PRORET — Proret Submod 12.1 V 2.2 aren20231066

## **ANEXO LXXII** 

**Módulo 12: Concessionárias de Geração** 

**Submódulo 12.1** 

**REVISÃO PERIÓDICA DA RECEITA ANUAL DE GERAÇÃO DAS USINAS COTISTAS** 

**Versão 2.2** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os critérios e procedimentos para a revisão da Receita Anual de Geração – RAG dos agentes de serviço público de geração de energia elétrica, doravante geradores, detentores de outorgas de usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física e potência, nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às revisões da Receita Anual de Geração – RAG relativas às seguintes usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física e potência, nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013: 

I – Aquelas cujos contratos dispõe sobre a aplicação da revisão periódica da RAG; e 

II – Aquelas em condições de prestação temporária do serviço de geração, abrangidas pela Portaria nº 117, de 5 de abril de 2013, do Ministério de Minas e Energia – MME. 

3. O regulamento tem vigência de 2023 em diante. 

## **3. DEFINIÇÕES E CLASSIFICAÇÃO** 

4. Para fins deste Submódulo, consideram-se as seguintes definições: 

I - Melhoria: compreende a instalação, substituição ou reforma de equipamento em instalação de geração existente, ou a adequação dessa instalação, visando manter a prestação de serviço adequado de geração de energia elétrica, conforme disposto na Lei nº 8.987/1995; e 

II – Ampliação: compreende a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalação de geração existente ou a adequação dessa instalação, visando aumento da capacidade de geração. 

5. São classificadas como melhorias, entre outros: 

I – adequação aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede, quando a necessidade ficar evidenciada pelo ONS, ou ao Procedimento de Distribuição – PRODIST, no caso de rede de distribuição, excetuando-se os casos em que haja alteração física da configuração da rede elétrica; 

II – instalação ou substituição de equipamentos com a finalidade de permitir a plena observabilidade e controlabilidade do Sistema Interligado Nacional – SIN, bem como o sequenciamento de eventos; 

III – automação, telecomando, sistemas de comunicação, reforma e modernização das instalações; 

IV – substituição de equipamentos por motivo de obsolescência, vida útil esgotada, falta de peças de reposição ou risco de dano às instalações; 

V – instalação ou substituição de sistema de oscilografia digital de curta duração; 

VI – substituição de equipamentos devido a desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas, de qualquer ordem; 

VII – obras e equipamentos destinados a diminuir a indisponibilidade das instalações; 

VIII – repotenciação de unidades geradoras existentes que implique na redefinição da potência originalmente projetada, através da adoção de avanços tecnológicos, de concepções mais modernas de projeto ou folgas existentes no projeto originalmente concebido que podem ser aproveitadas; e 

IX – Obras civis associadas às melhorias e modernizações da UHE. 

6. Caracteriza-se como ampliação o aumento de potência instalada para atendimento ao aproveitamento ótimo, com acréscimo de unidades geradoras. 

7. Os investimentos tratados neste módulo obedecerão aos critérios estabelecidos no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE e Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. 

## **4. PROCEDIMENTOS GERAIS** 

8. A concessionária receberá a RAG, homologada pela ANEEL, pela disponibilização da Garantia Física, em regime de cotas de energia e de potência da usina hidrelétrica, a ser paga em parcelas duodecimais e sujeita a ajuste de indisponibilidade ou desempenho de geração, excluído o montante necessário à cobertura das despesas com as Contribuições Sociais ao Programa de Integração Social – PIS e ao Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP, e com a Contribuição Social para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS. 

9. A revisão periódica da RAG das geradoras será compreendida pelo cálculo definido, conforme fórmula a seguir: 

## **RAGt = GAGt X (IVI ± X) + AjIt-1 + EUt + ECt + OEt       (1)** 

onde: 

RAGt: Receita Anual de Geração, a ser praticada no ciclo seguinte à sua homologação pela ANEEL (R$/ano); GAGt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração (R$/ano); 

IVI: Índice de Variação da Inflação que reajustará o Custo de Gestão de Ativos de Geração definido a partir da variação anual acumulada do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, e na hipótese de sua extinção, o Índice que vier a sucedê-lo (%); X: Fator X (%) aplicável somente à GAGO&M; 

AjIt-1: Ajuste de Indisponibilidade Apurada ou pelo Desempenho Apurado, conforme Modalidade de Operação definida pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS (R$/ano) 

EUt: Encargo de Uso do Sistema de Distribuição ou Transmissão (R$/ano); 

ECt: Encargo de Conexão de responsabilidade da concessionária para o ano seguinte (R$/ano); e OEt: Outros Encargos. 

10. O Custo da Gestão dos Ativos de Geração - GAG comporta os custos regulatórios de operação, manutenção, administração, remuneração e amortização, estando incluídos, dentre outros, os custos socioambientais e relativos a demandas da Administração, sendo compreendido pelo cálculo definido, conforme fórmula a seguir: 

## **GAGt = GAGO&Mt + GAGMelht + GAGAmplt + CAIMIt               (2)** 

## onde: 

GAGO&Mt: Custos Operacionais Regulatórios; 

GAGMelht: Custos de Capital por Investimentos em Melhorias; 

GAGAmplt: Custo da Gestão dos Ativos de Geração, decorrente de ampliações executadas nas usinas hidrelétricas, estabelecido conforme Submódulo 12.4 do PRORET; e 

CAIMIt:: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis. 

11. Caso o respectivo índice de indisponibilidade apurado seja diferente do valor considerado nos limites de cálculo da respectiva garantia física de energia e de potência, a concessionária terá a RAG acrescida de parcela (AjIt-1) que reflita o atendimento ao padrão de qualidade previsto contratualmente, conforme demais regulamentos exarados pela ANEEL. 

12. As demais regras de repasse referentes às parcelas AjIt-1, EUt, ECt, OEt seguem as mesmas disposições relativas aos processos de reajuste da RAG. 

13. Os custos relativos à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH associada a cada usina hidrelétrica serão cobrados do gerador pela ANEEL. 

14. Caso haja suspensão da situação operacional, o pagamento de parcelas da RAG, nos termos dos demais regulamentos exarados pela ANEEL, será suspenso, durante esse período, na proporção da potência instalada afetada pela suspensão. 

15. O percentual de Fator X é apresentado no Anexo I deste Submódulo e será único para todas as empresas e aplicado somente no valor da GAGO&M nos processos de reajuste da RAG do ciclo 2023-2028. 

16. As equações aplicáveis ao GAGO&Mt poderão ser utilizadas como base para cálculos relativos aos processos de Uso do Bem Público – UBP e de novos leilões de usinas no regime de cotas de garantia física e de potência, desde que compatíveis com as lógicas desses processos e autorizadas pela Diretoria da ANEEL. 

17. A ANEEL poderá ajustar sua metodologia em processos futuros de discussão de revisões da RAG, ao dispor de melhores informações do monitoramento das usinas, observando a execução de investimentos implantados, e de dados atualizados dos parâmetros técnicos desses empreendimentos. Com isso, o sinal regulatório deverá ser, continuamente, aperfeiçoado ao longo dos ciclos de revisão da RAG, de modo que se incentive a execução de investimentos em melhorias para prestação adequada do serviço público prestado. 

## **5. CUSTOS OPERACIONAIS** 

18. Para a definição de custos operacionais regulatórios, deve-se ter como variável insumo os custos operacionais reais, que foram obtidos do elenco de contas, constante na Tabela 1: 

**Tabela 1: Elenco de Contas para cálculo dos custos operacionais de geração** 

|**Contas**|**Descrição**|
|---|---|
|**6105.1.05.01**|Remuneração|
|**6105.1.05.02**|Encargos|
|**6105.1.05.03**|Previdência Privada - Corrente|
|**6105.1.05.06**|Despesas Rescisórias|
|**6105.1.05.07**|Participação nos Lucros e Resultados - PLR|
|**6105.1.05.08**|Outros Benefícios - Corrente|
|**6105.1.05.10**|(-) Créditos de Tributos Recuperáveis|
|**6105.1.05.99**|Outros|
|**6105.1.06**|Administradores|
|**6105.1.07**|Materiais|
|**6105.1.08**|Serviços de Terceiros|
|**6105.1.10**|Seguros|
|**6105.1.16**|Tributos|
|**6105.1.19.03**|Taxa de Arrecadação|
|**6105.1.19.04**|Taxas Bancárias|
|**6105.1.25.01**|Remuneração|
|**6105.1.25.02**|Encargos|
|**6105.1.25.03**|Previdência Privada - Corrente|
|**6105.1.25.06**|Despesas Rescisórias|
|**6105.1.25.07**|Participação nos Lucros e Resultados - PLR|
|**6105.1.25.08**|Outros Benefícios - Corrente|
|**6105.1.25.10**|(-) Créditos de Tributos Recuperáveis|
|**6105.1.25.99**|Outros|
|**6105.1.26**|Transferência da Administração Central - Administradores|
|**6105.1.27**|Transferência da Administração Central - Materiais|
|**6105.1.28**|Transferência da Administração Central - Serviços de Terceiros|
|**6105.1.30**|Transferência da Administração Central - Seguros|
|**6105.1.36**|Transferência da Administração Central - Tributos|
|**6105.1.39.03**|Taxa de Arrecadação|
|**6105.1.39.04**|Taxas Bancárias|

19. Os custos operacionais regulatórios, relativos a cada usina hidrelétrica, com data-base de julho/2023 (índice-preço de junho/2023), são definidos pela formulação: 

**GAGO&M = e[13,009924+DESPACHO*0,372479] * POT[0,631141] * ÁREA[0,010685] * UG[0,241762] (3)** 

## onde, 

DESPACHO : Para as usinas que tenham despacho centralizado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS; 

POT = Capacidade Instalada em Operação (MW). Referência é a potência de outorga; ÁREA = Área do Reservatório, conforme ficha técnica (km[2] ). Caso a ANEEL não disponha de valor atualizado e não seja apresentada ficha técnica ou outro comprovante a ser analisado pela ANEEL, o valor considerado será igual a 0,01 km[2] . A referência é o nível de água máximo normal. 

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

20. Para efeitos de revisão da RAG das usinas no regime de cotas de garantia física e potência, são consideradas como usinas que tenham despacho centralizado pelo ONS aquelas classificadas com Modalidade de Operação Tipo I. 

21. O resultado para cada usina hidrelétrica será aplicado entre 1º de julho de 2023 e a próxima revisão da RAG, a ser anualmente atualizado pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA. 

22. O valor de GAGO&M já inclui participação nos resultados e distribuição de lucros, não cabendo a incidência de fatores multiplicadores para majorar os custos operacionais com essa finalidade. 

23. Devido às especificidades técnicas da UHE Henry Borden, aplica-se a lógica de intervalo de custos operacionais, de modo a comparar os custos operacionais médios apresentados da usina e de suas estações elevatórias Pedreira e Traição, entre 2017 e 2023, e a parametrização adicionada aos desviospadrões de cada variável. O resultado considerando esses parâmetros será aplicado para a usina até a próxima revisão da RAG. 

## **6. MELHORIAS** 

24. A concessionária deverá executar as melhorias nas instalações de geração, visando manter a prestação adequada do serviço público de que é titular. 

25. Os custos de capital associados aos investimentos em melhorias são reconhecidos pela parcela GAGMelh, a qual contempla duas componentes: a Quota de Reintegração Regulatória - QRR e a Remuneração do Capital - RC. 

26. O valor de GAGMelh para cada usina é regulatório, sendo compreendido pela parametrização de variáveis explicativas com a necessidade de investimentos em melhorias durante o período de concessão. Nesse valor, estão compreendidos, entre outros aspectos, a troca de todos os equipamentos hidro e eletromecânicos e custos de natureza contábil de investimentos relativos a dispêndios socioambientais e de demandas da Administração, até o final da concessão. 

27. Para realizar a parametrização, utiliza-se como base o investimento relacionado de equipamentos hidro e eletromecânicos, além de dispêndios socioambientais e de demandas da Administração com natureza contábil de investimentos, para universo de 51 novas usinas hidrelétricas licitadas fora do regime de cotas de garantia física e potência, da seguinte forma: 

27.1. I - Valores atualizados, com índice de preços de julho/2023, obtidos por meio dos Orçamentos Padrão Eletrobrás – OPE de Projeto Básico, referentes ao elenco de contas, constante na Tabela 2: 

## **Tabela 2: Elenco de Contas para cálculo da remuneração de investimentos em melhorias** 

|**Conta**|**Descrição**|
|---|---|
|10.15,<br>exceto<br>10.15.13|Meio Físico-Biótico, Meio Socioeconômico, Gerenciamento e Supervisão Ambiental,<br>Comunicação Socioambiental, Usos Múltiplos, exceto outros custos não identificados|
|12.16.23.23|Túnel de Desvio - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.16.24.23|Canal de Desvio - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.16.26.23|Comporta Ensecadeira - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.17.25.32|Comporta Ensecadeira - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.18.28.23|Vertedouro de Superfície - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.18.28.24|Equipamentos Descarregador de Vazão Ambiental - Equipamentos de Fechamento<br>Hidromecânicos|
|12.18.29.23|Vertedouro de Fundo – Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.19.30.23|Tomada d'Água e Canal de Adução - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.19.31.23|Canal Desarenador(Comportas)Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.19.34.23|Conduto Forçado - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.19.33.23|Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.19.34.24|Túnel de Fuga e Câmara da Comporta - Equipamentos de Enchimento -<br>Hidromecânicos|
|12.19.35.23|Túnel de Fuga e Câmara da Comporta - Equipamentos de Enchimento -<br>Hidromecânicos|
|12.19.36.23|Câmara de Equilíbrio - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.19.37.23|Conduto Forçado - Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|12.20.34.16|Comportas(escada depeixe)- Equipamentos de Fechamento Hidromecânicos|
|13|Turbinas e Geradores|
|14|Equipamento Elétrico Acessório|
|15|Diversos Equipamentos da Usina|

28. De posse dos investimentos de 51 usinas licitadas fora do regime de cotas de garantia física e potência, define-se, em termos regulatórios, os custos de capital por investimentos em melhorias para cada usina hidrelétrica, com índice de preços de julho/2023: 

**GAGMelh = FatorAnualização * e[16,10921] * POT[0,91561] * Hl[-0,26493] * FatorObraCivil/Subestações * (1 – PIS/COFINS) (4)** 

Onde, 

Fatoranualização: anualização dos investimentos para um período de 30 anos, o qual depende do número de unidades geradoras, da taxa de remuneração regulatória vigente e corresponde a média de dois cenários (investimentos no início e no final do período); 

POT: Capacidade Instalada em Operação (MW). Referência é a potência de outorga. 

Hl: Queda líquida de referência da usina (limitada à 96,53 metros); 

FatorObraCivil/Subestações: fator que adiciona investimentos relativos às Edificações, Obras Civis e Benfeitorias/Subestações e Conexões, no valor de 1,0203; 

PIS/COFINS: Programa de Integração Social e Contribuição para Financiamento da Seguridade Social no valor regulatório de 4,625%. 

29. Caso a variável Hl (Queda líquida de referência) da usina for superior à 96,53 metros, deve-se considerar esse valor como limite. 

30. O FatorAnualização foi calculado, considerando-se a taxa regulatória de remuneração do capital ( _WACC_ real antes de impostos), referenciada no Submódulo 12.3 do PRORET, por usina, conforme Tabela 3. 

**Tabela 3 – Fatores de Anualização por usina** 

|**USINAS**|**CEG**|**Fator de Anualização**|
|---|---|---|
|Usina Antas I|000109-0|0,0428712|
|Rio do Peixe II|002353-1|0,0439017|
|Rasgão|002187-3|0,0488025|
|Complexo HenryBorden|001084-7|0,0357057|
|Porto Góes|002123-7|0,0474551|
|Passo do Ajuricaba|001997-6|0,0488025|
|Paulo Afonso II|027048-2|0,0439017|
|Paranoá|001975-5|0,0488025|
|Furnas|001007-3|0,0419136|
|Paulo Afonso I|002012-5|0,0474551|
|Luiz Carlos Barreto|000917-2|0,0439017|
|Funil - BA|027046-6|0,0474551|
|Funil - RJ|027118-7|0,0474551|
|Boa Esperança|000267-4|0,0461910|
|Paulo Afonso III|027049-0|0,0461910|
|Porto Colômbia|002117-2|0,0461910|
|Marimbondo|001417-6|0,0419136|
|CoaracyNunes|000783-8|0,0474551|
|Apolônio Sales|001510-5|0,0461910|
|Pedra|027052-0|0,0502366|
|Paulo Afonso IV|027050-4|0,0439017|
|Luiz Gonzaga|001174-6|0,0439017|
|São Domingos|027665-0|0,0488025|
|Três Irmãos|002873-8|0,0450075|
|Xingó|027053-9|0,0439017|

|Corumbá|000866-4|0,0474551|
|---|---|---|
|Cachoeira do Lavrinha|026879-8|0,0461910|
|Pery|002045-1|0,0450075|
|UG = 1|UBP|0,0502366|
|UG = 2|UBP|0,0488025|
|UG = 3|UBP|0,0474551|
|UG = 4|UBP|0,0461910|
|UG = 5|UBP|0,0450075|
|UG = 6|UBP|0,0439017|
|UG = 7|UBP|0,0428712|
|UG = 8|UBP|0,0419136|
|UG = 9|UBP|0,0410269|
|UG = 10|UBP|0,0402092|
|UG = 11|UBP|0,0394588|
|UG = 12|UBP|0,0387743|
|UG = 13|UBP|0,0381543|
|UG = 14|UBP|0,0375978|
|UG = 15|UBP|0,0371037|
|UG = 16|UBP|0,0366714|
|UG = 17|UBP|0,0363003|
|UG = 18|UBP|0,0359900|
|UG = 19|UBP|0,0357403|
|UG = 20|UBP|0,0355510|
|UG = 21|UBP|0,0354224|
|UG = 22|UBP|0,0353547|
|UG = 23|UBP|0,0353484|
|UG = 24|UBP|0,0354042|
|UG = 25|UBP|0,0355230|
|UG = 26|UBP|0,0357057|
|UG = 27|UBP|0,0359536|
|UG = 28|UBP|0,0362681|
|UG = 29|UBP|0,0366509|
|UG = 30|UBP|0,0371037|

*UBP – Valores relativos às usinas sob avaliação de Uso do Bem Público (AP nº 09/2018). UG – Número de Unidades Geradoras. 

31. Os fluxos de investimentos considerados para o cálculo do 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎çã𝑜 são relativos à média dos cenários de máxima antecipação de investimentos e de máxima postergação de investimentos. 

32. Caso seja considerado a metodologia das parcelas de GAG para estimativa de receita, para estudo de prorrogação ou licitação de concessão de geração de origem hidráulica, deve-se considerar o 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎çã𝑜 da Tabela 3 por estar na mesma referência da metodologia que tem vigência até o 

processo de revisão subsequente da RAG. Esse procedimento também se aplica para o cálculo das parcelas iniciais de GAG de usina alocada no regime de cotas na condição de temporária. 

33. Usina alocada temporariamente no regime de cotas tem revisão após 5 (cinco) anos nessa condição conforme Portaria MME nº 117/2013. Caso o ano de revisão ocorra em ano diferente das usinas com concessões prorrogadas, deve-se considerar no 𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎çã𝑜 o WACC previsto para o ano de revisão da usina designada cuja parcela de GAG Melhoria vigorará até a próxima revisão com a aplicação da regra de reajuste prevista entre os processos de revisão. 

34. A indenização por investimentos realizados nas usinas hidrelétricas, em períodos de concessão anteriores ao regime de cotas de garantia física e de potência, conhecidos e aprovados por ato do Poder Público, desde que haja o reconhecimento de que serão recuperados por via tarifária, deverão ser descontados da equação (4), como fator de ajuste por usina, e, retroativamente, dos valores efetivamente pagos aos concessionários, com as devidas correções monetárias, a partir da implementação desta metodologia. 

35. A usina de Pery se enquadra no parágrafo 33 e, portanto, tem o valor da indenização dos investimentos reconhecidos pela Portaria MME nº 257, de 2017 recuperados por via tarifária, porém descontados dos investimentos previstos pela equação (4). 

36. Devido às especificidades técnicas da UHE Henry Borden, consideram-se também os montantes de capacidade instalada das estações elevatórias Pedreira e Traição no cômputo da equação (4). 

## **7. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS - CAIMI** 

37. A **Base de Anuidade Regulatória** - **BAR** consiste de investimentos de curto período de recuperação e é composta pelos seguintes grupos de contas, os quais não serão considerados na GAGMelh: 

I – Intangível – Software, Outros; 

II – Terrenos – Administração; 

III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração; 

IV – Máquinas e equipamentos – Administração; 

V – Veículos; 

VI – Móveis e Utensílios; e 

VII – Aluguéis. 

38. Para a definição da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os grupos de contas listados na Tabela 4, ou aquelas que venham a substituí-las por meio do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico _–_ MCSE: 

**Tabela 4: Relação de Grupos de Contas para definição da BAR** 

|**Conta**|**Grupo de**<br>**Contas**|**Atividade**|**Descrição**|**Grupo de**<br>**Ativos**|
|---|---|---|---|---|
|**1232.1.01.05**|AIS|Geração|Veículos|Veículos|
|**1232.1.01.06**|AIS|Geração|Móveis e Utensílios|Aluguéis|
|**1232.1.04.05**|AIS|STC|Veículos|Veículos|
|**1232.1.04.06**|AIS|STC|Móveis e Utensílios|Aluguéis|
|**1232.4.01.01**|AIS|Administração|Adm. Central - Terrenos|Aluguéis|
|**1232.4.01.03**|AIS|Administração|Adm. Central - Edificações,Obras Civis e Benfeitorias|Aluguéis|
|**1232.4.01.04**|AIS|Administração|Adm. Central - Máquinas e Equipamentos|Aluguéis|
|**1232.4.01.05**|AIS|Administração|Adm. Central - Veículos|Veículos|
|**1232.4.01.06**|AIS|Administração|Adm. Central - Móveis e Utensílios|Aluguéis|
|**1233.1.01.03**|Intangível|Geração|Softwares|Sistemas|
|**1233.1.01.99**|Intangível|Geração|Outros|Aluguéis|
|**1233.1.04.03**|Intangível|STC|Softwares|Sistemas|
|**1233.1.04.99**|Intangível|STC|Outros|Aluguéis|
|**1233.4.01.01**|Intangível|Administração|Adm. Central - Servidões|Aluguéis|
|**1233.4.01.03**|Intangível|Administração|Adm. Central - Softwares|Sistemas|
|**1233.4.01.99**|Intangível|Administração|Adm. Central - Outros|Aluguéis|
|**6105.1.09.01**|Gastos Op.|Geração|Arrendamentos(Leasing)|Aluguéis|
|**6105.1.09.02**|Gastos Op.|Geração|Aluguéis em Geral|Aluguéis|
|**6105.1.09.10**|Gastos Op.|Geração|Créditos de Tributos Recuperáveis|Aluguéis|
|**6105.1.29.01**|Gastos Op.|Administração|Arrendamentos(Leasing)|Aluguéis|
|**6105.1.29.02**|Gastos Op.|Administração|Aluguéis em Geral|Aluguéis|
|**6105.1.29.10**|Gastos Op.|Administração|Créditos de Tributos Recuperáveis|Aluguéis|

39. Os ativos que compõem a BAR envolvem os seguintes grupos: (i) aluguéis; (ii) veículos; e (iii) sistemas ( **hardware e software** ); sendo calculada como segue: 

## **BAR = BARa + BARv + BARi          (5)** 

## Em que: 

BARa: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; 

BARv: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em veículos; e 

BARi: Montante da base de anuidade regulatória referentes aos investimentos em sistemas de informática. 

40. A segregação entre grupos de ativos é resultante dos dados observados e, considerando o período de 2017 a 2021, se apresentou conforme demonstrado na Tabela 5: 

## **Tabela 5: Segregação da BAR nos Grupos de Ativos** 

|**Grupo de Ativos**|**(% da BAR)**|
|---|---|
|Aluguéis(BARa)|98,8%|
|Veículos(BARv)|0,4%|
|Sistemas(BARi)|0,8%|

41. A mediana dos valores observados entre 2017 e 2021, para as empresas que detenham participação majoritária em usinas hidrelétricas e não detenham em seu portfólio de geração não hidrelétrica, resulta em **BAR equivalente a R$ 79,77/kW em operação comercial.** 

42. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI - refere-se à anualização dos investimentos considerados como BAR, conforme equação a seguir: 

## **CAIMI = CAL + CAV + CAI                 (6)** 

Onde: 

CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis; CAL: Custo Anual de Aluguéis; CAV: Custo Anual de Veículos; e 

CAI: Custo Anual de Sistema de Informática. 

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

onde: 

CAL: Custo Anual de Aluguéis; 

BARa: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativo; e 

VUa: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, sendo 99,5% referente ao TUC “230.01 – Equipamento Geral – Móveis e Utensílios” e 0,75% referente ao TUC “215.09 – Edificação – Outras”; e rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração de capital real antes dos impostos, conforme Submódulo 12.3 do Proret. 

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

onde: 

CAV: Custo Anual de Veículos; BARv: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; 

VUV: Vida útil. Considera-se o valor definido no MCPSE, referente ao TUC “615.01 – Veículos”; e rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos, conforme Submódulo 12.3 do Proret. 

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

## onde: 

## CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática; 

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

rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos, conforme Submódulo 12.3 do Proret. 

46. O CAIMI a ser aplicado às usinas do regime de cotas de garantia física é de R$ 10,959/kW, data-base de julho/2023 (índice-preço de junho/2023), a ser anualmente atualizados pelo IPCA, limitado em piso de R$ 89.526,31. O resultado das equações está apresentado na Tabela 6: 

**Tabela 6: CAIMI e suas componentes** 

|**Grupo de Ativos**|**R$/kW**|
|---|---|
|CAIMI|10,918|
|CAL|10,676|
|CAV|0,068|
|CAI|0,174|

**ANEXO I** 

|**Fator X**|**Fator X**|
|---|---|
|**Período de Aplicação**|**Percentual Aplicável(%)**|
|Ciclo 2023-2028|0,7038%|