁLISE DOS PLEITOS DA CTEEP JUNTO À ANEEL .............................................................................................32 VII.2 – RESOLUÇÕES A SEREM REVOGADAS ......................................................................................................................35

VIII. CONSIDERAÇÕES FINAIS SOBRE A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA ....................................................................35

Nota Técnica no 051/2006–SRT/ANEEL Em 14 de fevereiro de 2006.

Processo nº 48500.000820/2006-74 Assunto: Revisão tarifária periódica da concessionária de transmissão de energia elétrica – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP

I. DO OBJETIVO A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar a metodologia e os resultados da revisão

tarifária periódica da concessionária de transmissão de energia elétrica Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP.

2. Na seção II apresenta-se uma breve caracterização da composição do sistema de transmissão brasileiro e, especificamente, da concessionária CTEEP. A seção III apresenta os aspectos legais do processo de revisão tarifária periódica, destacando-se a legislação pertinente e o contrato de concessão. A seção IV apresenta uma visão geral do regime de regulação por incentivos aplicável às concessionárias de transmissão de energia elétrica. 3. A revisão tarifária periódica da CTEEP é apresentada na seção V, onde se explicita a metodologia adotada e os resultados obtidos para o reposicionamento tarifário. Na seção VI são apresentados os cálculos dos componentes tarifários financeiros externos à revisão tarifária periódica, que devem ser agregados à Receita resultante da revisão por meio do mecanismo da Parcela de Ajuste. A seção VII apresenta a análise de pleitos da CTEEP junto à Agência e a relação de resoluções a serem revogadas. 4. As conclusões do processo de revisão tarifária periódica da CTEEP encontram-se na seção VIII. Ressalta-se que esta revisão tarifária produz dois resultados, sendo um referente ao reposicionamento tarifário sobre o atual contrato de concessão (Contrato de Concessão nº059/2001-ANEEL) com aplicação no período de 1º de julho de 2005 a 30 de junho de 2006, e outro referente à receita de partida para o novo contrato de concessão com vigência a partir de 1º de julho de 2006. 5. Finalmente, os anexos detalham as metodologias e dados utilizados.

II. ANTECEDENTES 6. A Rede Básica de Transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) teve sua origem determinada pelo art. 17 da Lei 9.074, de 28.09.1995, sendo regulamentada pelo Decreto nº 1.717, de 24.11.1995.

(Fls. 2 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 7. Tendo como base a relação elaborada conjuntamente pelo Grupo Coordenador da Operação Interligada – GCOI e Grupo Coordenador de Planejamento do Sistema – GCPS, sob a coordenação da Eletrobrás, o DNAEE publicou a Portaria 244 em 28 de junho de 1996, relacionando as instalações de transmissão que deveriam integrar a Rede Básica, definindo assim a sua primeira configuração, que teve como referência a data de 8 de julho de 1995. 8. A partir de 1998, a ANEEL, tendo em vista a necessidade de revisar a composição da Rede Básica estabelecida inicialmente pela Portaria DNAEE n° 244/96, de forma a adequá-la à reestruturação do setor elétrico brasileiro emitiu a Resolução 245/98, de caráter normativo, com as regras de classificação das instalações de transmissão para fins de composição da Rede Básica e, publicou, conforme consta no Processo 48500.000610/99-21:

i. A Resolução n° 166, de 2000, relacionando as instalações de transmissão componentes da Rede Básica incluindo as denominadas Demais Instalações de Transmissão, que se encontravam em operação até 31 de dezembro de 1999; e

ii. A Resolução n° 167, de 2000, definindo as receitas anuais permitidas dessas instalações

(inclusive as Demais Instalações de Transmissão) relacionadas na Resolução 166/2000, estabelecendo-se assim o equilíbrio econômico-financeiro inicial dos contratos.

9. A evolução da receita ao longo do primeiro período tarifário foi conseqüência exclusiva da aplicação do mecanismo de reajuste previsto no Contrato de Concessão. 10. Antes de caracterizar a CTEEP, vale ressaltar que as concessionárias de transmissão detêm, para fins de remuneração, três tipos de instalações:

i) As classificadas como Rede Básica, composta por instalações com tensão de 230 kV e acima, de uso compartilhado por vários agentes;

ii) As instalações com tensão de 230 kV e acima, porém classificadas como instalações de

conexão (de uso exclusivo de um consumidor ou de um gerador, por exemplo); e iii) As instalações com tensão menor que 230 kV, classificadas como Demais Instalações de

Transmissão. 11. Com relação às parcelas utilizadas nos Contratos de Concessão, o termo RBSE (Rede Básica do Sistema Existente) refere-se às instalações componentes da Rede Básica, definidas no anexo da Resolução nº 166/2000. O termo RPC refere-se às instalações de conexão e às Demais Instalações de Transmissão, ambas dedicadas aos respectivos usuários. A soma das duas parcelas relativas à RBSEi e à RPCi compõe a Receita Anual Permitida – RAP das respectivas concessionárias de transmissão, dando início ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão. 12. Entretanto, os reforços nas instalações existentes das concessionárias constantes da Resolução nº 166/2000, bem como adequações de menor porte, como permitido pela legislação e previsto nos contratos de concessão das concessionárias em apreço, foram por elas implementadas por meio de autorizações expedidas pela ANEEL.

(Fls. 3 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 13. As RAP´s associadas aos reforços ficaram caracterizadas pela parcela denominada RBNI

(Rede Básica Novas Instalações), que é a parcela correspondente às novas instalações autorizadas e com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da Resolução ANEEL no 167/2000.

14. Assim, é necessária a caracterização do sistema de remuneração no segmento de transmissão para os diversos contratos existentes, o que é feito ao longo desta Nota Técnica, e que se divide em:

i) Instalações Existentes; ii) Novas Instalações Autorizadas; iii) Novas Instalações Licitadas (que não são objetos desta Nota Técnica).

15. Especificamente em relação à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, sua história se inicia com a reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro, a partir da separação das áreas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica das antigas concessionárias, dando origem às novas empresas. 16. A CTEEP, criada a partir da cisão da CESP – Companhia Energética de São Paulo, iniciou suas operações em 01 de abril de 1999 e, em novembro de 2001, incorporou a EPTE – Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A., oriunda da cisão da ELETROPAULO Metropolitana – Eletricidade São Paulo S.A. 17. O sistema elétrico da CTEEP é composto por uma extensa malha de linhas de transmissão e subestações em todo o Estado de São Paulo, conforme mostrado na Figura 1, onde estão presentes instalações pertencentes à Rede Básica, nas tensões de 230 a 500 kV, e às Demais Instalações de Transmissão (DITs), nas tensões de 11,5 a 138 kV. 18. A CTEEP opera atualmente 103 subestações (3 pertencentes a terceiros), com capacidade de transformação de 38.516 MVA, 11.837 km de linhas de transmissão e 18.266 km de circuitos (aéreos e subterrâneos), tendo transportado, no ano de 2004, 120,7 bilhões de kWh, o que corresponde à cerca de um terço do consumo de energia elétrica no território nacional.

(Fls. 4 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006).

Figura 1: Sistema de Transmissão da CTEEP

III. ASPECTOS LEGAIS 19. O atual modelo de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica estabeleceu o denominado regime de preços máximos, cuja finalidade precípua é a eficiência na prestação do serviço e a modicidade tarifária, com vantagens para os usuários do serviço. Dessa forma, a revisão tarifária periódica constitui o instrumento regulatório do novo regime econômico e financeiro mediante o qual se assegura que os ganhos de eficiência empresarial se traduzam em modicidade tarifária. 20. A previsão de realização de revisão tarifária periódica está consignada em lei e nos contratos de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica. Portanto, trata-se de obrigação legal e contratual, cabendo a ANEEL sua implementação, conforme disposto no §2º do art. 9º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995:

“Art. 9... § 20 Os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro.”

21. Da mesma forma, o art. 29 da referida Lei estabelece que:

“Art. 29. Incumbe ao poder concedente: V - homologar reajustes e proceder à revisão das tarifas na forma desta Lei, das normas pertinentes e do contrato”.

22. Já o inciso X, do art. 4º, do Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, estabelece a competência da ANEEL para atuar, na forma da lei e do contrato, nos processos de definição e controle de preços e tarifas, homologando seus valores iniciais, reajustes e revisões, e criar mecanismos de acompanhamento de preços.

(Fls. 5 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 23. Neste sentido, a Sétima e a Oitava Subcláusulas da CLÁUSULA SEXTA dos contratos de concessão definem o meio da outorga de reajustes e revisões da RAP, bem como a periodicidade da revisão, a cada 4 anos.

“CLÁUSULA SEXTA – RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (...) Sétima Subcláusula - A fixação de novos valores de RECEITA ANUAL PERMITIDA para a TRANSMISSORA, decorrentes de reajustes e revisões, conforme definidos na legislação e nesta Cláusula, para prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, somente será feita por meio de resolução da ANEEL. Oitava Subcláusula - A ANEEL procederá, após a data de assinatura deste CONTRATO, a cada 4 (quatro) anos, a REVISÃO PERIÓDICA da RECEITA ANUAL PERMITIDA com objetivo de promover a eficiência e modicidade tarifária, conforme regulamentação específica.”

24. Outro aspecto a ser considerado é a apropriação de ganhos de produtividade. De fato, é inerente ao regime econômico e financeiro das concessões de serviços públicos de energia elétrica a fixação das tarifas no contrato e seu posterior reajuste ou revisão pela agência reguladora, nos termos do contrato, com a devida apropriação de ganhos de produtividade, conforme dispõem os artigos 14 e 15, da referida Lei 9.427/96:

“Art. 14. O regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica, conforme estabelecido no respectivo contrato, compreende: I - a contraprestação pela execução do serviço, paga pelo consumidor final com tarifas baseadas no serviço pelo preço, nos termos da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; [...] IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade; [...] Art. 15. Entende-se por serviço pelo preço o regime econômico-financeiro mediante o qual as tarifas máximas do serviço público de energia elétrica são fixadas: I - no contrato de concessão ou permissão resultante de licitação pública, nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; [...] IV - em ato específico da ANEEL, que autorize a aplicação de novos valores, resultantes de revisão ou de reajuste, nas condições do respectivo contrato.”

25. Coerente com essas diretrizes, a ANEEL fez constar dos contratos a obrigação de redução de custos para permitir diminuição de tarifas por ocasião dos reajustes e revisões, conforme se observa na Primeira Subcláusula da CLÁUSULA TERCEIRA dos contratos:

“CLÁUSULA TERCEIRA – CONDIÇÕES DE PRESTAÇÃO DO SERVIÇO (...) Primeira Subcláusula - A TRANSMISSORA, na prestação do serviço, compromete-se a empregar materiais, equipamentos de qualidade e a manter instalações e métodos operativos adequados que garantam bons níveis de regularidade, eficiência, segurança, atualidade, cortesia, modicidade das tarifas, integração social e preservação do meio ambiente, que para maior clareza ficam conceituados a seguir: [...] II - eficiência - caracterizada pela consecução e preservação dos parâmetros constantes deste CONTRATO com o mínimo custo e pelo estrito atendimento do usuário do serviço nos prazos previstos na regulamentação específica; [...]


VI - modicidade das tarifas: caracterizada pelo esforço permanente da TRANSMISSORA em reduzir os custos, criando condições para a redução das tarifas quando dos reajustes e revisões;”

IV. FUNDAMENTOS ECONÔMICOS DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA1 26. O objetivo precípuo da regulação econômica é reproduzir, no desempenho da empresa monopolista regulada, os efeitos da pressão da concorrência (efetiva e potencial) observados em mercados competitivos. De forma consistente com esse objetivo, o atual modelo de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica consagrou um regime tarifário denominado regime de preços máximos (price-cap), pelo qual os serviços são regulados pelo preço, segundo regras econômicas inovadoras cuja finalidade é a remodelação da prestação do serviço público pelas características da atividade privada, onde se destacam os princípios de eficiência na prestação do serviço e de modicidade tarifária. 27. As tarifas no segmento de transporte no Brasil são reguladas pelo critério revenue-cap, uma variante do price-cap, que se baseia na receita permitida, estabelecida pelo regulador, para cada uma das empresas, incidindo sobre ela um fator de eficiência. Neste critério, a receita da empresa é desagregada em seus diversos componentes, para os quais o regulador estabelece parâmetros, que formam a receita permitida. 28. A experiência internacional mostra a importância da utilização de mecanismos complementares, que podem aumentar a flexibilidade e a capacidade de intervenção do regulador, reduzindo os efeitos das assimetrias, tais como os intervalos regulatórios, a yardstick competition2 e as licitações pelo preço do serviço, para compor um regime tarifário que atenda aos objetivos de promoção da eficiência econômica e do bem-estar social aos consumidores. Esses mecanismos serão discutidos a seguir. 29. Entretanto, o modelo de regulação incentivada, composto pela combinação da revenue-cap com a benchmark regulation3, não assegura, por si só, o aumento da qualidade dos serviços. Para que isto ocorra, o regulador deve ainda adotar outros mecanismos complementares de estímulo às concessionárias, através de recompensas e/ou punições para atingimento, ou não, de metas, que poderiam incluir, entre outros aspectos, padrões de qualidade. Os Intervalos Regulatórios4 30. O período compreendido entre as revisões de preços na prestação de serviços públicos é conhecido como intervalo regulatório (lag regulatório), caracterizado por incertezas tanto para as firmas como para os consumidores, pois as condições inicialmente estabelecidas podem se alterar com o decorrer do tempo, resultando em benefício ou em prejuízo para ambas as partes. No caso específico da transmissão, essas incertezas seriam caracterizadas pelos investimentos que são demandados sem que haja a contrapartida imediata da receita e que, ao final, ainda serão analisados sob a ótica dos investimentos prudentes. Sob esse mesmo prisma, ainda haveria a revisão dos preços praticados pelas transmissoras quando da implantação de reforços, que resultariam da comparação entre custos-padrão definidos pela 1 Nota Técnica nº 030/2003-SRE/ANEEL. Brasília, janeiro de 2003.

Nota Técnica nº 122/2005-SRE/ANEEL. Brasília, abril de 2005. 2 É importante utilizar mecanismos de comparação que sejam aplicados a todas as empresas, de forma que possam ser medidas na mesma unidade. 3 A adoção de mecanismos de comparação visa o aumento de eficiência, evitando-se as assimetr ias de informações. 4 PIRES, J.C.L.; PICCINNI, M.S. “Mecanismos de Regulação Tarifário do Setor Elétrico: A Experiência Internacional e o Caso Brasileiro”. Textos para Discussão n. 64. BNDES. Julho, 1998.

(Fls. 7 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). Agência e aqueles estabelecidos por preços de mercado, além da apropriação de ganhos de eficiência empresarial, conforme definido no art. 14 da Lei 9.427. 31. A definição do intervalo revisional está diretamente relacionada ao grau de aversão ao risco dos agentes econômicos. Por exemplo, um menor intervalo é desejável no caso de uma grande aversão ao risco, o que melhora a eficiência alocativa, uma vez que os preços estariam sempre próximos aos custos. Entretanto, isto traria baixos incentivos à eficiência produtiva, visto que a firma não seria estimulada a reduzir custos devido ao curto intervalo de revisão tarifária. No segmento de transmissão é de extrema importância a eficiência alocativa, uma vez que o serviço é remunerado em quase sua totalidade pelos investimentos intensivos em capital, não havendo muito espaço para ganhos de produtividade. 32. No método tarifário price-cap, o intervalo regulatório não deve ser muito extenso, tendo em vista as dificuldades do regulador em fiscalizar as empresas e observar mudanças que possam gerar lucros ou prejuízos excessivos. A definição da extensão do intervalo regulatório, juntamente com o nível do preço-teto, é um instrumento importante para reduzir os riscos e balancear os benefícios entre os agentes. Por exemplo, a redução do lag regulatório para intervalos muito curtos pode aumentar o risco regulatório das firmas, ao reduzir sua oportunidade de apropriar lucros extraordinários, enquanto que a fixação de um price-cap elevado beneficiaria as firmas, mas não permitiria a apropriação, pelos consumidores, de uma baixa imprevista de custos. Dessa forma, é tarefa do regulador equilibrar a definição do intervalo regulatório e a fixação do preço-teto5 de forma a produzir a eficiência e a modicidade tarifária. A Licitação para a Definição da Tarifa pelo Preço 33. A “tarifa pelo preço” é aquela definida no processo de licitação para exploração dos serviços, segundo o critério do menor preço ofertado. Este mecanismo concorrencial tem sido adotado pela ANEEL no estabelecimento dos preços das novas concessões de transmissão outorgadas por meio de licitações, onde o vencedor oferta a menor receita requerida para o empreendimento. A Yardstick Competition 34. A yardstick competition é uma forma de regulação através de incentivos, também conhecida como regulação de desempenho, adotada nos casos de monopólio natural. Este instrumento procura introduzir estímulo à redução de custos entre as empresas, reduzir as assimetrias de informação existentes e estimular maior eficiência econômica. 35. O regulador estabelece padrões de avaliação do desempenho das firmas, utilizados na avaliação de custos e pre ços. Esse mecanismo é adotado para a comparação entre monopólios regionais operando no mesmo setor. A remuneração de uma firma é definida de acordo com o seu desempenho em relação às outras empresas do setor, observando-se os padrões estabelecidos, o que faz com que ela seja sensível aos custos e comportamentos de suas congêneres. Como o regulador é prejudicado pelas grandes assimetrias de informação em relação às utilities, a adoção da regulação por comparação torna-se mais efetiva do que aquela feita para cada firma individualmente. 36. Dentro deste arcabouço, a revisão tarifária periódica6 constitui o instrumento regulatório do novo regime econômico e financeiro mediante o qual se assegura que os ganhos de eficiência empresarial se

5 O preço-teto é utilizado pelo Regulador como preço máximo nos leilões de transmissão e também como preço referencial para as autorizações de reforços de transmissão. 6 Nota Técnica nº 122/2005-SRE/ANEEL. Brasília, abril de 2005.

(Fls. 8 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). expressem em modicidade tarifária. Na revisão tarifária as tarifas são alteradas (para mais ou para menos) segundo uma metodologia que consiste em revisar as condições de desempenho da concessionária. A receita do serviço de transmissão de energia elétrica é então reposicionada para um novo patamar de “preço máximo” de forma a expressar os ganhos de eficiência obtidos e apropriados pela concessionária e ao longo dos anos que antecedem a primeira revisão tarifária contratual. 37. Nesse sentido, a revisão tarifária constitui a própria fundamentação do princípio da modicidade tarifária aplicado ao serviço público de transmissão de energia elétrica. A revisão tarifária não traduz uma arbitrária alteração da receita da concessionária, mas a transferência para a sociedade de uma parte dos benefícios por ela auferidos, tendo em vista seu dever de prestar os melhores serviços pelos menores preços. 38. Para determinar as tarifas justas que devem pagar os usuários do serviço monopolista de transmissão de energia elétrica, o Regulador deve levar em consideração que as tarifas são formadas por dois componentes fundamentais: i) custos operacionais vinculados à operação e manutenção dos ativos necessários para a prestação do serviço, direção e administração da empresa; e ii) remuneração dos ativos efetivamente necessários para a prestação do serviço, com os níveis de qualidade exigidos na legislação aplicável, de modo a assegurar a sustentabilidade econômica do negócio. O Regulador estará cumprindo com suas atribuições e obrigações essenciais na medida em que as tarifas que determine contemplem custos operacionais que atendam a critérios de eficiência e remuneração dos ativos efetivamente necessários para prestar o serviço com a qualidade exigida, considerando um retorno adequado às características do negócio. 39. Se as tarifas não contemplam simultaneamente esses dois aspectos, o Regulador não somente não estará cumprindo sua missão fundamental, como também, adicionalmente, o setor poderá evoluir para condições inconvenientes. Assim, uma situação potencialme nte perigosa é aquela em as tarifas cobrem os custos operacionais eficientes, porém resultam insuficientes para remunerar os ativos. Nesse caso, onde o prestador não obtém as receitas tarifárias requeridas para remunerar os ativos, a conseqüência mais provável é uma progressiva deterioração da qualidade do serviço recebido pelos clientes. Como esse fenômeno não ocorre de forma instantânea, mas em geral se trata de um processo gradual, existe um sério risco de que o problema seja detectado quando seus efeitos tenham se tornado graves e irreversíveis. Se isso ocorre, os consumidores serão os principais prejudicados. A única forma de evitar que isso ocorra é fixar tarifas adequadas e realizar uma medição efetiva da qualidade do serviço prestado, aplicando as penalidades cabíveis nos casos de descumprimento. 40. Diferentemente do regime de custo do serviço, no regime de tarifa pelo preço as tarifas são estabelecidas no momento da assinatura do contrato de concessão e permanecem constantes com base em indexador previsto nos contratos por um período de tempo previamente determinado, em geral quatro anos. Ao final do primeiro período tarifário, de acordo com o contrato de concessão, o Regulador procede à primeira revisão tarifária periódica. Trata-se da primeira oportunidade em que o Regulador pode atuar no âmbito das tarifas aplicáveis ao serviço de transmissão de energia elétrica. Esse intervalo no qual as tarifas permanecem fixas proporciona à concessionária oportunidade de aumentar seus benefícios mediante medidas de redução de custos e ganhos de eficiência, dado o nível de qualidade exigido na prestação do serviço. 41. No momento da revisão tarifária são estabelecidas novas tarifas com base em custos eficientes, de forma que os consumidores sejam beneficiados pelas reduções de custos e pela maior eficiência que a concessionária teve a oportunidade de obter. Dessa forma, a remuneração do capital investido na prestação do serviço não é pré-determinada (como no regime de custo do serviço), e pode se

(Fls. 9 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). tornar mais elevada em resultado da redução dos custos de operação, uma vez que os contratos prevêem mecanismos que procuram fazer as tarifas permanecerem constantes em termos reais. As atuais regras jurídicas e econômicas relativas ao regime tarifário dos contratos de concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica no Brasil constituem uma vertente do regime de regulação por incentivos. Sua finalidade precípua é o aumento da eficiência e da qualidade na prestação do serviço, atendendo ao princípio de modicidade tarifária, conforme estabelecido pelo art. 14 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, o regime econômico e financeiro da concessão de serviço público de energia elétrica compreende “IV - apropriação de ganhos de eficiência empresarial e da competitividade”. 42. A primeira revisão tarifária periódica reveste-se de particular importância, tanto para a concessionária como para o consumidor. Até então o consumidor pagou as tarifas históricas e essa revisão se apresenta como a primeira oportunidade dada ao regulador para estabelecer tarifas justas. A concessionária, por sua vez, teve a oportunidade de auferir ganhos mediante reduções de custos e, na revisão, serão discutidos os custos operacionais e a remuneração que deverão ter cobertura tarifária. 43. Em particular, deve-se assegurar a consistência entre o enfoque adotado para a definição e remuneração dos ativos necessários para prestar o serviço e a determinação do que se consideram como custos operacionais eficientes associados a essa prestação. Não se pode falar de “custos operacionais eficientes” se não se vincula essa definição a uma determinada definição regulatória da remuneração dos ativos necessários para prestar o serviço de transmissão de energia elétrica, com o nível de qualidade requerido. Se o procedimento definido para a remuneração dos ativos permite à concessionária a reposição dos mesmos ao fim de sua vida útil, assim como um adequado retorno sobre o capital investido, nos “custos operacionais eficientes” se devem incluir todos os itens (manutenção preventiva, troca de componentes, etc.) necessários para assegurar que esses ativos mantenham inalterada sua capacidade para cumprir o serviço que se requer deles durante toda essa vida útil. IV.1 – O REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO7 44. Conforme mencionado, no reposicionamento tarifário se trata de estabelecer o nível de custos operacionais eficientes e uma justa remuneração do capital a serem cobertos pelas tarifas. 45. A determinação dos “custos operacionais eficientes” constitui, efetivamente, um dos grandes desafios da revisão tarifária. A análise dos custos da própria empresa sujeita o regulador aos efeitos da "assimetria de informação". Conceitualmente, a assime tria de informação se refere ao fato de que o prestador do serviço regulado é quem gerencia todas as informações (técnicas, operativas, financeiras, contábeis, etc.) vinculadas à prestação do serviço regulado. O Regulador, por sua vez, tem acesso parcial e limitado às informações que, em geral, são fornecidas pela própria empresa regulada. Embora o regulador possa realizar auditorias permanentes nas informações recebidas, é evidente que a situação de ambas as partes no que se refere ao acesso e manejo dessas informações é totalmente assimétrica. 46. Os enfoques regulatórios baseados nas análises de informações fornecidas pelas concessionárias potencializam os efeitos negativos dessa situação assimétrica e se desenvolvem, em geral, em condições prejudiciais para o Regulador e, conseqüentemente, para os clientes do serviço cujos direitos este deve proteger. Isso é particularmente evidente quando a análise se refere à informação contábil das empresas. Nesses casos, a possibilidade de manipulação ou “gaming” das informações pelas

7 Nota Técnica nº 122/2005-SRE/ANEEL. Brasília, abril de 2005.

(Fls. 10 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). concessionárias do serviço é bastante elevada. Alguns casos ocorridos recentemente em países desenvolvidos, amplamente difundidos em todo o mundo e que envolvem grandes empresas multinacionais, são exemplos muito eloqüentes dessa situação. Por outro lado, a assimetria de informação “contamina” a relação entre os agentes do processo regulatório. O Regulador, consciente da existência dessa condição, pode adotar uma atitude preventiva ou de suspeita, que se reflete no uso excessivo e até contraproducente do recurso das auditorias sobre a gestão empresarial. É óbvio que isso não contribui para criar um ambiente favorável entre as partes e, o que é mais grave, constitui um desvio do Regulador com relação ao que devem ser suas funções. Regulação econômica é um conceito completamente diferente de fiscalização, controle e auditoria. Ademais, no caso em que o Regulador comprove que um agente regulado tenha feito uso indevido do poder que lhe confere a condição de assimetria de informação, é claro que isso afetará o relacionamento futuro entre as partes, muito mais além do episódio concreto a que se refere. 47. Pelas razões expostas, existe uma marcada tendência para uma ação regulatória não baseada unicamente em informações fornecidas pelas concessionárias e em auditorias das mesmas, mas na definição externa de parâmetros de eficiência que permitam determinar as tarifas dos serviços regulados e, ao mesmo tempo, constituam referências para orientar a gestão empresarial sem, contudo, incorrer em ingerências indevidas na empresa. 48. No que diz respeito à remuneração sobre o capital investido a ser incluída nas tarifas, há que se considerar a necessidade de preservar a atratividade de investimentos para o setor, o que implica que a remuneração deve corresponder exclusivamente ao custo de oportunidade do capital do investidor. O cálculo da remuneração requer que se defina o valor do investimento a ser remunerado (ou base de remuneração) e a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre esse valor. Considerando ainda que as empresas podem financiar suas atividades com capital próprio e capital de terceiros (dívidas) e que o custo de cada alternativa de financiamento é diferente, há que se definir a participação desses capitais no financiamento das atividades da concessionária, isto é, a estrutura de capital – uma vez que distintas estruturas de capital possuem custos de capital diferenciados. Dessa forma, a taxa de retorno deve refletir o custo do capital próprio e o custo do capital de terceiros, ponderado pela participação desses capitais no capital total. Efetivamente, a definição de uma estrutura de capital adequada constitui um tema regulatório da maior importância. A premissa aqui se baseia no fato de que, no mundo real, as empresas estão permanentemente tentando reduzir seu custo de financiamento mediante uma composição adequada de capital próprio e dívidas no capital total. Para tanto, buscam encontrar o grau ideal de alavancagem – participação de dívidas no capital total (D/V) – dado que o custo de capital de terceiros é mais barato que o custo de capital próprio, porém existe uma restrição dada pelo risco de default associado a elevados graus de alavancagem. Isso justifica uma abordagem regulatória para a participação dos capitais no capital total a ser remunerado, aqui denominada de estrutura ótima de capital. IV.2 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DA QUALIDADE DO SERVIÇO 49. Em serviços que apresentam características de monopólio natural, é competência do Regulador estabelecer normas e padrões em matéria de parâmetros de qualidade do serviço prestado. O Regulador tem ainda a responsabilidade essencial de verificar se, na realidade, este parâmetros estão sendo atendidos. Este aspecto é de fundamental importância quando se aplica um enfoque regulatório baseado em incentivos, como o regime tarifário de “preços máximos” vigente no Brasil para a determinação das tarifas das concessionárias de energia elétrica.

(Fls. 11 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 50. É imprescindível que todo regime de regulação por incentivos inclua a definição e efetiva implementação de um regime da qualidade do serviço técnico e comercial, quando aplicável, recebidos pelos clientes, que compreenda:

i) A determinação de parâmetros de qualidade e valores dos mesmos que reflitam um nível de qualidade mínimo;

ii) A efetiva medição desses parâmetros;

iii) A definição e aplicação de penalidades para os casos em que o serviço não alcança os

níveis mínimos de qualidade exigidos. 51. Deve-se considerar que a não implementação de um regime de qualidade nesses termos conduz a situações extremamente perigosas para o bom funcionamento do setor regulado. No regime de regulação por incentivos, as empresas reguladas maximizam seus lucros quanto maior for a redução que obtêm em seus custos reais, com relação aos valores considerados nas tarifas, contra os quais “competem”. Uma das modalidades para obter a redução de custos é minimizar os investimentos e custos operacionais (operação e manutenção de redes e gestão comercial). A conseqüência é uma deterioração progressiva na qualidade do serviço que recebem os clientes. Dessa forma, torna-se imprescindível a definição e aplicação de um regime de qualidade do serviço, estabelecendo-se valores de penalidades que desincentivem fortemente a possibilidade desse comportamento das empresas reguladas. Observe-se que a situação descrita pode alcançar um nível de risco máximo em eventuais casos de agentes privados que estejam considerando a possibilidade de terminar ou devolver sua concessão. 52. No caso do Brasil, as Transmissoras disponibilizam suas instalações para operação do SIN, recebendo, em contrapartida, as Receitas Anuais Permitidas – RAP, independentemente do fluxo de energia nas instalações. Dessa forma, um meio efetivo de regulamentação da qualidade do serviço é a que vincula a disponibilidade plena das instalações à receita auferida. 53. Assim, a qualidade do serviço é avaliada por meio da disponibilidade das Funções Transmissão da Rede Básica, de forma que se possa associar diretamente a RAP das transmissoras à disponibilidade ou, mais especificamente à indisponibilidade verificada das Funções. 54. Define-se como Função Transmissão – FT, o conjunto de instalações funcionalmente dependentes, composto pelo equipamento principal e pelos complementares, tratado de forma solidária para fins de apuração da prestação de serviço de transmissão. Serão consideradas as FT: Linha de Transmissão (LT), Transformação (TR), Controle de Reativo (CR) e Módulo Geral (MG). 55. Consciente da importância do tema, a ANEEL vem continuamente aprimorando os regulamentos técnicos, de forma a adequar todo o sistema de transmissão aos requisitos técnicos para a prestação do serviço público, a fim de garantir bons níveis de regularidade, eficiência, segurança, atualidade das instalações, além de contribuir para a modicidade das tarifas. IV.3 – TRATAMENTO REGULATÓRIO DAS RECEITAS EXTRACONCESSÃO 56. As receitas extraconcessão são previstas nos Contratos de Concessão das transmissoras, conforme indicado na terceira subcláusula da cláusula segunda do referido contrato:


“CLÁUSULA SEGUNDA – OBJETO (...) Terceira Subcláusula - Até que seja expedida a regulamentação prevista na Subcláusula anterior, o exercício de outras atividades empresariais dependerá de prévia autorização da ANEEL. Desde já, fica acordado que a receita auferida com outras atividades deverá ter parte destinada a contribuir para a modicidade das tarifas do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, a qual será considerada nas REVISÕES PERIÓDICAS de que trata a CLÁUSULA SEXTA deste CONTRATO A TRANSMISSORA.”

57. Conforme estabelecido no contrato, parte dessa receita adicional deverá ser destinada a contribuir para a modicidade tarifária e a ANEEL poderá rever, a qualquer tempo, o valor da receita sempre que houver receita adicional significativa auferida pela transmissora com outras atividades, conforme a sexta subcláusula da cláusula sexta do referido contrato:

“CLÁUSULA SEXTA – RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (...) Sexta Subcláusula - A ANEEL poderá, a qualquer tempo, proceder a revisão do valor da RECEITA ANUAL PERMITIDA, visando contribuir para a modicidade tarifária do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, sempre que houver receita adicional significativa auferida pela TRANSMISSORA com outras atividades, nos termos previstos na Terceira Subcláusula da CLÁUSULA SEGUNDA.”

58. Neste sentido, o Regulador elaborará uma metodologia de avaliação com vistas a determinar a parcela dessas receitas que serão destinadas a contribuir para a modicidade tarifária. A metodologia deverá se basear em conceitos da regulação por incentivos análogos aos empregados para a regulação do serviço de transmissão de energia elétrica (serviço básico), definindo-se a forma de aferir os ganhos do prestador do serviço na exploração das Atividades Complementares e Adicionais (ACA) ao serviço básico (transmissão), assim como os critérios de distribuição desses ganhos entre a empresa regulada e os usuários do serviço básico. Enquanto essa metodologia não for aplicada, o Regulador poderá adotar um percentual fixo das receitas extraconcessão para efeito de modicidade tarifária. V. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA8 59. A revisão tarifária periódica tem como resultado o reposicionamento tarifário que consiste em calcular a Receita Anual da concessionária compatível com a cobertura de custos operacionais eficientes e com um retorno adequado sobre o capital prudentemente investido. Como a Receita Requerida é calculada em bases anuais, se trata de estabelecer um fluxo de receita compatível com os custos econômicos da prestação do serviço referenciados ao período de 12 meses subseqüentes à data da revisão tarifária. Para a concessionária CTEEP, esse período anual compreende os 12 meses de Julho/05 a Junho/06. Para os anos seguintes, segue -se as regras de reajuste anual definidas no contrato de concessão. 60. O reposicionamento tarifário é o resultado da comparação entre a Receita Calculada (em R$) para o próximo período e a Receita Vigente (em R$) da concessionária no período anterior. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Calculada as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de atividades extraconcessão e outras receitas, conforme apresentado na equação a seguir.

8 Nota Técnica nº 030/2003-SRE/ANEEL. Brasília, janeiro de 2003.

Nota Técnica nº 122/2005-SRE/ANEEL. Brasília, abril de 2005.


%100*1

−

−=

RVROARC

IRT (1)

onde: IRT: Índice de Reposicionamento Tarifário RC: Receita Calculada na Revisão para o próximo período tarifário ROA: Receita de Outras Atividades RV: Receita Vigente, do período tarifário anterior

V.1 – CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES 61. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais eficientes na revisão tarifária periódica baseia-se num mecanismo não invasivo, conforme descrição metodológica apresentada no Anexo I desta Nota Técnica. Trata-se de uma metodologia que permite determinar os custos associados à execução dos processos e atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, direção e administração, em condições que assegurem que a concessionária poderá obter os níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil. 62. É reconhecido que, na ocorrência de condições efetivas de competição, o mercado funciona como o mais eficiente alocador de recursos. Estas condições não estão presentes no caso do serviço de transmissão de energia elétrica – pois constitui um monopólio natural, caracterizado por ter uma função sub-aditiva de custos e em alguns casos rendimentos crescentes de escala. Nestes casos, a regulação substitui a concorrência mediante intervenção direta no mercado, fixando um conjunto de incentivos e de restrições que permitam simular condições de concorrência na prestação do serviço. No caso dos custos operacionais, é necessário estabelecer o nível de custos associados a uma gestão eficiente dos mesmos. 63. A premissa adotada é a de estabelecer uma referência de mercado para os custos operacionais que seja aderente às condições reais da área geográfica da concessão, ou seja, ao ambiente no qual a concessionária desenvolve sua atividade. Essa “Empresa de Referência” considera, portanto, as condições geográficas, climáticas e econômicas reais onde a empresa está localizada. Portanto, os custos operacionais de referência não são construídos de forma abstrata. 64. Por outro lado, esse processo de construção dos custos operacionais não se realiza como uma “reengenharia” dos processos e atividades da concessionária. Trata-se de uma abordagem não invasiva, já que não se discute a forma como a concessionária está gerenciando seus custos operacionais. Antes, trata-se de desenhar uma referência com a qual a concessionária deverá competir, sendo dessa forma incentivada a manter seus custos dentro dos valores reconhecidos para lograr a rentabilidade esperada, ou até superá-la. 65. A implementação prática dessa abordagem se dá através da construção da Empresa de Referência para as áreas administrativa e técnica, sendo adotados os seguintes procedimentos:

§ Para os custos administrativos é definida a estrutura básica de pessoal de acordo com o porte da empresa, e adotados os salários de mercado, em consonância com a premissa de estabelecer uma referência de mercado;


§ Para os custos das áreas técnicas, busca-se identificar os custos eficientes associados aos processos de operação e manutenção com base na comparação (benchmarking) entre diversas empresas de transmissão.

66. Dependendo da distância entre os custos operacionais da concessionária e os custos operacionais eficientes calculados por essa abordagem, pode ser conveniente estabelecer uma trajetória de convergência para a concessionária atingir os níveis eficientes de custos operacionais. Nessas condições, a meta de custos eficientes pode ser atingida pela concessionária ao longo de um período de tempo. É necessário reconhecer que a empresa real enfrenta certas “heranças do passado” que não estão contempladas (e nem devem estar) no desenho regulatório da “Empresa de Referência”. Essas “heranças” são específicas de cada contrato de concessão e representam certas restrições e obrigações para a empresa concessionária, as quais, em geral, não se estendem de forma permanente no tempo. 67. O processo para a determinação dos custos operacionais eficientes da CTEEP compreendeu as seguintes etapas:

1. Desenho preliminar de uma “Empresa de Referência” para a empresa; 2. Entrega, à concessionária, da documentação correspondente a esse desenho preliminar,

outorgando-lhe um prazo para realizar suas observações e come ntários. O objetivo foi conferir à concessionária a oportunidade de aportar elementos específicos, com vistas aprimorar o desenho preliminar;

3. Apresentação formal, pela concessionária à ANEEL, de relatórios contendo seus comentários e observações com relação ao desenho preliminar;

4. Análise, pela ANEEL, da documentação mencionada em (3) e solicitação, à concessionária, de esclarecimentos e informações complementares;

5. Entrega, pela concessionária, dos esclarecimentos e informações complementares; 6. Elaboração, pela ANEEL, de uma proposta ajustada de “Empresa de Referência”, a partir

da análise de todos os elementos obtidos durante o processo. 68. Após esse processo, foram determinadas as fontes de referência para os salários nominais a serem considerados na “Empresa de Referência” (ER). Sobre o salário base considerado para a ER foram acrescentados:

i) Encargos legais para todos os empregados e outros encargos como adicional de periculosidade de 30%, aplicado apenas para os empregados da ER que trabalham em área de risco;

ii) Fundação e Plano de Saúde; iii) Outros benefícios e remunerações, conforme explicitado no Anexo I desta Nota Técnica.

69. Considerou-se também um montante igual a 1,5% do custo salarial nominal total para contemplar custos de treinamento e reciclagem dos empregados. Ainda no que se refere a salários, não foram contemplados nos custos operacionais da ER as parcelas indicadas a seguir, por entender-se que não é cabível que sejam pagas pelos clientes do serviço:

i) Participação em lucros e resultados; ii) Verbas rescisórias; iii) Rotatividade do quadro de pessoal; e iv) Gratificação de férias adicional à gratificação constitucional.

(Fls. 15 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 70. No que diz respeito a outros itens de custos, não foram considerados na ER:

i) Contingências Cíveis e Trabalhistas; ii) Indenização Perdas e Danos; Doações, Contribuições e Subvenções, uma vez que se

entende que tais custos devem ser absorvidos pelo acionista, por ser ela que está em melhores condições de “gerenciá-los” e não por seus clientes em condição de serviço regular.

71. Os detalhes sobre a metodologia da “Empresa de Referência” aplicada ao contrato de concessão da CTEEP, os itens de custos considerados e os respectivos cálculos encontram-se no Anexo I desta Nota Técnica. Dessa forma, os custos operacionais admitidos como eficientes que devem compor a Receita Anual Permitida da CTEEP equivalem ao valor de R$ 410.126.643,00. 72. Desse montante, o custo anual associado às Novas Instalações é de R$ 4.450.000,00, enquanto para as Instalações Existentes é de R$ 405.676.613,00. 73. É importante registrar que os custos operacionais eficientes da “Empresa de Referência” correspondentes à concessão da CTEEP incluem as despesas de amortização e manutenção de veículos, sistemas de informática e edificações. V.2 – REMUNERAÇÃO DO CAPITAL9 74. A determinação da remuneração sobre o capital investido requer três definições:

i) a taxa de retorno adequada a ser aplicada sobre o capital próprio e de terceiros; ii) a participação do capital próprio e de terceiros no capital total (estrutura de capital); e iii) o próprio valor do capital a ser remunerado, ou base de remuneração.

75. Assim, a remuneração sobre o capital investido, que deve ser incluída nas tarifas, é o resultado da aplicação da taxa de retorno adequada para a atividade de transmissão no Brasil sobre o investimento a ser remunerado, ou base de remuneração. 76. Para o cálculo da taxa de retorno a ANEEL está adotando a metodologia internacionalmente consagrada do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda. Esse enfoque busca proporcionar aos investidores um retorno igual ao que seria obtido sobre outros investimentos com características de risco comparáveis. Em suma, se trata de considerar na tarifa uma remuneração que correspond a exclusivamente ao custo de oportunidade do capital do investidor. 77. Assim, o método WACC procura refletir o custo médio das diferentes alternativas de financiamento (capital próprio e de terceiros) disponíveis para o empreendimento. O modelo tradicional do WACC é expresso pela seguinte fórmula:

9 Nota Técnica nº 049/2006-SRT/ANEEL. Brasília, fevereiro de 2006.


)1( TrDP

Dr

DPP

r DPWACC −⋅⋅+

+⋅+

= (2)

onde: rwacc: custo médio ponderado de capital (taxa de retorno) rP: custo do capital próprio rD: custo da dívida P: capital próprio D: capital de terceiros ou dívida T: alíquota tributária marginal efetiva

78. A seguir apresenta-se, de forma sintética, o cálculo do custo de capital próprio e de terceiros, bem como o custo médio ponderado (WACC), sendo que o estudo completo encontra-se nos Anexos II e III desta Nota Técnica. V.2.1 – Custo do Capital Próprio 79. Para o custo de capital próprio adota-se o método CAPM (Capital Asset Pricing Model), que busca identificar a percepção do mercado sobre os verdadeiros riscos do setor, partindo-se das seguintes premissas: i) os ativos de transmissão de energia elétrica representam alternativas de investimentos que competem com outros ativos pelos recursos dos investidores potenciais; ii) os diversos ativos disponíveis proporcionam um retorno diretamente proporcional ao risco que representam; e iii) há um ativo “livre de risco” acessível a todos os investidores, cujo retorno serve de referência para mensurar o prêmio de risco exigido para investir em outros ativos, como os riscos associados às condições macroeconômicas de países em desenvolvimento, por exemplo. 80. O custo de capital próprio assim calculado proporciona um retorno adequado sobre o capital investido, considerando apenas os riscos inerentes à atividade regulada, de forma a manter a atratividade de capital e, conseqüentemente, a sustentabilidade da prestação do serviço no longo prazo. 81. O modelo de custo do capital próprio pelo método Capital Asset Pricing Model (CAPM), no mercado doméstico (Brasil), em reais, encontra-se expresso na fórmula a seguir.

( ) rfmfCAPM rrrrr +−⋅+= β (3)

Onde:

CAPMr : custo de capital próprio (em reais)

fr : taxa de retorno do ativo livre de risco

β : beta do setor regulado

fm rr − : prêmio de risco do mercado de referência

rr : outros prêmios de risco 82. Para a taxa livre de risco utilizou-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de 10 anos e duration de aproximadamente 8 anos (UST10). Para esse título, utilizou-se uma série de dados anuais da cotação no período de 1928-2004, obtendo-se, através de média aritmética, uma taxa de juros média anual de 5,27%.

(Fls. 17 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 83. O prêmio de risco de mercado foi calculado subtraindo-se a taxa livre de risco do retorno médio da série histórica dos retornos diários do S&P500, que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. Dessa forma, com base nas séries históricas de 1928 a 2004, foi determinada a série mensal do retorno do mercado (“excedente”) como resultado da diferença entre a taxa de retorno do mercado acionário (S&P500) e a taxa do bônus do tesouro americano (USTB10), obtendo-se uma taxa anual média (aritmética) de retorno do mercado acionário de 6,53 % a.a.. 84. O cálculo do beta a ser utilizado para a determinação da taxa de retorno envolve os seguintes passos:

i) cálculo do beta de empresas pertencentes ao setor regulado de interesse e ao mercado de referência (ex.: empresas de energia elétrica nos Estados Unidos). Os betas encontrados são os betas alavancados (ßiAlavancado), isto é, os betas das empresas, considerando a estrutura de capital existente, que exprime os riscos do negócio e financeiro da empresa.

ii) desalavancagem dos betas de cada empresa, utilizando o grau de alavancagem da

empresa e a alíquota de imposto de renda do mercado de referência, obtendo, assim, o beta associado ao risco do negócio (ßiDesalavancado), ou seja, o beta do negócio:

iii) cálculo da média ponderada desses betas, cujo resultado é o beta desalavancado ou beta

de negócio do setor regulado de interesse no mercado de referência. A ponderação é dada pela participação dos ativos da empresa (capital total) nos ativos totais das empresas da amostra. O beta desalavancado multiplicado pelo prêmio de risco do mercado, equivale ao risco do negócio.

iv) realavancagem desse beta de negócio usando a estrutura de capital média brasileira e a

alíquota de impostos, composta pelas alíquotas de imposto de renda da pessoa jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL).

85. Para se proceder ao cálculo dos betas, foram escolhidas empresas americanas do setor elétrico que apresentassem a transmissão de energia elétrica entre suas atividades principais ou, na impossibilidade de identificação explícita dessa atividade, as empresas verticalizadas ou integradas do setor elétrico, descartadas aquelas tipicamente ou preponderante da atividade de geração ou de distribuição de energia elétrica. Foram então selecionadas 18 empresas para as quais se obteve o beta médio das ações, ponderado pelo tamanho dos ativos da empresa, igual a 0,28, e o beta desalavancado médio é igual a 0,16. 86. Esse é o beta total que, multiplicado pelo prêmio de risco de mercado, fornece o risco total do setor regulado de interesse, ou seja, a soma dos riscos do negócio e financeiro:

( )fMAlavancado

FinanceiroNegócio rrRiscoRisco −⋅=+ β (4) 87. O prêmio total de risco do negócio, financeiro e regulatório pode ser expresso pelo cálculo de um beta que reflita todos esses riscos, que será dado por:

βγββ ∆⋅+= AlavancadoRR (5)

onde:


ßRRAlavanado é o beta no mercado de referência (regime rate of return) alavancado pela estrutura de capital adotada γ é o fator de ajuste em função do segmento considerado e do tipo de instalação ?ß é a diferença de risco entre ambientes regulatórios distintos (ßPC – ßRR ) ßPC é o beta no regime price-cap

88. Para o cálculo do prêmio de risco do regime regulatório considerou-se que o risco do regime regulatório dos EUA encontra-se refletido no Beta daquele mercado. Contudo, é reconhecido que o regime de regulação por “preços máximos” apresenta maiores riscos que o regime de regulação por taxa de retorno adotado nos EUA, de forma que se faz necessário determinar o risco adicional derivado do regime regulatório brasileiro. 89. Uma maneira de estimar a diferença de risco existente entre os ambientes regulatórios distintos seria justamente pela diferença entre os betas. Para isso, existem duas possibilidades: a primeira seria considerar que esse maior risco regulatório envolve não só o risco de negócio, como também de preços; e a segunda seria considerar somente o risco do negócio. Entende-se que a segunda possibilidade é mais aderente aos princípios deste estudo. Dessa forma, o ajuste a um mercado price cap é feito somente para o risco do negócio, sem considerar a alavancagem financeira. 90. Também define-se um fator de ajuste de forma a refletir as características de um determinado segmento como, por exemplo, a distribuição, transmissão e geração. É reconhecido que o segmento de transmissão apresenta um risco menor que o de distribuição, o que pode resultar em um fator menor, resultando na seguinte expressão:

( )fMgulatório rrRisco −⋅∆⋅= βγRe (6) 91. Para o cálculo da diferença entre os regimes regulatórios propõe-se a adoção do beta do Reino Unido como referência para o regime price cap. Isso resulta em um beta alavancado de 1,0 sendo que a estrutura de capital adotada na última revisão do setor de transmissão é de 60% para capital de terceiro. Sendo a alíquota de imposto igual a 30%, resulta um beta desalavancado (ßPC) de 0,488. Vale ressaltar que a adoção de um beta alavancado igual a 1,0 para o Reino Unido é bastante conservadora, o que é reconhecido pelo regulador inglês10 (OFGEM), sendo que o beta médio do setor situa-se em torno de 0,5011. 92. Sendo o beta do mercado de referência (ßPC) igual a 0,16, tem-se a diferença entre os regimes de regulação do setor de transmissão (?ß) igual a 0,328. 93. Para o fator de ajuste (γ ), na transmissão, sugere-se a adoção de um valor igual a 0,50 para as instalações existentes e as autorizadas. Para as instalações licitadas sugere-se a adoção de um fator de um igual a 0,00. 94. Assim, pode-se calcular o beta para os diferentes tipos de instalações a fim de determinar o prêmio de risco do negócio, financeiro e regulatório, obtendo-se os seguintes resultados:

a) Instalações Existentes (RBSE) e Autorizadas (RBNI) 10 OFGEM. The transmission price control review of the National Grid Company from 2001. Transmission asset owner. Final proposals. Pg. 34. September 2000. 11 Smithers & Co. Ltd. “Beta Estimates for: Scottish Power, Scottish & Southern Energy, Viridian Group, Centrica, International Power, National Grid Transco, United Utilities, Kelda Group, Severn Trent”. Provided to Ofgem. March, 2004.


ßRRAlavanado = 0,289 (calculado com: ßRRDesalavanado = 0,16; Estrutura de capital (D/V) = 55%); γ = 0,50 ?ß = 0,328

O beta final resultante é igual a 0,453, o que resulta um prêmio total do risco do negócio, financeiro e regulatório ( ( )fm rr −⋅β ) de 2,96% (em termos nominais).

95. O prêmio de risco país é definido como a diferença entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio de risco de crédito do Brasil. O prêmio de risco soberano é o spread que um título de renda fixa do governo brasileiro denominado em dólares paga sobre a taxa livre de risco dos EUA relevante. O prêmio de risco de crédito Brasil é computado como o spread sobre a taxa livre de risco que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA, com mesma classificação de risco que o Brasil (B1). Representando por rs o prêmio de risco soberano e por rc

B o prêmio de risco de crédito Brasil, o prêmio de risco Brasil (rB), é dado por:

BcsB rrr −= (7)

96. Para o cálculo do prêmio de risco soberano, utilizou-se a série histórica diária do índice Emerging Markets Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), de janeiro de 1995 a dezembro de 2004, resultando no valor médio de 8,47%. No cálculo do prêmio de risco Brasil, foram selecionadas empresas com classificação de risco B1 que tinham série de títulos de longo prazo com liquidez desde 1996. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo da série, determina-se a taxa de 4,50% como prêmio de risco de crédito Brasil. Dessa forma, o prêmio de risco Brasil é igual a 3,97%. 97. Para o cálculo do prêmio de risco cambial utilizou-se a metodologia de Wolff [1997,2000] 12, aplicada pela primeira vez para dados brasileiros em Garcia & Olivares [2000] 13. Nos termos dessa metodologia, o risco cambial é definido como a diferença entre o spread do câmbio no mercado futuro e a expectativa de desvalorização cambial; e a realização da desvalorização cambial é a expectativa de desvalorização adicionada de um “ruído branco”. 98. Assim, aplica-se um procedimento estatístico (filtro de Kalman) para se eliminar o “ruído branco”. O prêmio de risco cambial calculado a partir dos dados mensais do mercado futuro de câmbio da Bolsa de Mercadorias e Futuros (BMF) de julho de 1999 a junho de 2002 foi de 2,00%. 99. Do exposto, o custo de capital próprio é o resultado da equação já apresentada anteriormente:

( ) XBfmfCAPM rrrrrr ++−⋅+= β (8)

Onde:

CAPMr : 14,20% (custo de capital próprio nominal);

fr : 5,27% (taxa livre de risco); 12 Wolff, Christian C. P. [1997] "Forward Foreign Exchange Rates, Expected Spot Rates, and Premia: A Signal-Extraction Approach". The Journal of Finance, 42,395-406; Wolff, Christian C. P. [2000]. "Measuring the Exchange Risk Premium: Multi-Country Evidence from Unobserved Components Models" . Journal of International Financial Markets, Institutions and Money, 10, 1-8. 13 Garcia, M. e G. Olivares [2000] "O prêmio de risco da taxa de câmbio no Brasil durante o plano Real", mimeo, PUCRio.


β : 0,453 (beta);

fm rr − : 6,53% (prêmio de risco do mercado);

Br : 3,97% (prêmio de risco Brasil);

Xr : 2,00% (prêmio de risco cambial). 100. Deflacionando-se o custo de capital, pela taxa de inflação média anual dos EUA de 2,46% (referente ao período de 1995-2004), obtém-se custo de capital próprio real de 11,46%14. V.2.2 – Custo do Capital de Terceiros 101. O custo do capital de terceiros é o retorno específico que os credores da dívida da empresa demandam ao realizar novos empréstimos a esta, podendo ser observado nos mercados financeiros, seja de forma direta ou indireta e deve refletir da forma mais realista possível o mercado local de financiamento. 102. Para estimação do custo de capital de terceiros, propõe-se adotar a seguinte formulação:

Taxa de juros (rD) = Custo Financeiro + Spread 103. O custo financeiro é definido pela composição das seguintes parcelas:

− 80% atrelado à variação da Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP; − 20% atrelado à variação do IPCA.

104. Dessa forma, o custo de capital de terceiros será dado pela expressão:

( ) ( )[ ]21 *2,0*8,0 sIPCAsTJLPrD +++= (9)

onde:

Dr : custo de capital de terceiro; TJLP: Taxa de juros de Longo Prazo (valor real); IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo; S1: spread máximo para operação direta de 4%; S2: spread fixo de 3%;

105. Os valores médios resultantes atualizados (período de setembro de 2003 a agosto de 2005) são os seguintes:

• Média da TJLP (nominal) = 10,63 % a.a. • Média do IPCA (projetado 12 meses) = 5,84 % a.a. • Média da TJLP deflacionada (real) = 4,52 % a.a. • Prêmio de risco – spread 1 = 4,00 % a.a. • Prêmio de risco – spread 2 = 3,00 % a.a.

14 rP (real) = 1,1420/1,0246 = 11,46%

(Fls. 21 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 106. Portanto, o custo de capital de terceiros ou dívida (rD) resultante, em valores reais, considerando o resultado deflacionado da TJLP (nominal) pelo IPCA (projetado 12 meses), o IPCA projetado mais os spreads definidos de 4% e 3%a.a., para a série de 24 meses correspondente ao período de setembro de 2003 a agosto de 2005, é igual a:

Dr = [ 0,8 x (4,52 + 4,0) + 0,2 x (5,84 + 3,0)] % a.a.

Dr = 8,58 % a.a. (valor real) (10) V.2.3 – Estrutura de Capital 15 107. A definição de uma estrutura ótima de capital baseia-se no pressuposto concreto de que as empresas estão permanentemente tentando reduzir o custo de financiamento de suas operações. Para tanto, buscam encontrar um ponto ideal de alavancagem financeira (participação de capital de terceiros no capital total), uma vez que o capital de terceiros custa menos que o capital próprio. O aumento do grau de alavancagem, entretanto, introduz o risco de falência. 108. Dessa forma, a estrutura de capital é definida como as proporções dos diversos tipos de capital próprio (por exemplo: ações ordinárias, ações preferenciais) e de capital de terceiros (diversos tipos de obrigações, dívidas) no ativo total da empresa. Entretanto, na maioria dos estudos realizados, toma-se a estrutura de capital numa forma mais simples, agregando os diversos tipos de capital próprio numa única conta de capital próprio e os diversos tipos de capital de terceiros numa outra conta única de dívidas. Assim, quando são considerados apenas capitais próprios e de dívidas na estrutura de capital, pode-se definir a estrutura de capital pela razão capital de terceiros ou dívida (D) sobre capital total (P+D), ou seja, D/(P+D). 109. A estrutura de capital afeta a taxa de retorno de diversas maneiras. Primeiro, entra diretamente na fórmula do WACC, determinando os pesos dos diversos custos de capital que comporão a taxa de retorno. Segundo, tem impactos sobre diversos riscos, como o risco financeiro, já que a presença de capital de terceiros eleva a volatilidade dos retornos sobre capital próprio do projeto. 110. Além desses efeitos diretos, a estrutura de capital tem um efeito importante sobre o retorno sobre o capital total, devido ao tratamento diferenciado que recebem os juros de dívida e os juros pagos a título de remuneração do capital próprio, para efeito de abatimento no cálculo dos impostos sobre a renda. Se uma concessionária toma emprestado para financiar suas atividades, os juros pagos são abatidos diretamente do lucro da empresa. 111. Por outro lado, se a concessionária financia tudo com capitais próprios, a Lei no 9.249, de 26 de dezembro de 1995, que “altera a legislação do imposto de renda das pessoas jurídicas, bem como da contribuição social sobre o lucro líquido, e dá outras providências”, faculta à empresa abater os juros pagos a título de remuneração do capital próprio do cálculo do imposto de renda, dependendo da estratégia contábil utilizada pela concessionária. Todavia, essa remuneração sobre capital próprio passível de ser abatida no imposto de renda não é, geralmente, igual ao custo do capital próprio. 112. Sobre este componente, a ANEEL propõe a adoção de um intervalo (banda) regulatório para a estrutura de capital, conforme detalhado no Anexo II desta Nota Técnica. Assim, recomenda-se para os


(Fls. 22 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). empreendimentos em operação a adoção de um intervalo de estrutura de capital entre 55%-65%, adotando-se:

§ o limite inferior – 55% – para as empresas existentes; § o limite superior – 65% – para as empresas licitadas.

113. Conclui-se, portanto, que para efeitos da revisão tarifária da CTEEP, será adotada a estrutura de capital de 55% para capital de terceiros.

V.2.4 – Custo Médio Ponderado do Capital (WACC) 114. A partir dos resultados apresentados anteriormente pode-se enfim calcular a taxa de retorno adequada para os serviços de transmissão de energia elétrica no Brasil, através do Custo Médio Ponderado de Capital (WACC), dado por:

)1( TrDP

Dr

DPP

r DPWACC −⋅⋅+

+⋅+

= (11)

115. Deflacionando-se custo nominal pela taxa de inflação média anual dos EUA no período de 1995-2004 de 2,46% e, finalmente, aplicando-se a equação (11) e adotando-se a alíquota de imposto (T) igual a 34%, obtém-se o custo de capital para as instalações existentes, cujos resultados finais são mostrados na tabela 1.


Tabela 1: Custo Médio Ponderado do Capital – WACC Componente Fórmula Instalações

Existentes

Estrutura Ótima de Capital Capital de Terceiros = (D/V) 55%

Custo de Capital Próprio

Taxa livre de risco = rf 5,27% Prêmio de risco de Mercado = rm - rf 6,53% Beta médio desalavancado = ßRR

Desalav 0,160 Beta médio alavancado = ßRR

Alav 0,289 Beta desalavancado – price cap = ßPC

Desalav 0,488 Ajuste por risco regulatório = ?ß=(ßPC -ßRR)Desal 0,328

Fator de ajuste = γ 0,50 Beta ajustado alavancado = ßRR

Alav +γ. ?ß 0,453 Risco do negócio = ß.( rm - rf) 2,96%

Prêmio de risco país = rB 3,97% Prêmio de risco cambial = rX 2,00%

Custo de capital próprio nominal = rP 14,20% Custo de capital próprio real após impostos = rP 11,46%

Custo de capital próprio real antes impostos = rP 17,36%

Custo de Capital de Terceiros Custo real = rD 8,58%

Custo Médio Ponderado

WAAC real antes de impostos = rCAPM 12,53% WAAC real depois de impostos = rCAPM 8,27%

V.2.5 – Base de Remuneração Regulatória16 116. Para o montante de investimento a ser remunerado – base de remuneração – a ANEEL está considerando o valor dos ativos que estão efetivamente prestando o serviço para o consumidor. Conforme previsto na Resolução nº 493/02, esse valor será comparado com referenciais construídos pela ANEEL, com vistas a evitar que o consumidor remunere ativos cujo valor exceda o necessário para a prestação do serviço. 117. O conceito chave para avaliação da base de remuneração é refletir apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores. Trata-se dos investimentos requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de transmissão cumprindo as condições do contrato de concessão (em particular os níveis de qualidade exigidos), avaliados a “preços de referência” da ANEEL. Os detalhes metodológicos são apresentados no Anexo IV desta Nota Técnica. 118. A seguir são apresentados os dados relativos à base de remuneração, cujos detalhes são explicitados no Anexo V desta Nota Técnica.



Tabela 2: Base de Remuneração – Instalações Existentes Descrição Valor [R$]

Investimento no Serviço Concedido 7.052.645.227,00 1) Ativo Imobilizado em Serviço 7.042.401.426,00 2) Almoxarifado de operação 24.885.000,00 3) Obrigações Especiais 14.641.199,00 Taxa de Depreciação 2,94% Quotas de Reintegração R$ 207.347.769,67 Depreciação/Total Ativo (%) 48,14% Base de Remuneração Líquida R$ 3.662.433.180,52 Base de Remuneração Bruta R$ 7.052.645.227,00

Tabela 3: Base de Remuneração – Novas Instalações

Descrição Valor [R$] Investimento no Serviço Concedido 444.124.329,00 1) Ativo Imobilizado em Serviço 444.124.329,00 2) Almoxarifado de operação --- 3) Obrigações Especiais --- Base de Remuneração Bruta R$ 444.124.329,00

V.2.5.1 – Cálculo da Remuneração Bruta das Instalações Existentes 119. Para a remuneração das instalações existentes, deve-se adotar a base líquida desses ativos, ou seja, a remuneração deve incidir sobre a parcela ainda não depreciada. 120. Dessa forma, a parcela de remuneração do capital, que é composta então pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade), deverá ser calculada através do Custo Anual dos Ativos Elétricos (CAAE) mediante o cálculo da anuidade para o próximo período tarifário, devendo ser constante, em termos reais, durante todo o período tarifário. 121. Para o cálculo da remuneração bruta do capital próprio e de terceiros, adotam-se as seguintes equações:

préPrBRRlRBCP −= **α (12)

( ) DrBRRlRBCT **1 α−= (13)

onde: RBCP: Remuneração bruta sobre o capital próprio RBCT: Remuneração bruta sobre o capital de terceiros α: Participação do capital próprio no capital total a ser remunerado BRRl: Base de remuneração regulatória líquida

prePr − : Custo de capital próprio real antes dos impostos

Dr : Custo de capital de terceiros

(Fls. 25 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 122. Os parâmetros utilizados para o cálculo foram os seguintes:

§ Custo de capital próprio real (antes de impostos): 17,36% a.a. § Custo de capital de terceiros real: 8,58% a.a. § Participação do capital próprio: 45% § Base de remuneração líquida: R$ 3.662.433.180,52 § Base de remuneração bruta: R$ 7.052.645.227,00 § Quota de depreciação anual: R$ 207.347.769,67

123. Os resultados da remuneração do capital são apresentados na tabela abaixo. Resta obter o Custo Anual dos Ativos Elétricos (CAAE) que é dado pela soma das parcelas de depreciação e de rentabilidade, chegando-se a seguinte expressão:

( ) ( )( )

( )( ) ( )

+−⋅

+⋅+= −

=∑ Nt

tRSE

RSESE r

rr

rtBRRltVUtBRRb

tCAAE111

4

1 (14)

onde: BRRb(tR): Base de remuneração regulatória bruta no ano da revisão (tR) VU: Vida útil total das instalações BRRl(t): Base de remuneração regulatória líquida das instalações no ano t r : Taxa de retorno real antes dos impostos sobre a renda n: Número de anos do próximo período tarifário (igual a 4 anos)

124. Adotando-se o critério anterior, obtém-se um Custo Anual dos Ativos Elétricos de R$ 631.111.300,55. 125. Somando-se a parcela de custos operacionais, obtém-se finalmente a Receita Anual Líquida para a RBSE, que resulta em R$ 1.036.787.913,55. Os resultados são apresentados na tabela a seguir e detalhados nos itens seguintes.

Tabela 3: Receita Anual das Instalações Existentes Rede Básica do Sistema ExistenteAno 0 1 2 3 4

BRR (período inicial) Valor Líquido 3.662.433.180,52 3.455.085.410,85 3.247.737.641,18 3.040.389.871,50 - Próprio 45,00% 1.648.094.931,24 1.554.788.434,88 1.461.481.938,53 1.368.175.442,18 - Dívida 55,00% 2.014.338.249,29 1.900.296.975,97 1.786.255.702,65 1.672.214.429,33

Receita - Building BlocksWACC antes de impostos 12,53%Remuneração de Ativos - Retorno sobre Capital Próprio 17,36% 286.086.574,84 269.889.852,52 253.693.130,20 237.496.407,89 - Retorno sobre Capital de Terceiros 8,58% 172.830.221,79 163.045.480,54 153.260.739,29 143.475.998,04 - Retorno Total 458.916.796,62 432.935.333,06 406.953.869,49 380.972.405,92 - Retorno Anualizado 423.763.530,88 423.763.530,88 423.763.530,88 423.763.530,88

Depreciação 207.347.769,67 207.347.769,67 207.347.769,67 207.347.769,67

Custo Anual dos Ativos Elétricos - CAAE(RBSE) 631.111.300,55 631.111.300,55 631.111.300,55 631.111.300,55

AOM 39,13% 405.676.613,00 405.676.613,00 405.676.613,00 405.676.613,00

Receita Anual Líquida: RL = CAAE + AOM 1.036.787.913,55 1.036.787.913,55 1.036.787.913,55 1.036.787.913,55

Encargos 3,97% 42.862.105,77 42.862.105,77 42.862.105,77 42.862.105,77

Receita Anual Permitida (RAP) 1.079.650.019,32 1.079.650.019,32 1.079.650.019,32 1.079.650.019,32

RBSEE

(Fls. 26 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). V.2.5.2 – Cálculo da Remuneração Bruta das Novas Instalações 126. No caso de novas instalações, a remuneração do capital é dada através de uma anuidade que é atribuída ao ativo, ou unidade modular, durante toda sua vida útil. Dessa forma, a parcela de remuneração do capital, assim como no caso anterior, é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). Para isso, calcula-se o Custo Anual dos Ativos Elétricos (CAAE) mediante o cálculo da anuidade, considerando o total de capital (BRR), a taxa de desconto e a vida útil das instalações. 127. Obtém-se o Custo Anual dos Ativos Elétricos das Novas Instalações (RBNI), através da seguinte expressão:

( )∑=

−

+−⋅=

UM

k

N

kVkNI

rrCRCAAE

1 11 (15)

onde: CAAENI: Custo Anual dos Ativos Elétricos das Novas Instalações (RBNI) CRk: Custo de reposição da unidade modular k NUM: Número de unidades modulares r : taxa de retorno real antes dos impostos sobre a renda Vk: vida útil da unidade modular k

128. Os parâmetros utilizados para o cálculo foram os seguintes:

§ Custo de capital próprio real: 17,36% a.a. § Custo de capital de terceiros real: 8,58% a.a. § Base de remuneração bruta: R$ 444.124.329,00 § Vida útil média: 34 anos

129. A partir do critério adotado, obtém-se um Custo Anual dos Ativos Elétricos de R$ 57.158.143,15. 130. Somando-se a parcela de custos operacionais, obtém-se finalmente a Receita Anual Líquida para a RBNI, que resulta em R$ 61.608.143,15. Os resultados são apresentados na tabela abaixo e detalhados nos itens seguintes.


Tabela 4: Receita Anual das Novas Instalações Rede Básica das Novas InstalaçõesAno 0 1 2 3 4

BRR (período inicial) Valor Bruto 444.124.329,00 444.124.329,00 444.124.329,00 444.124.329,00 - Próprio 45,00% 199.855.948,05 199.855.948,05 199.855.948,05 199.855.948,05 - Dívida 55,00% 244.268.380,95 244.268.380,95 244.268.380,95 244.268.380,95

Receita - Building BlocksWACC antes de impostos 12,53%Remuneração de Ativos - Retorno sobre Capital Próprio 17,36% 34.842.780,98 34.842.780,98 34.842.780,98 34.842.780,98 - Retorno sobre Capital de Terceiros 8,58% 22.315.362,17 22.315.362,17 22.315.362,17 22.315.362,17

Custo Anual dos Ativos Elétricos - CAAE(RBNI) 57.158.143,15 57.158.143,15 57.158.143,15 57.158.143,15

Depreciação contábil 13.057.255,27 13.057.255,27 13.057.255,27 13.057.255,27

AOM 7,22% 4.450.000,00 4.450.000,00 4.450.000,00 4.450.000,00

Receita Anual Líquida: RL = CAAE + AOM 61.608.143,15 61.608.143,15 61.608.143,15 61.608.143,15

Encargos 3,970% 2.546.957,50 2.546.957,50 2.546.957,50 2.546.957,50

Receita Anual Permitida (RAP) 64.155.100,65 64.155.100,65 64.155.100,65 64.155.100,65

RBNI

V.3 – TOTAL DA RECEITA ANUAL LÍQUIDA 131. A receita total líquida da empresa é definida pela soma das receitas associadas à RBSE (Instalações Existentes) e à RBNI (Novas Instalações), resultando em um total de receita líquida de R$ 1.098.396.056,70. 132. Para definir o reposicionamento tarifário sobre a receita líquida, é necessário explicitar os componentes da receita vigente, conforme a Resolução ANEEL nº 149, de 30 de junho de 2005, cujos valores são apresentados na tabela a seguir. Vale destacar, que os encargos associados a esta receita consideram uma alíquota de PIS/COFINS de 3,65%.

Tabela 5: Componentes da Receita Anual Permitida Vigente

Descrição RAP [R$]

P.A [R$]

Receita Bruta [R$]

Encargos [R$]

Receita Líquida [R$]

Total 1.315.647.991 31.870.136 1.283.777.855 97.361.713 1.186.416.142 RBSE 1.189.302.594 29.853.445 1.159.449.149 87.932.623 1.071.516.526 RBNI 126.345.398 2.016.691 124.328.707 9.429.089 114.899.618

133. Assim, o resultado da revisão tarifária sobre a receita líquida produz um índice de reposicionamento tarifário na receita associada à RBSE de – 3,24%, e na receita associada à RBNI de – 46,38%. 134. A tabela seguinte apresenta os valores de receita associados a cada tipo de instalação.


Tabela 6: Resultados do Reposicionamento Tarifário Item Valor

RECEITA ASSOCIADA À RBSE Receita Anual Líquida Calculada R$ 1.036.787.914 Receita Anual Líquida Vigente R$ 1.071.516.526 ÍNDICE DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO - 3,24%% RECEITA ASSOCIADA À RBNI Receita Anual Líquida Calculada R$ 61.608.143 Receita Anual Líquida Vigente R$ 114.899.618 ÍNDICE DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO - 46,38%

V.4 – OUTRAS RECEITAS 135. As Receitas de Atividades extraconcessão compreendem as receitas resultantes de operações realizadas pela concessionária que não estão relacionadas diretamente ao objeto da concessão, ou seja, atividades empresariais desenvolvidas por meio de outros negócios que não os de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização de energia elétrica. 136. Tais receitas não foram tratadas nesta revisão, podendo ser, no entanto, avaliadas posteriormente para apropriação de ganhos em favor do consumidor e conforme metodologia a ser proposta pela ANEEL. V.5 – ENCARGOS E TRIBUTOS 137. Os encargos tarifários são todos definidos em Leis e seus valores são estabelecidos por Resoluções ou Despachos da ANEEL, para efeito de pagamento pelas concessionárias e de repasse às tarifas. Alguns desses encargos foram inicialmente definidos em Decretos e, posteriormente, convalidados em Lei, constituindo, dessa forma, políticas de Governo para o setor elétrico. 138. Os encargos que deverão, especificamente, ser considerados no cálculo da RAP são os seguintes:

− Pesquisa e Desenvolvimento (P&D): Deve ser aplicada a taxa de 1,0%, incidente sobre a Receita Operacional Líquida;

− PIS, COFINS: Foi adotada a alíquota de 8,874% incidente sobre a Receita Bruta de

Transmissão, conforme o Memorando nº 080/2006-SFF/ANEEL, de 14 de fevereiro de 2006, sendo que a diferença de arrecadação deverá ser compensada na Parcela de Ajuste de PIS/COFINS. Esta alíquota será considerada apenas no período de 1º de julho de 2005 a 1º de julho de 2006. Para a receita da nova concessão, será considerada uma alíquota zero, devendo a transmissora destacar este encargo separadamente em suas faturas.

− Taxa de fiscalização (TFSEE): Deve ser aplicada a taxa de 0,50%, incidente sobre a

Receita Bruta de Transmissão;


− Reserva Global de Reversão (RGR): Foi aplicada a taxa de 2,50%, incidente sobre a

Receita Bruta de Transmissão. 139. Dessa forma, em função do tratamento dado ao encargo de PIS/COFINS, deverão ser calculados os encargos para duas situações:

i) Primeiramente, considerando a alíquota de PIS/COFINS de 8,874%, incidente sobre a receita líquida da RBSE vigente e sobre a nova receita da RBNI, em virtude da revisão apenas sobre as novas instalações;

ii) Já para o reposicionamento tarifário para o novo contrato, com revisão sobre a RBSE e

RBNI, deverão ser calculados os encargos considerando a alíquota de PIS/COFINS de 0%, incidente sobre as novas receitas da RBSE e RBNI.

140. Em relação aos tributos, são considerados no cálculo da RAP os seguintes:

− Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPJ): Deve ser aplicada a alíquota de 25%, incidente sobre o Lucro Tributável;

− Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL): Deve ser aplicada a taxa de 9%.

141. Assim, a alíquota tributária efetiva será de 34,0%, que já é considerada no cálculo do Custo Médio Ponderado (WACC). V.5.1 – Cálculo dos Encargos com Reposicionamento Apenas Sobre a RBNI 142. Considerando o reposicionamento da receita apenas sobre a RBNI, obtém-se o total de encargos associados a RBSE vigente, com a nova alíquota de PIS/COFINS (8,874%), de R$ 156.656.686,51, conforme mostrado na tabela seguinte.

Tabela 7: Encargos – Instalações Existentes Encargos

Descrição

Receita Líquida (RL) 1.071.516.526,00 Receita Operacional Líquida (ROL) 1.082.339.925,25 - P&D 1,00% 10.823.399,25 - PIS/COFINS 8,874% 108.988.090,88 - TFSEE 0,50% 6.140.866,06 - RGR 2,50% 30.704.330,31 Total de Encargos 12,755% 156.656.686,51 Receita Anual Permitida (RAP) 1.228.173.212,51

RBSE

143. Para as novas instalações, já considerando o reposicionamento tarifário, o total de encargos associados com a nova alíquota de PIS/COFINS (8,874%), é de R$ 9.007.166,32, conforme mostrado na tabela seguinte.


Tabela 8: Encargos – Novas Instalações Encargos

Descrição

Receita Líquida (RL) 61.608.143,15 Receita Operacional Líquida (ROL) 62.230.447,63 - P&D 1,00% 622.304,48 - PIS/COFINS 8,874% 6.266.402,56 - TFSEE 0,50% 353.076,55 - RGR 2,50% 1.765.382,74 Total de Encargos 12,755% 9.007.166,32 Receita Anual Permitida (RAP) 70.615.309,47

RBNI

144. Somando-se as duas parcelas, obtém-se o total de encargos a ser incorporado na receita total da empresa, equivalente ao montante de R$ 165.663.852,83. V.5.2 – Cálculo dos Encargos com Reposicionamento Sobre a RBSE e RBNI 145. Considerando o reposicionamento da receita sobre toda a base, obtém-se o total de encargos associados a RBSE vigente, com a alíquota de PIS/COFINS igual a zero, de R$ 42.862.105,77, conforme mostrado na tabela seguinte.

Tabela 9: Encargos e Tributos – Instalações Existentes Encargos e Tributos - RBSE 0 1 2 3 4Encargos - Opex 405.676.613,00 405.676.613,00 405.676.613,00 405.676.613,00 - EBITDA 631.111.300,55 631.111.300,55 631.111.300,55 631.111.300,55 Receita Líquida (RL) 1.036.787.913,55 1.036.787.913,55 1.036.787.913,55 1.036.787.913,55 Receita Operacional Líquida (ROL) 1.047.260.518,74 1.047.260.518,74 1.047.260.518,74 1.047.260.518,74 - P&D 1,00% 10.472.605,19 10.472.605,19 10.472.605,19 10.472.605,19 - PIS/Cofins 0,000% - - - - - TFSEE 0,50% 5.398.250,10 5.398.250,10 5.398.250,10 5.398.250,10 - RGR 2,50% 26.991.250,48 26.991.250,48 26.991.250,48 26.991.250,48 Total de Encargos 4,000% 42.862.105,77 42.862.105,77 42.862.105,77 42.862.105,77 Receita Anual Permitida (RAP) 1.079.650.019,32 1.079.650.019,32 1.079.650.019,32 1.079.650.019,32

TributosEBIT 423.763.530,88 423.763.530,88 423.763.530,88 423.763.530,88 Lucro Tributável 250.933.309,09 260.718.050,34 270.502.791,59 280.287.532,84 Alíquota Total de Impostos 34,00% 85.317.325,09 88.644.137,12 91.970.949,14 95.297.761,17

146. Para as novas instalações, com a alíquota de PIS/COFINS igual a zero, obtém-se um total de R$ 2.546.957,50, conforme mostrado na tabela seguinte.


Tabela 10: Encargos e Tributos – Novas Instalações Encargos e Tributos - RBNI 1 2 3 4Encargos - Opex 4.450.000,00 4.450.000,00 4.450.000,00 4.450.000,00 - EBITDA 57.158.143,15 57.158.143,15 57.158.143,15 57.158.143,15 Receita Líquida (RL) 61.608.143,15 61.608.143,15 61.608.143,15 61.608.143,15 Receita Operacional Líquida (ROL) 62.230.447,63 62.230.447,63 62.230.447,63 62.230.447,63 - P&D 1,00% 622.304,48 622.304,48 622.304,48 622.304,48 - PIS/Cofins 0,000% - - - - - TFSEE 0,50% 320.775,50 320.775,50 320.775,50 320.775,50 - RGR 2,50% 1.603.877,52 1.603.877,52 1.603.877,52 1.603.877,52 Total de Encargos 2.546.957,50 2.546.957,50 2.546.957,50 2.546.957,50 Receita Anual Permitida (RAP) 64.155.100,65 64.155.100,65 64.155.100,65 64.155.100,65

TributosEBIT 44.100.887,88 44.100.887,88 44.100.887,88 44.100.887,88 Lucro Tributável 21.785.525,71 21.785.525,71 21.785.525,71 21.785.525,71 Alíquota Total de Impostos 34,00% 7.407.078,74 7.407.078,74 7.407.078,74 7.407.078,74

147. Somando-se as duas parcelas, obtém-se o total de encargos a ser incorporado na receita total da empresa, equivalente ao montante de R$ 45.409.063,27. V.6 – TOTAL DA RECEITA ANUAL BRUTA 148. A Receita Anual Bruta da empresa é definida pela soma da receita anual líquida e dos encargos, resultando em dois resultados em virtude da revisão apenas sobre a RBNI e sobre toda a base. 149. Dessa forma, considerando o reposicionamento tarifário apenas sobre a RBNI, obtém-se uma RAP associada à RBSE de R$ 1.228.173.212,51 e uma RAP associada à RBNI de R$ 70.615.309,47. A RAP total da empresa é de R$ 1.298.788.521,98. 150. Considerando o reposicionamento tarifário sobre a RBSE e RBNI, obtém-se uma RAP associada à RBSE de R$ 1.079.650.019,32 e uma RAP associada à RBNI de R$ 64.155.100,65. A RAP total da empresa é de R$ 1.143.805.119,97. VI. COMPONENTES TARIFÁRIOS FINANCEIROS EXTERNOS À REVISÃO TARIFÁRIA 151. Adicionalmente à receita bruta, deve ser incluída a Parcela de Ajuste (PA) que trata dos componentes financeiros externos à revisão tarifária. A Parcela de Ajuste é o mecanismo, previsto em contrato, utilizado pela ANEEL no momento do estabelecimento da Receita Anual Permitida – RAP das transmissoras para aferir o déficit ou superávit de arrecadação do ciclo de tarifas imediatamente anterior. Cabe lembrar que o cálculo da PA representa o período compreendido entre junho do ano (n-1) a maio do ano (n). (cláusula sexta do contrato de concessão das transmissoras). 152. Assim, tem-se as seguintes componentes da Parcela de Ajuste:

§ PA (PIS/COFINS) = Parcela a ser adicionada a PA de cada concessionária de serviço público de transmissão de energia elétrica, resultante do impacto financeiro decorrente da majoração das alíquotas do PIS/Pasep e da COFINS.


§ PA Apuração = Parcela de ajuste do período a ser utilizada pelo ONS na contabilização dos encargos de uso dos sistemas de transmissão, a ser adicionada ou subtraída da receita anual permitida para o mesmo período, de modo a compensar, respectivamente, déficit ou superávit de arrecadação do período anterior e os encargos financeiros decorrentes da majoração das alíquotas do PIS/PASEP e da COFINS.

153. O montante de PA final reconhecido no ciclo tarifário 2005-2006 foi de R$ 31.870.136,19, conforme detalhado na tabela abaixo, e que deverá compor a atual Receita Anual Permitida calculada na revisão periódica.

Tabela 11: Composição da Parcela de Ajuste – Ciclo 2005-2006

Tipo Receita P.A Pura P.A PIS/COFINS P.A TOTAL RBSE Sistêmica -24.552.205,90 36.870.471,12 25.494.246,97 RBSE Fronteira -8.739.651,90 9.489.574,79 -6.682.147,86 RPC Compartilhada -8.448.187,44 16.385.856,21 34.063.893,96 RPC Uso Próprio 8.847.588,05 8.847.588,05

Total RBSE -41.740.045,24 71.593.490,17 29.853.444,93 RBNI Sistêmica -1.709.561,59 2.567.278,13 857.716,54 RBNI Fronteira -3.102.240,50 3.368.434,30 266.193,80 RCDM* 892.780,92 892.780,92

Total RBNI -4.811.802,09 6.828.493,35 2.016.691,26 Total -46.551.847,33 78.421.983,52 31.870.136,19

*Parcela da RPCi decorrente de investimentos autorizados após a emissão da Resolução ANEEL nº 167/00.

154. Conforme o Memorando nº 080/2006-SFF/ANEEL, de 14 de fevereiro de 2006, deverá ser ainda adicionado um total de R$ 9.928.216,49 referente à diferença de PIS/Cofins do ciclo tarifário 2004-2005.

155. Dessa forma, o total de Parcela de Ajuste a compor a Receita Anual Permitida para o ciclo (2005-2006), para fins de revisão tarifária, será de R$ 41.798.353,68, conforme a tabela abaixo.

Tabela 12: Composição da Parcela de Ajuste – Ciclo 2005-2006

Item Valor Parcela de ajuste – RBSE R$ 29.853.445,93 Parcela de ajuste – RBNI R$ 2.016.691,26 PA PIS/Cofins – Complementar R$ 9.928.216,49 Total da PA – Ciclo 2005-2006 R$ 41.798.353,68

VII. CONSIDERAÇÕES ADICIONAIS VII.1 – ANÁLISE DOS PLEITOS DA CTEEP JUNTO À ANEEL 156. Em atenção à solicitação da SCT/ANEEL através do Memorando nº 027/2006-SCT/ANEEL, de 24 de janeiro de 2006, referente aos documentos encaminhados pela transmissora CTEEP pendentes de regularização e/ou resposta pela SRT/ANEEL, segue-se abaixo a relação de pendências e respectivos documentos de solicitação, bem como o posicionamento definido para resposta de cada uma.

(Fls. 33 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 1. Solicitação de Receita Anual Permitida relativa à prestação de serviço de Operação e Manutenção –

O&M de instalações cedidas sem ônus a CTEEP, nas seguintes subestações: § SE UHE Pirajú (Processo CTEEP/103/2002 - carta OF/P/2183/2002, de 30 de julho de 2002); § SE Piratininga (Processo CTEEP-187/2004 – carta OF/P/4870/2004, de 20 de dezembro de 2004); § SE Gerdau (Processo CTEEP-183/2005 – carta OF/P/2034/2005, de 31 de maio de 2005); e § SE Carbocloro (Processo CTEEP-142/2003 – carta P/3625/2003, de 08 de outubro de 2003).

Posição ANEEL: Os referidos custos de O&M já estão contemplados na Empresa de Referência como gastos operacionais da empresa.

2. Solicitação de revisão da Receita Anual Permitida, contemplada na Resolução ANEEL nº 149/2005

(carta CTEEP OF/F/2828/2005, de 08 de julho de 2005), relativa aos seguintes itens:

a) Impacto Financeiro da Majoração do PIS/PASEP e da COFINS; Posição ANEEL: Está sendo adicionada na revisão em questão a diferença da Parcela de Ajuste, não reconhecida na Resolução 149/2005, cujo valor corresponde o montante de R$ 9.928.216,49, a preços de junho de 2005, conforme Memorando nº 080/2006-SFF/ANEEL, de 14 de fevereiro de 2006. b) Redução da RBNI e RCDM da CTEEP – SE Miguel Reale; Posição ANEEL: Está sendo considerado na base de remuneração da empresa, como definitivo, o resultado da parcela RBNI definida no relatório de fiscalização da SFF e na resolução de reajuste da RAP nº 149/2005, conforme Memorando n° 414/2005-SFF/ANEEL, de 20 de junho de 2005 e ratificado pelo Memorando nº 080/2006-SFF/ANEEL, de 14 de fevereiro de 2006.

c) Cálculo da Parcela de Ajuste para a Rede Básica Fronteira;

Posição ANEEL: Segundo análise das planilhas que deram origem no valor da RAP da Resolução 149/2005, o pleito da CTEEP não procede.

d) Inadimplência da CPFL – TUST fronteira. Posição ANEEL: O recálculo da TUSTFR, relativo a Inadimplência da CPFL que ainda está sob júdice, passará a compor o novo contrato de concessão da empresa.

1) Outras solicitações pendentes:

a) Revisão do cálculo de reajuste de receita referente à parcela RPC das Distribuidoras e Geradoras da Resolução 070/2004 (a CTEEP solicita a inclusão do valor de P&D nas RPC´s) – carta CTEEP OF/F/3017/2004, de 16 de agosto de 2004;

Posição ANEEL: Segundo análise das planilhas que deram origem ao valor da RAP nas Resoluções 070/2004 e 149/2005, o pleito da CTEEP não procede.

b) Revisão dos valores de receitas anuais (RPC´s) concatenadas nos reajustes das distribuidoras – ATA

de reunião realizada na SRT/ANEEL no dia 11 de maio de 2005;


Posição ANEEL: Segundo análise das planilhas que deram origem no valor da RAP, contempladas nas Resoluções 247/2001, 359/2002, 306/2003, 070/2004 e 149/2005, o pleito da CTEEP não procede.

c) Revisão da Resolução ANEEL nº 074/2004 e Compensação dos encargos adicionais incorridos pela

CTEEP com a receita adicional de CCC/CDE – carta CTEEP OF/F/01678/2005, de 08 de maio de 2005;

Posição ANEEL: Segundo análise da SFF, o pleito da CTEEP não procede.

d) Devolução de encargos à CTEEP pagos indevidamente a FURNAS - carta CTEEP OF/T/200/2004,

de 21 de janeiro de 2004;

Posição ANEEL: Entende-se que o passivo financeiro gerado relativo à devolução destes encargos, foi uma distorção estabelecida no contrato firmado entre FURNAS e CTEEP. Neste caso, não será reconhecido para a revisão em questão o montante do valor de encargo pleiteado pela CTEEP. Entretanto, vale ressaltar que, após as adequações efetuadas em 2004, ocorridas nas planilhas da empresa para publicação do reajuste da RAP (Resolução nº 070/2004), os encargos referentes às instalações em questão deixaram de ser pagos pela CTEEP e passaram a ser devidos à FURNAS pela CEMIG distribuidora e DME distribuidora.

e) Definição de RAP referentes às obras concluídas (pela EPTE), constantes da Resolução nº 166/2000

– carta CTEEP OF/P/961/2005, de 17 de março de 2005, nas subestações a seguir: § SE Oeste § SE Bandeirantes § SE Milton Fornasaro § SE Nordeste § SE Edgard de Souza § SE Piratininga

Posição ANEEL: Os custos destes ativos foram contemplados na base de remuneração de receita da empresa para a revisão em questão.

f) Revisão da Resolução autorizativa 545/2003, sobre as obras de substituição de disjuntores nas SE’s

Jupiá, Ilha Solteira e Baixada Santista - carta CTEEP/ABRATE OF/T/4430/2003, de 10.12.2003;

Posição ANEEL: Os custos relativos à substituição foram contemplados na base de remuneração de receita da empresa para a revisão em questão.

g) Revisão da Resolução 352/2005, sobre as obras de recapacitação e reconstrução de linhas de

transmissão do Vale do Paraíba – carta CTEEP/ABRATE OF/P/5693/2005, de 13.12.2005;

Posição ANEEL: Os custos definidos na referida Resolução serão retificados, após conclusão do processo de revisão da empresa. Neste caso, será aplicado um novo critério de substituição, ainda em estudo, cujos valores já foram informados preliminarmente a CTEEP, por meio do ofício SRT/ANEEL nº 09/2006, de 19.01.06.

(Fls. 35 da Nota Técnica no 051/2006-SRT/ANEEL, de 14/02/2006). 157. Por fim, é importante ressaltar que para as autorizações dos empreendimentos ainda em curso, cujas instalações ainda não entraram ou parcialmente entraram em operação comercial, estas não serão objetos desta revisão de receita. VII.2 – RESOLUÇÕES A SEREM REVOGADAS 158. Em virtude da revisão tarifária sobre as novas instalações (RBNI) com a definição de uma nova receita, torna-se necessário que a partir da vigência do novo contrato de concessão e, portanto, dos efeitos dessa revisão , sejam:

i) Revogadas as seguintes Resoluções:

I – Resolução n° 396, de 11 de outubro de 2000; II – Resolução n° 399, de 18 de outubro de 2000; III - Resolução n° 584, de 21 de dezembro de 2001; IV – Resolução n° 312, de 12 de junho de 2002; V – Resolução n° 437, de 20 de agosto de 2002; VI – Resolução n° 591, de 30 de outubro de 2002; VII – Resolução n° 719, de 18 de dezembro de 2002; VIII – Resolução n° 785, de 24 de dezembro de 2002;

ii) Revogado o Art. 2° da Resolução n° 503, de 6 de setembro de 2002.

iii) Alterado o Art. 2° da Resolução n° 545, de 14 de outubro de 2003, que passa a vigorar

com a seguinte redação:

“Art. 2° Estabelecer para a CTEEP os valores das parcelas da receita anual permitida pela disponibilização das novas instalações de transmissão de energia elétrica, integrantes da rede básica do sistema elétrico interligado, autorizadas no art 1° desta Resolução, exceto incisos I e II, a preços do primeiro dia útil do mês de julho de 2003, para os primeiros quinze anos da prestação do serviço e para os quinze anos subseqüentes, contados a partir da data limite para início da operação comercial, conforme Anexo I desta Resolução.”

VIII. CONSIDERAÇÕES FINAIS SOBRE A REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA 159. O objetivo do reposicionamento tarifário é assegurar o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão que, com a aplicação das regras de reajuste tarifário anual, deverá ser mantido até a próxima revisão tarifária periódica. 160. Vale ressaltar que o equilíbrio obtido no ano da revisão é o resultado da aplicação de metodologias que contemplam, de forma coordenada, os conceitos fundamentais de custos operacionais que atendam a critérios de eficiência e de remuneração dos ativos necessários para a prestação do serviço público. 161. No entanto, de acordo com a Nona Subcláusula da CLÁUSULA SEXTA, do Contrato de Concessão nº 059/2001, ficam excluídos do processo de revisão tarifária as parcelas RBSEi e RPCi:


“CLÁUSULA SEXTA – RECEITA DO SERVIÇO DE TRANSMISSÃO (...) Nona Subcláusula - Para efeito do disposto na Subcláusula anterior, não serão objeto de revisão as parcelas RBSEi e RPCi, definidas na Quarta Subcláusula desta Cláusula, referente às instalações relacionadas na Resolução no 166, de 2000, estabelecida na Resolução no 167, de 2000.”

162. Importa destacar ainda que em virtude do processo de privatização da CTEEP e à assinatura de um novo contrato de concessão, no qual não há qualquer cláusula de impedimento sobre a revisão da RBSE, é necessário estabelecer dois resultados para esta revisão tarifária:

i) Um que se refere à revisão tarifária de acordo com as cláusulas contratuais vigentes, a ser aplicado no período de julho/2005 a junho/2006, no qual ocorre a revisão apenas sobre as novas instalações (RBNI);

ii) Outro referente ao reposicionamento tarifário para definição da receita de partida para o

novo contrato de concessão, no qual há a revisão sobre toda a base de ativos (RBSE e RBNI). A aplicação desse resultado fica condicionada à celebração de um novo contrato de concessão, em virtude da privatização da empresa.

163. Por fim, para o primeiro resultado, que será aplicado no período de julho/2005 a junho/2006, foi considerada uma alíquota de PIS/COFINS de 8,874%. Já para o segundo resultado, que será a receita do novo contrato, não foi incorporada a alíquota de PIS/COFINS no cálculo dos encargos, devendo a concessionária cobrar esse encargo via destaque na fatura de transmissão, nos termos do regulamento a ser expedido pela ANEEL. 164. Assim, são apresentados nas tabelas a seguir os índices de reposicionamento tarifário para cada um dos resultados.

Tabela 13: Resultados do Reposicionamento Tarifário Sobre o Contrato Atual

DESCRIÇÃO VALOR ANTERIOR [R$]

VALOR DA REVISÃO [R$]

Receita Anual Líquida 1.186.416.142,48 1.133.124.668,69 ÍNDICE DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO – 4,49%

Encargos 97.361.712,52¹ 165.663.852,83² Receita Anual Bruta 1.283.777.855,00 1.298.788.521,98 Parcela de Ajuste 31.870.136,19 41.798.353,68 Receita Anual Permitida 1.315.647,991,00 1.340.586.875,66

ÍNDICE DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (Considerando os efeitos financeiros) + 1,90%

¹ Considerada a alíquota de PIS/COFINS de 3,65% . ² Considerada alíquota de PIS/COFINS de 8,874% .


Tabela 14: Resultados do Reposicionamento Tarifário Para o Novo Contrato

DESCRIÇÃO VALOR ANTERIOR [R$]

VALOR DA REVISÃO [R$]

Receita Anual Líquida 1.186.416.142,48 1.098.396.056,70 ÍNDICE DE REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO – 7,42%

Encargos 97.361.712,52¹ 45.409.063,27² Receita Anual Bruta 1.283.777.855,00 1.143.805.119,97 Parcela de Ajuste 31.870.136,19 41.798.353,68 Receita Anual Permitida 1.315.647,991,00 1.185.603.473,65

¹ Considerada a alíquota de PIS/COFINS de 3,65%. ² Considerada a alíquota de PIS/COFINS de 0,0% .

ANDRÉ LUIZ GOMES DA SILVA Especialista em Regulação de Serviços Públicos de

Energia Matrícula 1500060

ANDRÉ MEISTER Especialista em Regulação de Serviços Públicos de

Energia Matrícula: 1281183

CLAUDIO ELIAS CARVALHO Especialista em Regulação de Serviços Públicos de Energia

Matrícula: 1496691

De Acordo:

DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação dos Serviços de Transmissão

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