PRORET — Proret Submod 9.1 V 4.1 aren20221022

## **ANEXO LX** 

**Módulo 9: Concessionárias de Transmissão** 

## **Submódulo 9.1** 

**REVISÃO PERIÓDICA DAS RECEITAS DAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO** 

**Versão 4.1** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização das Revisões Periódicas (RTP) das receitas dos seguintes agentes de serviço público de transmissão de energia elétrica, doravante designados **transmissoras** : 

I – Concessionárias de transmissão que firmaram termo aditivo para prorrogação de seus contratos de concessão nos termos da Lei nº 12.783/2013; 

II – Concessionárias de transmissão que firmaram novos contratos de concessão em virtude da segregação de atividades de transmissão e distribuição disciplinada na Lei nº 10.848/2004; e 

III – Agentes equiparados às concessionárias de transmissão nos termos da Lei nº 12.111/2009. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se às transmissoras com revisão periódica sobre toda a base de ativos, conforme os termos do Contrato de Concessão ou da Portaria com designação de equiparação das instalações de transmissão. 

## **3. PROCEDIMENTOS GERAIS** 

3. A revisão periódica das Receitas Anuais Permitidas das transmissoras será compreendida pelo cálculo do reposicionamento tarifário – RT, definido conforme fórmula a seguir: 

## RT =  Receita Requerida – Outras Receitas         (1) Receita Vigente 

4. A Receita Requerida será obtida mediante a soma das parcelas de receitas reposicionadas, conforme o caso, de modo a considerar os custos operacionais eficientes, a remuneração dos investimentos prudentes e a quota de reintegração regulatória. 

## 5. As Outras Receitas serão apuradas conforme item 8 desse Submódulo. 

6. A Receita Vigente será obtida pela soma das parcelas de receita correspondentes ao ano anterior à data da revisão. 

- 7.A RAP da transmissora será composta de acordo com a fórmula a seguir: 

Sendo: 

RAPi = CAA + CAOM + ET    (3) 

## Onde: 

RAPi: Parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora; 

CAA: Custo Anual dos Ativos, descrito conforme os itens 4, 6 e 7 deste Submódulo; 

CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção, descritos conforme o item 5 deste Submódulo; ET: Encargos Setoriais e Tributos aplicáveis; e 

PA: Parcela de ajuste. 

8. A partir da publicação da Resolução Homologatória do resultado da revisão periódica de cada transmissora ficam revogadas as parcelas de RAP publicadas nas Resoluções Autorizativas para as instalações de transmissão que tenham sido objeto da presente revisão. 

9. As parcelas da RAP aplicáveis a cada transmissora que passam por processo de revisão são as seguintes: 

I – R1: Parcelas da RAP concernentes aos ativos abrangidos pela Lei nº 12.783/2013, em consonância com a Portaria MME nº 120/2016, e pela REN nº 762/2017, ou o que vier a sucedê-la, sob incorporação na base blindada de ativos. Essa parcela de receita aplica-se às concessionárias prorrogadas nos termos da Lei. 

II – R2: Parcelas da RAP associadas apenas ao custeio das despesas de operação e manutenção das instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012. 

III – R3: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão em operação comercial e que já foram objeto de reavaliação em ciclos de revisão anteriores, classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base blindada de ativos. A parcela de receita R3 aplica-se às concessionárias desverticalizadas ou agentes equiparados. 

IV – R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas pela ANEEL que entraram em operação comercial no presente ciclo de revisão (entre as datas-bases das revisões anterior e a atual), classificadas como Rede Básica e Demais Instalações de Transmissão, sob incorporação na base incremental de ativos. 

10. Não cabe reposicionamento das receitas referente às parcelas da RAP cujos contratos de concessão não prevejam sua revisão. Sob essas receitas aplicam-se as correções e atualizações contratualmente estabelecidas. 

## **4. METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL** 

11. Denomina-se ano aplicação (anoA): ano em que será aplicada a taxa regulatória de remuneração do capital aos processos de revisão de receita. 

12. Denomina-se ano de referência (anot): ano em relação ao qual são dimensionadas as janelas definidas para os parâmetros. 

## **4.1. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL PRÓPRIO** 

13. A remuneração do capital próprio adota o método de risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model), definido conforme a seguinte equação: 

Onde: 

rp: taxa de remuneração do capital próprio; 

rf: taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense; 

: beta do setor regulado; 

rm: taxa de retorno do mercado estadunidense; e 

rB: prêmio de risco-país. 

14. O modelo é adaptado pela utilização de título brasileiro: 

Onde: 

rP: remuneração do capital próprio; 

rTB: remuneração do título público brasileiro; 

: beta do setor regulado; e 

(rm  -  rf): Prêmio de risco do mercado estadunidense, formado pela diferença entre o rm (taxa de retorno do mercado estadunidense) e a rf (taxa de retorno do ativo livre de risco estadunidense). 

15. Remuneração do título público brasileiro: 

a. Amostra: NTN-B (Notas do Tesouro Nacional indexadas ao Índice de Preços ao Consumidor – IPCA), cujos dados estão disponíveis no sítio eletrônico do Tesouro Direto; 

b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; e 

c. Cálculo: média das taxas de compra e venda diária de cada série e média final de todas as séries. 

## 16. Beta: 

a. Amostra: empresas do setor de energia elétrica estadunidense, membros do Edison Electric Institute – EEI (conforme EEI Stock Index), que atuam no segmento de transmissão e distribuição de energia elétrica, com ao menos 50% dos ativos dedicados a essas atividades (proporção medida preferencialmente pelo ativo imobilizado em serviço bruto), e Índice Standard & Poor’s 500 (S&P500), que consiste num índice composto pelas ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A data de referência para a seleção da amostra é o último ano para o qual os dados contábeis do ativo estejam disponíveis; 

b. Janela: últimos cinco anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de outubro do anot5 a setembro do anot, períodos para os quais existem dados trimestrais da estrutura de capital das empresas; 

c. Séries: retornos totais semanais, capitalização de mercado e dívida líquida trimestrais; 

d. Cálculo: o cálculo do beta médio envolve os seguintes passos: 

i. cálculo do beta alavancado para a amostra de empresas de energia elétrica estadunidenses; 

ii. desalavancagem dos betas obtidos para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico de cada empresa e a alíquota de imposto de renda dos Estados Unidos da América – EUA, obtendo-se o beta associado ao risco do negócio; 

iii. ponderação pela participação dos ativos de transmissão ou distribuição nos ativos totais; 

iv. cálculo da média ponderada dos betas desalavancados; e 

v. realavancagem do beta desalavancado médio do setor, usando-se a estrutura de capital estabelecida sob o enfoque regulatório e a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da alíquota do Imposto de Renda e 9% de Contribuição Social Sobre o Lucro Líquido. 

17. Prêmio de risco do mercado estadunidense: 

a. Amostra/séries: retornos totais anuais do Índice Standard & Poor’s 500 e rendimento anual do título do governo americano com vencimento em dez anos; 

b. Janela: iniciada em dezembro de 1928 até dezembro do anot; e 

c. Cálculo: pela média da diferença entre o rendimento anual histórico do índice Standard & Poor’s 500 (S&P500) e o rendimento médio anual do título do Tesouro Americano com vencimento de dez anos. 

## **4.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL DE TERCEIROS** 

18. A remuneração do capital de terceiros é formada por dois componentes extraídos de debêntures emitidas por empresas do setor elétrico: rentabilidade e custo de emissão das debêntures emitidas por empresas do setor elétrico. 

rT  =  rDeb + ceDeb     (6) 

Onde: 

rDeb: rentabilidade das debêntures; ceDeb: custo de emissão das debêntures. 

## 19. Rentabilidade das debêntures: 

a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação significativa em transmissão), não incentivadas, atreladas a IPCA ou Certificado de Depósito Interbancário – CDI; 

b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; 

## c. Cálculo: 

i.consideram-se as informações na data da emissão de todas as debêntures disponíveis no banco de dados da Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais – ANBIMA, obedecendo o critério de seleção da amostra; e 

ii.calcula-se a média da rentabilidade em valores reais, sendo a conversão daquelas atreladas ao CDI realizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, no momento da emissão. 

## 20. Custo de emissão das debêntures: 

a. Amostra: debêntures emitidas por empresas de transmissão ou transmissão e geração (verticalizadas, desde que possua participação significativa em transmissão), atreladas a IPCA ou CDI, que possuam dados disponíveis; 

b. Janela: últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; e 

c. Cálculo: considera-se os dados de valor, custo, e juros reais da emissão, cujos dados são obtidos nos prospectos definitivos disponíveis para cada emissão. A conversão dos valores nominais é realizada por meio das curvas de estrutura a termo das taxas de juros – [DI x Pré] e [DI x IPCA] - obtidas no sítio eletrônico da bolsa de valores - B3 - e inflação implícita resultante, considerando o momento da emissão, obtendo-se valor anual. 

## **4.3. ESTRUTURA DE CAPITAL REGULATÓRIA** 

21. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor em um investimento específico, existindo duas fontes: capital próprio e de terceiros. 

22. Para a determinação da participação do capital de terceiros na estrutura de capital regulatória partiuse da relação Dívida Líquida sobre EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) regulatório equivalente a **3 (três)** . 

23. O EBITDA regulatório é formado pela remuneração de capital e da quota de reintegração regulatória média. 

24. Por meio de equação simultânea chega-se à proporção máxima de endividamento possível em função da restrição colocada. 

25. A partir dessa metodologia, obtém-se a proporção do capital de terceiros (D/V) na estrutura de capital regulatória. A proporção do capital próprio é extraída pela diferença (cem por cento menos percentual de capital de terceiros). 

## **4.4. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - HISTÓRICO** 

26. Para o cálculo da taxa de regulatória de remuneração do capital a ser aplicada, utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC). 

27. Considerando que os valores já estão em termos reais e o efeito do benefício tributário dos impostos, pode-se expressar o cálculo pela seguinte fórmula: 

Onde: 

rWACC: taxa regulatória de remuneração do capital média ponderada, após impostos, em termos reais; rP: remuneração do capital próprio real; 

rd: remuneração do capital de terceiros real; 

P: percentagem de capital próprio; 

- D: percentagem de capital de terceiros; 

V: soma do capital próprio e de terceiros; e 

T: alíquota tributária. 

## **4.5. TAXA REGULATÓRIA DE REMUNERAÇÃO DO CAPITAL - APLICAÇÃO** 

28. Considerando a metodologia descrita nos itens anteriores, são calculadas cinco taxas **rWACC** para os cinco anos anteriores (anot-4 a anot) ao ano de aplicação (anoA). 

29.A  partir dos componentes das taxas **rWACC** históricas calculadas após aplicação da metodologia, a taxa regulatória de remuneração de capital para aplicação no anoA é obtida da seguinte forma: 

a. Remuneração do capital próprio: obtida pela média da remuneração do capital próprio dos cinco anos anteriores ao ano de aplicação; 

b. Remuneração do capital de terceiros: referente à remuneração obtida no ano anterior ao ano de aplicação; e 

c. Estrutura de capital regulatória: participação do capital de terceiros equivalente àquela obtida no ano anterior ao ano de aplicação. 

30. A taxa regulatória de remuneração do capital para aplicação, que forma a receita final, considera a alíquota de imposto (T) igual a **34%** (regra geral), bem como a proporção de capital de terceiros na estrutura de capital regulatória, obtendo-se a taxa em temos reais antes de impostos. Assim a taxa a ser aplicada no anoA é a que se segue abaixo: 

31.Para as obrigações especiais e recursos da RGR não se aplica esse item e tais valores são deduzidos cálculo para tratamento específico. 

## **4.6. RESULTADOS** 

32. Os valores para aplicação nos anos de 2018 a 2020 (conforme o caso), são os seguintes: 

||**Ano**|**de Aplicação**|**de Aplicação**|
|---|---|---|---|
||**2018**|**2019**|**2020**|
|**Remuneração de Capital Próprio**||||
|Taxa Livre de Risco|6,40%|6,12%|5,83%|
|Beta Alavancado|0,5335|0,4749|0,4240|
|Prêmio de Risco de Mercado|6,38%|6,43%|6,46%|
|Prêmio de Risco do negócio e financeiro|3,41%|3,06%|2,74%|
|Remuneração real depois de impostos|9,80%|9,17%|8,57%|
|**Remuneração de Capital de Terceiros**||||
|Debêntures|6,92%|6,71%|6,21%|
|Custo de emissão|0,35%|0,40%|0,37%|
|Remuneração real antes de impostos|7,27%|7,11%|6,58%|
|Impostos|34,00%|34,00%|34,00%|
|Remuneração real depois de impostos|4,80%|4,69%|4,34%|
|**Estrutura de Capital**||||
|% Capital Próprio|58,25%|60,39%|61,97%|
|% Capital de Terceiros|41,75%|39,61%|38,03%|
|**Taxa Regulatória de Remuneração do Capital -**||||
|**Média Ponderada**||||
|Real, depois de impostos|7,71%|7,40%|6,96%|
|Real,antes de impostos|11,69%|11,21%|10,55%|

## **4.7.ATUALIZAÇÃO** 

33. A taxa regulatória de remuneração de capital será definitiva (até a próxima revisão) para os processos de revisão de receita que ocorrerem no respectivo ano de aplicação. 

34. Para as autorizações de reforços e melhorias que ocorrerem nos períodos entre revisões deverá ser aplicada a taxa regulatória de remuneração de capital vigente no respectivo ano da autorização. Nesse caso, a taxa será provisória até o próximo processo de revisão de receita, quando será aplicada a taxa definitiva. 

35. A taxa regulatória de remuneração de capital será atualizada anualmente por meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação. 

## **4.8. REMUNERAÇÃO DOS RECURSOS DA RESERVA GLOBAL DE REVERSÃO – RGR** 

36. Será deduzido da base de remuneração líquida da empresa o total do saldo devedor de recursos da RGR junto a Eletrobras, do mês referente à data base do laudo de avaliação da Base de Remuneração da concessionária. Assim, os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa à taxa regulatória de remuneração do capital (WACC). 

37. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo efetivo dos empréstimos, em termos reais, tendo em vista que o reajuste tarifário contempla atualização monetária da RAP, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário são corrigidos pela inflação, quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória. 

38. A taxa regulatória de remuneração dos recursos da RGR será obtida a partir da soma do custo da RGR acrescido da taxa de administração média. Assim, extrai-se uma taxa nominal que será deflacionada pela inflação implícita obtida por meio das taxas referenciais da B3 [DI x Pré] e [DI x IPCA], do último dia útil do ano de referência, para o prazo de cinco anos (1.826 dias), de acordo do a seguinte fórmula: 

## Onde: 

TRCRGR: Taxa Regulatória de Remuneração dos Recursos da Reserva Global de Reversão; CRGR: Custo RGR Nominal, formado pela soma do custo dos recursos RGR com a taxa de administração média, antes de impostos; 

DIPré: Taxa referencial DI x Pré do último dia útil do ano base para o prazo de cinco anos (1.826 dias); DIIPCA: Taxa referencial DI x IPCA do último dia útil do ano base para o prazo de cinco anos (1.826 dias). 

## **4.9.REMUNERAÇÃO SOBRE OBRIGAÇÕES ESPECIAIS** 

39. A remuneração sobre Obrigações Especiais - RCOE - será calculada conforme equação abaixo: 

Onde: 

RCOE: Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais; PRN: Prêmio de Risco do Negócio e Financeiro, conforme valores encontrados no ano histórico de referência (anot), mais recente em relação ao ano de aplicação(anoA); 

PRP: Prêmio de Risco-País, conforme série EMBI+ Br, com janela formada pelos últimos dez anos em relação ao ano de referência (inclusive). Inclui dados de janeiro do anot-9 a dezembro do anot; 

t: Impostos e Contribuições sobre a Renda; 

P: Participação do Capital Próprio no Capital Total, conforme valores encontrados no ano histórico de referência (anot), que é o ano mais recente em relação ao ano de aplicação (anoA); CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; CAA: Custo Anual dos Ativos; e OESb: Obrigações Especiais Brutas. 

40. A Remuneração sobre os Investimentos Realizados com recursos de Obrigações Especiais - RCOE - será calculada conforme a taxa regulatória de remuneração de capital, a qual será atualizada anualmente por meio de despacho emitido até o final do mês de fevereiro de cada ano de aplicação. 

## **5. CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES** 

## **5.1. ABORDAGEM GERAL** 

41. Os custos operacionais, para fins de revisão tarifária, correspondem aos custos com Pessoal, Materiais, Serviço de Terceiros, Outros Custos Operacionais, Tributos e Seguros relativos à atividade de transmissão de energia elétrica. 

42. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais regulatórios na revisão tarifária periódica busca definir o nível eficiente de custos para execução dos processos, de acordo com as condições previstas nos contratos de concessão e regulamentação, assegurando uma prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil. 

43. Na definição dos custos operacionais regulatórios foram observados os custos praticados pelas transmissoras no período de 2013 a 2016. 

## **5.2. MODELO ADOTADO** 

44. A identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as transmissoras por meio de um processo de benchmarking, levando em consideração os atributos de cada concessionária, conforme descrito nas Notas Técnicas nº 204/2018-SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL. 

## **5.3. VARIÁVEIS** 

45. Para o insumo, foi considerara a despesa operacional das transmissoras, composta pelas contas de pessoal, materiais, serviços de terceiros, seguros, tributos e outros, referente ao período de 2013 a 2016. 

46. As fontes de informação foram os dados contábeis do Balanço Mensal Padronizado – BMP para os anos de 2015 e 2016 e do Relatório de Informações Trimestrais – RIT para o período de 2013 e 2014: 

## a. 2013-2014: 

a.1. Pessoal: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NG 01 (Pessoal) e 02 (Administradores), com exceção das despesas com Déficit ou Superávit Atuarial e Programa de Aposentadoria / Demissão Voluntária; 

a.2. Materiais: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NG 11 (Materiais); 

a.3. Serviços de Terceiros: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NG 21 (Serviços de Terceiros); 

a.4. Outros: RIT - RP 615.2 (Despesas Operacionais - Transmissão) ou RP 615.E (Despesas operacionais - Atividade Exclusiva). NGs 92 (Seguros), 93 (Tributos) e 99 (Outros), sendo que para esta última foram considerados os itens 19.1 a 19.5, 19.11 e 19.12, conforme detalhamento do RP; 

b. 2015-2016: 

b.1. Pessoal: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01 a 6105.2.XX03, 6105.2.XX06 a 6105.2.XX08, 6105.2.XX10 e 6105.2.XX99, onde XX assume os valores 05, 06, 25 e 26; 

b.2. Materiais: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, 6105.2.XX10, 6105.2XX99, onde XX assume os valores 07 e 27; 

b.3. Serviços de Terceiros: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, e 6105.2XX10, onde XX assume os valores 08 e 28; e 

b.4. Outros: BMP (abertura da conta 6105.2: Gastos Operacionais - Transmissão). Contas 6105.2.XX01, 6105.2.XX02, 6105.2.XX10, 6105.2.XX99, onde XX assume os valores 10, 16, 19, 30, 36 e 39. Especificamente para Outros foram consideras também 6105.2.XX03 e 6105.2.XX04. 

47. As variáveis de produto consideradas para o modelo de custos operacionais eficientes são apresentadas na Tabela 1 e têm como fonte o Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET, exceto para a variável qualidade, calculada a partir de dados de indisponibilidade das instalações de transmissão, coletados no Sistema de Apuração da Transmissão – SATRA, sob gestão do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. 

**Tabela 1: Variáveis** 

|**Variáveis**|**Descrição**|
|---|---|
|Extensão<br>de<br>Rede,<br>em<br>quilômetros,<br>com<br>tensão<br>inferior a 230 kV|Considera extensão total das redes com tensão inferior a 230 kV e<br>ajuste para circuito duplo.|
|Extensão<br>de<br>Rede,<br>em<br>quilômetros, com tensão igual<br>ou superior a 230 kV|Considera extensão total das redes com tensão igual ou superior a<br>230 kV e ajuste para circuito duplo.|
|Potência aparente total, em<br>MVA, de equipamentos de<br>subestação|Soma das potências de transformadores e conversoras (MVA).|

|Potência reativa total, em Mvar,<br>de equipamentos de subestação|Soma das potências de reatores, banco de capacitores série e em<br>derivação, compensadores síncronos e estáticos e bancos de filtros<br>(Mvar).|
|---|---|
|Equipamentos de subestação<br>com tensão inferior a 230 kV|Soma das unidades de equipamentos principais com tensão inferior a<br>230 kV e considera ajuste para bancos de transformadores e reatores<br>monofásicos.|
|Equipamentos de subestação<br>com tensão igual ou superior a<br>230 kV|Soma das unidades de equipamentos principais e considera ajuste para<br>bancos de transformadores e reatores monofásicos.|
|Módulos de manobra com<br>tensão inferior a 230 kV|Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a<br>230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e interligações<br>de barramentos).|
|Módulos de manobra com<br>tensão igual ou superior a<br>230 kV|Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou<br>superior a 230 kV (entradas de linha, conexões de equipamentos e<br>interligações de barramentos).|
|Qualidade|Média do tempo total em que as instalações de transmissão de cada<br>empresa estiveram indisponíveis noperíodo de 2013 a 2016.|

## **5.4. RESULTADO** 

48. A partir dos parâmetros acima definidos e da metodologia descrita nas Notas Técnicas nº 204/2018SRM/ANEEL e nº 12/2019-SRM/ANEEL, os custos operacionais regulatórios considerados eficientes foram calculados e estão dispostos na Tabela , com preços referentes a junho de 2018. 

**Tabela 2 – Custos Operacionais Regulatórios (R$ X 1000)** 

|**EMPRESA**|**O&M Regulatório Eficiente**|
|---|---|
|CTEEP CC 059/2001|619.620,87|
|CEMIG-GT CC 006/1997|207.039,34|
|CEEE-GT CC 055/2001|311.396,60|
|CELG G&T CC 063/2001|53.325,15|
|COPEL-GT CC 060/2001|125.035,68|
|CHESF CC 061/2001|777.597,76|
|FURNAS CC 062/2001|939.762,72|
|ELETROSUL CC 057/2001|269.409,58|
|ELETRONORTE CC 058/2001|460.469,44|

## **5.5. APLICAÇÃO** 

49. Ao longo dos ciclos tarifários compreendidos entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 será adotada uma trajetória entre os custos operacionais regulatórios que compõem atualmente as Receitas Anuais Permitidas – RAP vinculadas aos contratos de concessão objeto de revisão em 1º de julho de 2018 e os custos operacionais regulatórios considerados eficientes, discriminados na Tabela 2. 

50. Os custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 estão discriminados na Tabela 3, com preços referentes a junho de 2018. 

**Tabela 3 - Custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho** 

**de 2018 e 30 de junho de 2023 (R$ X 1000)** 

|**Empresa**|**Jul/2018 a**<br>**Jun/2019**|**Jul/2019 a**<br>**Jun/2020**|**Jul/2020 a**<br>**Jun/2021**|**Jul/2021 a**<br>**Jun/2022**|**Jul/2022 a**<br>**Jun/2023**|
|---|---|---|---|---|---|
|CTEEP – CC 059/2001|723.551,30|697.568,69|671.586,09|645.603,48|619.620,87|
|CEMIG-GT – CC 006/1997|219.512,17|216.393,96|213.275,75|210.157,55|207.039,34|
|CEEE-GT – CC 055/2001|272.370,59|282.127,09|291.883,59|301.640,10|311.396,60|
|CELG G&T – CC 063/2001|31.869,46|37.233,39|42.597,31|47.961,23|53.325,15|
|COPEL-GT – CC 060/2001|163.051,03|153.547,19|144.043,35|134.539,52|125.035,68|
|CHESF – CC 061/2001|746.621,78|754.365,77|762.109,77|769.853,76|777.597,76|
|FURNAS – CC 062/2001|901.253,48|910.880,79|920.508,10|930.135,41|939.762,72|
|ELETROSUL – CC 057/2001|508.994,25|449.098,08|389.201,91|329.305,75|269.409,58|
|ELETRONORTE – CC 058/2001|412.533,57|424.517,54|436.501,51|448.485,48|460.469,44|
|**Total**|**3.979.757,63**|**3.925.732,51**|**3.871.707,39**|**3.817.682,26**|**3.763.657,14**|

51. Os valores constantes da Tabela 2 e da Tabela  correspondem aos custos operacionais associados às instalações de transmissão vinculadas aos contratos de concessão nela discriminados e que estavam em operação comercial até 30 de junho de 2016, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒. 

52. Os custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 , serão calculados a partir da multiplicação dos pesos atribuídos pelo modelo DEA a cada um dos produtos discriminados na Tabela 1, com exceção do produto “qualidade”, pela respectiva variação de cada produto ocorrida nesse período, conforme formulação a seguir. 

## Onde: 

CAOMad: custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão; 

∆𝑦𝑗 : variação do produto “j” da empresa no período entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, 

excluído o produto “qualidade”; 

Vj: custo unitário atribuído ao produto “j” em R$. Conforme a representação do problema programação linear descrito no Apêndice C da Nota Técnica nº 160/2017-SRM/ANEEL deriva-se que a relação entre as variáveis de solução do problema “vj/u" pode ser interpretada como o custo unitário em R$/unidade do produto “j” para cada observação; 

## m: total de produtos, excluído o produto “qualidade; 

𝜃𝑟𝑒𝑓 : mediana dos resultados de eficiência obtidos pelo modelo DEA, utilizado para normalizar as eficiências estimadas para cada empresa, no valor de 74,59%. 

53. A variação dos produtos discriminados na Tabela 2, entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, decorrente de instalações de transmissão que tenham sido retiradas de operação comercial, deverá ser considerada no cálculo do CAOMad. 

54. Os pesos atribuídos pelo DEA a cada produto para cada concessionária estão discriminados no Anexo III. 

55. Os custos operacionais totais de cada concessionária, denominados 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 , consistirão na soma dos custos operacionais associados às instalações de transmissão sob sua responsabilidade que estavam em operação comercial até 30 de junho de 2016 com os custos operacionais associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2016 e a data-base da revisão, conforme formulação a seguir: 

56. Os CAOMt serão atualizados monetariamente pelo índice previsto em cada contrato de concessão até a data da revisão tarifária periódica, conforme formulação a seguir: 

## Onde: 

CAOMt atualizado: custos operacionais totais atualizados associados ao contrato de concessão; CAOMt: custos operacionais totais associados ao contrato de concessão; IPCA[t’] : número índice do IPCA do mês de maio do ano da data de revisão; e IPCA[t] : número índice do IPCA do mês anterior à data de referência do 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑡 . 

57. Nos casos de revisão tarifária em que não houver a atualização do estudo de benchmarking: 

I. Para contratos que já passaram por processo revisional, será a adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no último processo de revisão periódica realizado; e 

II. Para contratos que ainda não tenham passado por processo revisional será a adotada a relação percentual entre custos operacionais e custo de reposição dos ativos obtida no processo de estabelecimento inicial de receita, acrescido o percentual de 1,30% sobre o novo custo operacional definido, de modo a cobrir os custos com seguros. 

## **6. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA** 

## **6.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO** 

58. A **Base de Remuneração Regulatória (BRR)** é composta pelos valores dos seguintes itens: 

I - Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico), compreendendo os seguintes grupos de contas de ativos: 

i)Terrenos; ii)Edificações, obras civis e benfeitorias; iii)Máquinas e equipamentos; 

II – Intangíveis; 

III – Almoxarifado em Operação; e 

IV – Obrigações especiais. 

59. A **Base de Anuidade Regulatória (BAR)** , que é composta pelos seguintes grupos de contas, não será considerada na BRR: 

I – Terrenos – Administração; 

II – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração; 

III – Máquinas e equipamentos – Administração; 

IV – Veículos; 

V – Móveis e Utensílios; e 

VI – Aluguéis. 

60. Para a definição da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os grupos de contas listados na Tabela 3, ou aquelas que venham a substituí-las por meio do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE: 

**Tabela 3: Relação de Grupos de Contas para definição da BAR** 

|**Grupo de**<br>**Contas**|**Atividade**|**Descrição**<br>**Grupo de**<br>**Ativos**|
|---|---|---|
|AIS|Transmissão|Rede Básica - Veículos<br>Veículos|
|AIS|Transmissão|Rede Básica - Móveis e<br>Utensílios<br>Aluguéis|
|AIS|Transmissão|DIT - Veículos<br>Veículos|
|AIS|Transmissão|DIT - Móveis e<br>Utensílios<br>Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central - Terrenos<br>Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central -<br>Edificações, Obras Civis<br>e Benfeitorias<br>Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central -<br>Máquinas e<br>Equipamentos<br>Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central - Veículos<br>Veículos|
|AIS|Administração|Adm. Central - Móveis e<br>Utensílios<br>Aluguéis|
|Intangível|Transmissão|Rede Básica - Softwares<br>Sistemas|
|Intangível|Transmissão|Rede Básica - Outros<br>Aluguéis|

|Intangível|Transmissão|DIT - Softwares|Sistemas|
|---|---|---|---|
|Intangível|Transmissão|DIT - Outros|Aluguéis|
|Intangível|Administração|Adm. Central -<br>Servidões|Aluguéis|
|Intangível|Administração|Adm. Central -<br>Softwares|Sistemas|
|Intangível|Administração|Adm. Central - Outros|Aluguéis|
|Gastos Op.|Transmissão|Arrendamentos<br>(Leasing)|Aluguéis|
|Gastos Op.|Transmissão|Aluguéis em Geral|Aluguéis|
|Gastos Op.|Transmissão|Créditos de Tributos<br>Recuperáveis|Aluguéis|

## **6.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA** 

61. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na RTP, devem ser observadas as seguintes diretrizes: 

a) A base de remuneração aprovada na revisão periódica anterior deve ser “blindada”. Entende-se como **Base Blindada** os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, associados aos ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas e depreciação) e as respectivas atualizações, além dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações. As disposições aqui referidas à Base Blindada aplicam-se às parcelas R1 e R3; 

b) Também compõem a **Base Blindada** as instalações de transmissão autorizadas às concessionárias prorrogadas que foram objeto de indenização, nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, correspondentes às parcelas de receita R2. No entanto, não será atribuído qualquer valor às instalações indenizadas, sendo definidos os valores bruto e líquido iguais a zero. A depreciação acumulada apurada para esses bens também não deve ser computada para o cálculo da receita requerida da concessionária; 

c) As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual, desde que em operação e autorizadas por Resolução específica da ANEEL, compõem a **Base Incremental** e são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às parcelas R4; 

d) Os valores finais da avaliação são obtidos a partir da soma dos valores atualizados da base de remuneração blindada (itens a e b) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual - Base Incremental (item c); 

e) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês do processo de revisão atual; e 

f) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base do relatório de avaliação e a data da revisão periódica atual. 

## **6.2.1 Tratamento da Base Blindada** 

62. Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos: 

a) Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases das revisões anterior e atual; 

b) Devem ser expurgadas da base Blindada os valores considerados nos processos de revisão anteriores associados aos itens de Almoxarifado de Operação; 

c) Não devem ser considerados na Base Blindada os ativos que compõem a BAR; 

d) Após a exclusão das baixas e dos ativos que compõem a BAR, os valores remanescentes de cada bem da Base Blindada devem ser atualizados pela variação do índice contratual; 

e) O valor monetário referente às Obrigações Especiais da Base Blindada será obtido atualizando-se o valor aprovado na revisão anterior pela variação do índice contratual. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na Base Blindada; 

f) Deve ser considerado o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-bases das revisões anterior e atual, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada e depreciada; 

g) Os Índices de Aproveitamentos – IA referentes aos bens e terrenos da Base Blindada deverão ser revistos, considerando eventuais expansões ocorridas no presente ciclo. 

## **6.2.2 Tratamento da Base Incremental** 

63. Para a avaliação dos ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, desde que em operação e autorizados por Resolução da ANEEL, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos: 

a)As inclusões entre as datas-bases das revisões anterior e atual serão avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo; 

b) Não devem ser considerados na Base Incremental os ativos que compõem a BAR; e 

c) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre a data de entrada de operação e a data-base da revisão atual, obtendo-se o valor da base de remuneração depreciada. 

64. As transmissoras cujo primeiro processo de revisão da receita anual permitida ocorrerá entre 1º de julho de 2018 e 30 de junho de 2023 terão toda sua base de ativos valorada com as mesmas regras aplicáveis à Base Incremental. 

## **6.3. MANUTENÇÃO DA BASE** 

65. A base de remuneração é regulatória e sua avaliação, homologada pela ANEEL, deverá ser registrada contabilmente no Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, sem atualização em relação à data-base da revisão tarifária, bem como seus efeitos nas Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica – Obrigações Especiais, até o segundo mês subsequente à aprovação pela Diretoria Colegiada da ANEEL. 

## **6.4. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS NA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA** 

66. Os reforços ou melhorias em instalações existentes, ou novas instalações desde que formalmente indicadas pelo planejamento setorial, somente poderão ser executadas e, consequentemente, reconhecidas na base de remuneração das transmissoras mediante Resolução da ANEEL. 

67. Os reforços ou melhorias executadas sem respaldo em Resolução da ANEEL ou executadas em desconformidade com a Resolução Autorizativa não devem compor a base de remuneração das transmissoras passível de revisão, observando o seguinte: 

a) Deverão constar de relatórios separados, com as devidas justificativas, obedecendo rigorosamente ao formato estabelecido nos Relatórios de Avaliação e de Conciliação Físico-Contábil; e 

b) Esses bens devem ser registrados no ativo imobilizado, no entanto, deverão ser registrados, concomitantemente, no sistema extrapatrimonial até que tenha situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do planejamento setorial. 

68. O parágrafo anterior não se aplica exclusivamente para as melhorias em instalações de transmissão não alcançadas pela Resolução Normativa nº 643, de 2014, ou o que vier a sucedê-la, cuja necessidade foi indicada pelo planejamento setorial em data anterior a 31 de dezembro de 2012, mas que somente efetivaram sua integração ao Sistema Interligado Nacional após 1º de janeiro de 2013. Para essas obras os relatórios aplicáveis devem destaca-las, de modo a serem avaliadas tecnicamente conforme os critérios de elegibilidade vigentes, desde que assegurado que não foram incluídas nos laudos de avaliação homologados pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 589, de 2013, ou o que vier a sucedêla,. 

69. Os ativos de transmissão de energia elétrica são classificados em **elegíveis** e **não elegíveis** , sendo que todos devem ser avaliados, observando o seguinte: 

a) Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de transmissão de energia elétrica. 

b) Os ativos vinculados à concessão são não elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de transmissão de energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações, entre outros; bens desocupados/desativados; e bens cedidos a terceiros. Esses ativos também não são considerados na BAR. 

70. Para aplicação dos critérios de elegibilidade, para fins de inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica. 

71. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou instalações devem ser avaliados e um relatório deve ser apresentado em separado. 

## **6.5. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO** 

72. Para avaliação da Base Incremental das transmissoras, utiliza-se o Método do **Valor Novo de Reposição (VNR)** , conforme definidos neste Submódulo. 

73. O **Método do Valor Novo de Reposição (VNR)** estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais, considerando todos os gastos necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. 

74. Para a valoração dos ativos, a aplicação do Método do Valor Novo de Reposição utilizará, necessariamente nesta ordem: 

a) Banco de Preços de Referência ANEEL; 

b) Valor contábil fiscalizado e atualizado pelo índice contratualmente estabelecido. 

75. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL representa os custos médios regulatórios, por unidade modular, conforme regulamento da ANEEL. 

76. Não se aplica o Banco de Preços Referenciais da ANEEL, quando: 

a) O item a ser valorado não estiver representado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL; 

b) Não houver preços referenciais para itens correspondentes, semelhantes ou análogos ao item a ser valorado no Banco de Preços Referenciais da ANEEL. 

77. As características técnicas assumidas para os reforços/melhorias nos processos de autorização deverão ser respeitadas quando da revisão periódica. 

78. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores: 

a) **Valor Novo de Reposição (VNR):** corresponde ao valor individual do bem, valorado, a preços atuais, nos termos estabelecidos neste Submódulo. 

b) **Valor de Mercado em Uso (VMU):** É definido como o Valor Novo de Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação, a qual deve respeitar os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade. 

c) **Base de Remuneração Bruta (BRRb):** É definido como o Valor novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do índice de aproveitamento integral, do valor bruto de obrigações especiais e dos ativos totalmente depreciados. 

d) **Base de Remuneração Líquida (BRRl):** É definido como o Valor de Mercado em Uso do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível, deduzido do valor líquido de obrigações especiais, do índice de aproveitamento depreciado e adicionado o valor do almoxarifado em operação. 

79. Para os casos excepcionais de valoração de terrenos na Base Incremental pelo valor contábil fiscalizado e atualizado, será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos, Edificações e Obras Civis e Benfeitorias que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de transmissão de energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos. 

80. O Índice de Aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição – VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral – IAI. Sobre o Valor de Mercado em Uso – VMU será definido o Índice de Aproveitamento Depreciado – IAD. 

81. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica. 

82. Ainda para os casos excepcionais tratados nos parágrafos anteriores, os imóveis que não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da transmissora podem ser incluídos na base de remuneração, desde que sejam respeitados os seguintes critérios: 

a) Ser um imóvel elegível (imóvel operacional); 

b) Estar registrado na contabilidade; 

c) Apresentar documentação que comprove a aquisição; e 

d) Apresentar documentação que comprove que a titularidade de propriedade se encontra em processo de regularização (protocolo em cartório ou similar). 

83. Deve ser apresentada a relação em separado dos imóveis elegíveis que não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva, incluindo informações detalhadas sobre a situação atual, e quanto à adequação de cada um dos critérios referidos, bem como a destinação de uso de cada um dos imóveis. 

84. Os imóveis que não atenderem aos critérios acima não serão incluídos na base de remuneração regulatória. 

85. A transmissora pode, a seu exclusivo critério, encaminhar formalmente, para apreciação da ANEEL, requerimento para inclusão na base de remuneração regulatória de imóvel eventualmente excluído, nos termos acima mencionados, que deverá ser devidamente justificada e documentada. 

## **6.5.1 Determinação do Valor Novo de Reposição – VNR** 

86. Para valoração da Base Incremental serão consideradas as unidades modulares de subestação ou linhas de transmissão autorizadas, desde que em operação comercial entre as datas-bases das revisões anterior e atual, e sua avaliação deverá ser apresentada pela concessionária no formato definido no presente Submódulo. 

87. Os valores resultantes do processo de avaliação da Base Incremental poderão sofrer ajustes pela fiscalização da ANEEL. 

88. Se a concessionária não encaminhar a avaliação da Base Incremental, nos termos definidos neste Submódulo e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o relatório de avaliação apresentado pela concessionária não seja aprovado, em virtude de qualidade técnica insuficiente ou não conformidades apontadas na fiscalização, caberá à ANEEL arbitrar a base de remuneração a ser considerada no processo de revisão em curso, não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em apresentar o relatório posteriormente. 

89. O Valor Novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível será dado pela soma da Base Blindada atualizada, deduzidas das baixas e bens totalmente depreciados, e o resultado da aplicação do Banco de Preços Referenciais da ANEEL sobre a Base Incremental. 

90. Os relatórios de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL, em até **120 dias** antes da data da revisão periódica da concessionária. 

91. O relatório de avaliação da Base Incremental está apresentado no Anexo I. 

## **6.5.2 Juros Sobre Obras em Andamento – JOA** 

92. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se a taxa regulatória de remuneração do capital (WACC) real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir. 

Onde: 

JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%); 

N: número de meses, de acordo com o tipo de obra; 

r: taxa regulatória de remuneração do capital - WACC; e 

di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro. 

93. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo. 

94. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2008 e 2017 e totalizou 22 meses para obras em subestação e 24 meses em linhas de transmissão. 

95. Considerou-se um fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao longo dos primeiros 2/3 dos prazos médios de construção e 60% ao longo da segunda e última metade dos prazos médios de construção. 

96. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente. 

## **6.6. ALMOXARIFADO EM OPERAÇÃO** 

97. O almoxarifado de operação, vinculado à operação e manutenção de máquinas, instalações e equipamentos necessários à prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, é considerado para compor a base de remuneração. 

98. Deve integrar a base de remuneração os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das seguintes subcontas previstas no MCSE, excluindo valores referentes a eventuais Unidades de Adição e Retirada – UAR existentes: 

1107.1 – Matéria Prima e Insumos para produção de Energia Elétrica; 

1107.2 – Material (exceto os saldos das subcontas: 1107.2.04 – Destinado à alienação; 1107.2.03 – Emprestado; e 1107.2.06 – Resíduos e sucatas); 

1107.3 – Compras em curso; 

1107.4 – Adiantamentos a fornecedores; 

1107.7 – (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável. 

## **6.7. DEMAIS PROCEDIMENTOS** 

## **6.7.1. Depreciação** 

99. Para a determinação do Valor de Mercado em Uso – VMU deve ser utilizado o Método da Linha Reta para o cálculo da depreciação, considerando-se o percentual de depreciação acumulada registrada na contabilidade para cada bem do ativo considerado. Não se admite a utilização de quaisquer outros critérios de depreciação. O Método da Linha Reta consiste em aplicar taxas constantes de depreciação durante o tempo de vida útil estimado para o bem. Pela regra geral, o valor da depreciação é dado pela razão entre o custo base de aquisição do bem e os anos estimados de sua vida útil. A taxa de depreciação é obtida pelo inverso dos anos estimados para a vida útil do bem, multiplicado por 100% (para base percentual). Ambos os cálculos são definidos para a base anual. 

100. Os critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais de depreciação acumulada de cada bem não podem ser modificados em relação ao registro contábil, exceto por determinação da ANEEL, quando da constatação de imperfeições na contabilidade. 

101. As situações relativas às reformas gerais de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no MCSE e no MCPSE. 

102. O Valor de Mercado em Uso para a composição da Base de Remuneração será obrigatoriamente igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme identificado no respectivo registro contábil. 

103. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo percentual de depreciação acumulada, de acordo com os registros contábeis, fica vedado qualquer tipo de equalização que leve em consideração percentuais acumulados de depreciação contábil por conta ou grupo de contas contábeis. 

104. Em nenhuma hipótese a depreciação acumulada apurada para os bens indenizados nos termos da Portaria Interministerial nº 580/MME/MF, de 1º de novembro de 2012, deve afetar o cálculo da receita requerida da concessionária. 

105. Para efeito de depreciação, são utilizadas as taxas anuais de depreciação para os ativos de uso e características semelhantes, no âmbito da transmissão de energia elétrica, de acordo com o MCPSE. 

106. O percentual de depreciação acumulada por bem, com base nas informações contábeis, deverão constar do relatório de conciliação físico-contábil, tanto para Base Blindada como para a Base Incremental. 

107. Se constatadas imperfeições nos cálculos de depreciação dos bens, a ANEEL deverá recalcular a depreciação acumulada desses ativos para efeito de avaliação com base no MCPSE. 

## **6.7.2. Baixas** 

108. As informações de baixas na Base Blindada devem ser informadas no relatório de conciliação físicocontábil, nos termos desse Submódulo. 

109.Se constatada a retirada de operação de equipamento cuja baixa não foi efetuada na contabilidade da concessionária, a fiscalização da ANEEL deverá proceder à baixa do ativo no relatório de conciliação. 

## **6.7.3. Obrigações Especiais** 

110. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais vinculados às concessões. As Obrigações Especiais não são passivos onerosos ou créditos do acionista. São atualizadas com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos agentes. 

111. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória como redutoras do ativo imobilizado em serviço. 

112. Para fins de revisão, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais não é computada no cálculo da receita requerida da concessionária. 

113. As obrigações especiais deverão ser controladas, a partir de 1º de janeiro de 2018, pela data de aquisição, ou seja, os registros serão controlados separadamente quanto à sua amortização, de forma a permitir a identificação do saldo totalmente amortizado, que não deve reduzir o ativo imobilizado em serviço. O saldo existente em dezembro de 2017 deverá ser controlado separadamente até sua completa amortização. 

114. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado como parcela redutora na base de remuneração, deverá ser aplicada a variação verificada entre o Valor Novo de Reposição total e o Valor Original Contábil não depreciado da conta “Máquinas e Equipamentos”, sobre o saldo das Obrigações Especiais. 

115. As quotas de depreciação dos bens constituídos com recursos de Obrigações Especiais, independentemente da sua data de formação, deverão ter seus efeitos anulados no resultado contábil. A quota de reintegração calculada sobre o valor do bem adquirido com recurso de Obrigação Especial deverá ser movimentada, em conformidade com o MCSE, de forma que o efeito desta despesa seja anulado no resultado do exercício. Para a apuração do valor da reintegração, deverá ser utilizada a taxa média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos de Obrigações Especiais. 

116. Como forma de demonstração dos valores de Obrigações Especiais, as concessionárias deverão, no Relatório de Avaliação, incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais, o qual deverá mostrar os valores Brutos e Líquidos de Obrigações Especiais. Para tanto, o percentual Acumulado da Amortização Contábil deverá ser mantido para a Amortização das Obrigações Especiais Avaliadas. 

## **6.8. RELATÓRIO DE CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL** 

117. A conciliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela concessionária, a qual produzirá um relatório técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive aquelas necessárias à correta aplicação do Bancos de Preços. 

118. O relatório de conciliação físico-contábil está apresentado no Anexo II. 

119. As avaliações dos ativos também serão realizadas considerando os resultados da fiscalização, com o objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos. 

120. A conciliação físico-contábil deverá apurar o percentual acumulado de depreciação, por bem, que deve ser aplicado sobre o Valor Novo de Reposição para obtenção do Valor de Mercado em Uso de cada bem. 

121. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e os respectivos registros contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento, tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço. 

122. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos de avaliação. 

123. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas no Relatório de Conciliação e poderão ser aceitas após a regularização via processo de autorização de reforços, além da sua comprovação e contabilização. 

124. As sobras físicas devem ser depreciadas considerando a idade da formação do bem. Caso não haja documentação que comprove a data da entrada do bem em serviço, a concessionária deve considerar a data de capitalização da ODI/Conta, em que está localizada o bem. 

125. As sobras contábeis não devem ser avaliadas. 

126. Ao validar a Base de Remuneração, não serão validadas as sobras físicas. Caberá à concessionária proceder aos ajustes das sobras e faltas na contabilidade, conforme estabelece o MCSE, os quais deverão permanecer à disposição da fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses. Deverá, ainda, regularizar a situação do bem, por meio do processo de autorização de reforços, cuja eventual inclusão dependerá de validação da ANEEL e indicação do planejamento setorial. 

127. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL, em até **120 dias** antes da data da revisão periódica da concessionária. 

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

128. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis – CAIMI - refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo. 

129. O CAIMI será calculado, conforme equação a seguir: 

CAIMI  =  CAL + CAV + CAI      (15) 

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. 

130. 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 89% referente ao TUC “230.01 – Equipamento Geral – Móveis e Utensílios” e 11% referente ao TUC “215.09 – Edificação – Outras”; e rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos. 

131. 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; VUa: 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. 

132. 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; 

BARv: 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. 

133. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a BRR. Esses ativos são equivalentes a 0,82% (zero vírgula oitenta e dois por cento) do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) e envolvem os seguintes grupos de ativos: (i) aluguéis; (ii) veículos e (iii) sistemas (hardware e software). 

134. Para a segregação adotou-se a média verificada de todas as empresas, sendo que a segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as proporções definidas na Tabela 4: 

**Tabela 4: Segregação da BAR nos Grupos de Ativos** 

|**Grupo de Ativos**|**(% da BAR)**|
|---|---|
|Aluguéis(BARa)|84,75%|
|Veículos(BARv)|7,66%|
|Sistemas(BARi)|7,59%|

135. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos acima definidos: 

## onde: 

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

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

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

## **7. CUSTO ANUAL DOS ATIVOS** 

136. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital (depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). Para fins de revisão periódica da receita anual permitida das transmissoras, a remuneração do capital será anualizada no período tarifário, por meio das seguintes expressões: 

Onde: 

CAA: Custo Anual dos Ativos; RCi: remuneração de capital no ano i; QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i; CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis; rWACCpré: Taxa Regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos; BRRbi-1: Base de remuneração regulatória bruta no ano i-1; BRRli-1: Base de remuneração regulatória líquida no ano i-1; n: Número de anos do próximo período tarifário; e : Taxa média de depreciação das instalações. 

137. O valor residual dos ativos, que corresponderá à base de remuneração líquida, ao final de cada ano subtraindo-se as depreciações e desmobilizações. 

## **8. TRATAMENTO DE INVESTIMENTOS EM MELHORIAS DE PEQUENO PORTE** 

138. A estimativa dos investimentos anuais para as melhorias de pequeno porte, referidas nos Item 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicada pela Resolução Normativa n.º 905/2020, ou o que vier a sucedê-los, a serem realizadas em instalações de transmissão, será calculada por meio das seguintes expressões: 

Onde: 

Invmel: investimentos anuais em melhorias de pequeno porte; 

AIS: Ativo Imobilizado em Serviço dado pelo Valor Novo de Reposição – VNR associado aos ativos, correspondente ao valor individual do bem a preços atuais; e 

Base Líquida: VNR deduzido da parcela de depreciação, do valor líquido de obrigações especiais e do índice de aproveitamento depreciado. 

139. Os investimentos em melhorias serão calculados apenas às instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica da RAP prevista nos contratos de concessão. 

140. Os valores dos investimentos anuais resultantes das fórmulas paramétricas estabelecerão, em conjunto das demais metodologias, a anuidade que vigorará pelos próximos anos do ciclo. 

141. Anualmente, a anuidade resultante dos investimentos em melhorias de pequeno porte será objeto de atualização monetária, pelo índice contratual aplicável. Ao fim do ciclo de RAP, a anuidade será revisitada, considerando os montantes realizados pelas concessionárias no ciclo anterior, além das demais metodologias vigentes. 

142. Para a revisão dos montantes realizados no ciclo de RAP anterior, serão consideradas as informações encaminhadas no relatório de avaliação da Base de Remuneração das concessionárias, devendo ser incluídos nas informações os respectivos números de cadastro no Plano de Modernização das Instalações. 

## **9. OUTRAS RECEITAS** 

143. Para efeito de modicidade tarifária, são deduzidas da Receita Requerida, no momento da revisão, as receitas obtidas pela concessionária mediante a exploração de outras atividades (Outras Receitas – OR). Portanto, as Outras Receitas corresponderão à soma das receitas presumidas de cada serviço, onde esta deve levar em conta uma análise dos contratos vigentes da empresa. 

144. Os critérios adotados partem de uma avaliação “ex-ante”, em que se definem os ganhos presumidos do prestador do serviço pela realização das atividades aqui consideradas, assim como os critérios de compartilhamento desses ganhos entre a empresa regulada e os usuários do serviço público regulado, visando contribuir para a modicidade tarifária. 

145. Para cada fonte de receita adicional a seguir identificada, deverá ser avaliada a projeção de receitas para o próximo ciclo (receita presumida), atualizadas pelo índice contratual à data da revisão, desconsiderando-se os encargos e tributos correspondentes (receita líquida). 

146. As outras receitas podem ser classificadas em função do tipo de atividade, conforme a seguir: 

a) Atividades complementares: são aquelas cujas despesas não são claramente identificadas e já estão cobertas pela receita advinda da atividade regulada. Enquadram-se nesse subgrupo os contratos de compartilhamento de infraestrutura e sistemas de comunicação; e 

b) Atividades atípicas: são aquelas às quais se impõem critérios de administração e gestão que permitam total distinção de contabilização dos custos e resultados. Destacam-se nessa categoria receitas advindas da prestação de serviços a terceiros (operação e manutenção, consultoria e engenharia). 

## **9.1. RECEITAS DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES** 

## **9.1.1. Compartilhamento de Infraestrutura** 

147. Para essa atividade, toda a receita auferida (líquida) com contratos de compartilhamento de infraestrutura com prestadores de serviço público – CCI’s, excetuando-se custos adicionais comprovados, será destinada à modicidade tarifária, haja vista o Contrato de Concessão estabelecer a obrigatoriedade da concessionária em compartilhar instalações já remuneradas pela RAP. 

148. As receitas com contratos de compartilhamento podem ser classificadas em: (i) custos de implantação, cujos valores serão destinados à modicidade tarifária uma única vez, no primeiro processo de revisão de receitas anuais permitidas subsequente à aprovação desse Submódulo, diluídos no ciclo tarifário; (ii) taxas de conservação, as quais considera-se a receita auferida anualmente; e (iii) outros. 

## **9.1.2. Sistema de Comunicação** 

149. Visando o compartilhamento das receitas decorrentes dessas atividades com os usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por cento) será atribuído à concessionária, com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado. 

150. Por se tratar de atividades complementares ao serviço de transmissão, o percentual da receita que seria atribuído às despesas também será integralmente revertido à modicidade tarifária, considerando que estas já foram incluídas na receita da atividade regulada. 

151. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 50% (cinquenta por cento) da receita líquida. 

152. Ou seja, um percentual de 75% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 25% será atribuído à concessionária. 

## **9.2. RECEITAS DE ATIVIDADES ATÍPICAS** 

153. Com fins de se estimular a eficiência na prestação do serviço, será adotada uma divisão equânime do lucro líquido, ou seja, um percentual de 50% (cinquenta por cento) será atribuído à concessionária, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço regulado. 

154. Por serem atividades atípicas, apenas a parcela do lucro líquido será revertida à modicidade tarifária. Para apuração do lucro líquido serão estimadas as despesas decorrentes de cada uma das atividades, calculadas como percentual da receita. 

## **9.2.1. Serviços de Consultoria** 

155. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 40% (quarenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 30% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 70% será atribuído à concessionária. 

## **9.2.2. Serviços de Operação e Manutenção** 

156. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 10% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à concessionária. 

## **9.2.3. Serviços de Engenharia** 

157. Para apuração do lucro líquido a ser compartilhado, será considerado como despesas incorridas na prestação do serviço o percentual de 80% (oitenta por cento) da receita líquida. Ou seja, um percentual de 10% será destinado à modicidade tarifária, enquanto o percentual de 90% será atribuído à concessionária. 

## **9.2.4. Comercialização de Direitos de Propriedade e Produtos de P&D** 

158. Para a atividade de comercialização de direitos de propriedade e de produtos obtidos em um projeto de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) regulado pela ANEEL, o compartilhamento das receitas depende do percentual destinado às instituições de pesquisa sediadas nas regiões Norte (N), Nordeste (NE) e Centro-Oeste (CO): 

a) Para as empresas localizadas nas regiões N, NE ou CO que destinarem pelo menos 60% (sessenta por cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa sediadas nessas regiões, o compartilhamento das receitas é de 70% (setenta por cento) para apropriação pela empresa e de 30% (trinta por cento) para a modicidade tarifária. O mesmo compartilhamento se aplica às empresas das demais regiões que destinarem pelo menos 25% (vinte e cinco por cento) do valor do projeto a instituições de pesquisa sediadas no N, NE e CO; 

b) Caso não sejam comprovadas tais destinações para as regiões N, NE ou CO, o compartilhamento é de 50% (cinquenta por cento) para apropriação pela empresa e de 50% (cinquenta por cento) para a modicidade tarifária. 

## **10. RECEITAS POR ANÁLISE DE PROJETO E COMISSIONAMENTO DE OBRAS DE ACESSANTE** 

159. As receitas advindas da verificação de conformidade das especificações e dos projetos das instalações implantadas por acessante, bem como as advindas da participação do comissionamento destas instalações, serão destinadas integralmente para a concessionária de transmissão a título de ressarcimento pela realização destes serviços, desde que constem no respectivo Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT ou Contrato de Compartilhamento de Instalações de Transmissão – CCI, conforme os valores máximos previstos na regulamentação vigente. 

## **11. FATOR X** 

160. No segmento de transmissão, o Fator X consiste nos ganhos de produtividade do setor no período histórico analisado e é calculado com base na mediana das produtividades das transmissoras de energia elétrica consideradas no cálculo. A produtividade é obtida conforme índice de Tornqvist, pela relação entre a variação ponderada da potência aparente de transformação instalada, em MVA, da extensão de rede, em km, e do número de módulos de manobra (Interligações de Barramento – IB, Entradas de Linha – EL e Módulos de Conexão – MC) e a variação dos custos operacionais. 

161. O Fator X do segmento de transmissão de energia elétrica, deverá ser aplicado nos reajustes anuais de receita e deverá incidir sobre o montante de custos operacionais regulatórios considerados eficientes das transmissoras prorrogadas nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, definidos na revisão periódica anterior à aplicação. 

162. Como regra de transição, o Fator X a ser aplicado nos reajustes anuais de receita que ocorrerem até junho de 2023 é equivalente a 0,0%. Para os reajustes que ocorrerem a partir de julho de 2023, o valor do Fator X do setor de transmissão é de 0,812% a.a. 

**Anexo I: Relatório de Avaliação - Base Incremental (parcela de receita R4)** 

||**Anexo I: Relatório de Avaliação - Base**|**Incremental(parcela de receita R4)**|
|---|---|---|
||**CAMPOS**|**DESCRIÇÃO**|
|1|Código Módulo SIGET|6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do<br>que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de<br>zeros à esquerda para completar 6 (seis)<br>dígitos<br>Informar o código 999999 para as unidades<br>modulares em operação no ciclo atual que<br>não tenham sido objeto de avaliação da<br>ANEEL|
|2|Código Receita SIGET|6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos do<br>que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade de<br>zeros à esquerda para completar 6 (seis)<br>dígitos<br>Informar o código 999999 para as unidades<br>modulares em operação no ciclo atual que<br>não tenham sido objeto de avaliação da<br>ANEEL|
|3|Nome da subestação ou linha de<br>transmissão|Conforme identificação do Módulo SIGET|
|4|Descrição do Módulo|De acordo com SIGET|
|5|Classificação|RB,RBF,DIT,IEG,ICG|
|6|Grupo Equipamento|De acordo com SIGET|
|7|Tipo de uso|Apenaspara DITs: compartilhado ou exclusivo|
|8|Contrato da Concessionária|xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato + “/”<br>+ 4 dígitospara identificar o ano)|
|9|Tipo Receita|RBSE,RPC,RBNI,RCDM,RMEL,RMELP|
|10|Ato da RAP|Resolução Autorizativa ou Homologatória|
|11|Operação Comercial|dd/mm/aa|
|12|Tipo de Módulo|Linha de Transmissão; Subestação – Módulo<br>de Manobra, Subestação – Módulo de<br>Infraestrutura, Subestação – Módulo de<br>Equipamento|
|13|Tipo de Usuário|G,D ou C|
|14|Tensão do Módulo|kV|
|15|Tensão Secundária|kV,se houver|
|16|Arranjo da SE|BS,BPT,BD4,BD,AN,DJM|
|17|Potência|MVA ou MVA,se houver|
|18|Tipo de Circuito|Apenaspara LTs: CS,CD,D1,D2|
|19|Tipo de Cabo|Apenaspara LTs|
|20|Extensão da linha|Apenaspara LTs: km|
|21|Valor do Banco de Preços ANEEL|R$|
|22|Outras observações|Informar qualquer excepcionalidade, caso<br>haja, por módulo|

## **Anexo II: Relatório de conciliação Físico-Contábil** 

## **II. A: Formulário aplicável à Base Blindada (parcelas de receita R1 ou R3).** 

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
|Informações Contábeis|1|Conta Contábil|Conforme Elenco de Contas, seguindo<br>MCSE|
||2|Número Patrimônio|Código atribuídopela concessionária|
||3|Digito Incorporação|Código atribuídopela concessionária|
||4|ODI(Ordem de Imobilização)|Código atribuídopela concessionária|
||5|TI(Tipo de Instalação)|Seguir MCPSE|
||6|CM(Centro Modular)|Seguir MCPSE|
||7|TUC(Tipo de Unidade de Cadastro)|Seguir MCPSE|
||8|Denominação do TUC|Seguir MCPSE|
||9|A1|Seguir MCPSE|
||10|A2|Seguir MCPSE|
||11|A3|Seguir MCPSE|
||12|A4|Seguir MCPSE|
||13|A5|Seguir MCPSE|
||14|A6|Seguir MCPSE|
||15|Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,<br>Resolução Homologatório, Contrato de<br>Concessão)|xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +<br>“/” + 4 dígitos para identificar o ano)|
||16|Código Módulo SIGET|6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos<br>do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade<br>de zeros à esquerda para completar 6 (seis)<br>dígitos|
||17|IdUC|Código atribuídopela concessionária|
||18|UAR|Código atribuídopela concessionária|
||19|Taxa Anual de Depreciação (%)|Taxa vigente (%) (Resolução Normativa<br>674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-<br>la)|
||20|Descrição Contábil do Bem|Conforme Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o bem|
||21|Quantidade|Informarquantidade avaliada|
||22|Unidade de Medida|Considerar as unidadesprevistas no MCPSE|
||23|Datas de energização/Capitalização<br>(transferência do AICpara o AIS).|(dd/mm/aa)|
||24|Valor Original Contábil(R$)|Valor efetivamente contabilizado|
||25|Depreciação Acumulada(R$)|R$|
||26|% Depreciação Acumulada|%|
||27|Valor Residual Contábil(R$)|R$|

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
|Baixas|28|ODD (Ordem de desativação)|Código atribuído pela concessionária|
||29|Data da baixa|(dd/mm/aa)|
|Informações da Base Física|30|Descrição Técnica do Bem|Conforma Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o bem|
||31|Classe de Tensão|kV|
||32|Reserva Técnica|S/N|
||33|Nome da subestação ou linha de<br>transmissão|Conforme identificação do Módulo SIGET|
||34|Nível de tensão da subestação ou linha<br>de transmissão|kV|
||35|ODI Engenharia|Conforma Sistema da Empresa|
|Informações<br>Complementares|36|Código do Material|Conforma Sistema da Empresa|
||37|Descrição do Código do Material|Conforma Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o material|
|Resultado da Avaliação|38|Valor Novo de Reposição - VNR(R$)|R$|
||39|% do Índice de Aproveitamento|%|
||40|Valor do Índice De não Aproveitamento<br>Integral – INA(R$)|R$|
||41|VNR Menos INA(R$)|R$|
||42|% Depreciação Acumulada|%|
||43|Depreciação Acumulada – DA(R$)|R$|
||44|Valor de Mercado em Uso - VMU(R$)|R$|
||45|Valor do INA Depreciado(R$)|R$|
||46|Valor da Base de Remuneração - VBR<br>(R$)|R$|
|Formação do Valor Novo de<br>Reposição|47|Valor de Fabrica (VF) do VNR (R$)|Valor do equipamento principal e impostos<br>não recuperáveis|
||48|COM Unitário do VNR(%)|%|
||49|COM Unitário do VNR(R$)|R$|
||50|Valor VF + COM(Unitário)do VNR(R$)|R$|
||51|Referência Banco de Preços||
||52|Quantidade 1|Informarquantidade avaliada|
||53|Unidade de Medida 1|Informar unidade de medida (m, kg, pc,<br>m2,etc)|
||54|Fator de conversão (Kg/m)|Preencher apenas para os condutores cuja<br>unidade da linha 47 seja kg|

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
||55|Quantidade 2|Informar quantidade em metros (m) para<br>os condutores e repetir a quantidade da<br>linha 46para os demais bens|
||56|Unidade de Medida 2|Repetir os dados da linha 47 para todos os<br>bens, exceto para condutores cuja unidade<br>a ser informada deve ser em metros(m)|
||57|Total do VF do VNR(R$)|R$|
||58|Total de COM do VNR(R$)|R$|
||59|Total de VF mais COM do VNR(R$)|R$|
||60|Custos Adicionais do VNR(%)|%|
||61|CA sem JOA do VNR(R$)|R$|
||62|JOA do VNR(%)|%|
||63|JOA do VNR(R$)|R$|
|Informações Auxiliares|64|Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil<br>Atualizado (V)|Informar se foi utilizado banco de preços<br>(BP) ou se utilizado o Valor Contábil<br>Atualizado(V)|
||65|Índice Utilizado Para Atualização|Fórmula ou índice utilizado|
||66|Índice na Data-Base|Nº índice resultante na data-base do<br>relatório|
||67|Índice na Data de Aquisição|Nº índice resultante na data de<br>incorporação do bem|
||68|Fator de Atualização||
||69|Doação|S/N|
||70|Incorporação de Rede|S/N|
||71|PLPT|S/N|
||72|Status Processo de Regularização|S/N|
||73|Identificador de Linha noQuadro 5||
||74|Identificador de Linha noQuadro 7||
||75|Status de Elegibilidade|S/N|
||76|Status de Conciliação|Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra<br>Contábil(SC)|
||77|Controle de Abertura Contábil||
||78|Controle Numeração Física||

**II. B: Formulário aplicável à Base Incremental (parcela de receita R4)** 

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
|Informações Contábeis|1|Conta Contábil|Conforme Elenco de Contas, seguindo<br>MCSE|
||2|Número Patrimônio|Código atribuído pela concessionária|
||3|Digito Incorporação|Código atribuído pela concessionária|
||4|ODI (Ordem de Imobilização)|Código atribuído pela concessionária|
||5|TI (Tipo de Instalação)|Seguir MCPSE|
||6|CM(Centro Modular)|Seguir MCPSE|
||7|TUC(Tipo de Unidade de Cadastro)|Seguir MCPSE|
||8|Denominação do TUC|Seguir MCPSE|
||9|A1|Seguir MCPSE|
||10|A2|Seguir MCPSE|
||11|A3|Seguir MCPSE|
||12|A4|Seguir MCPSE|
||13|A5|Seguir MCPSE|
||14|A6|Seguir MCPSE|
||15|Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,<br>Resolução Homologatória, Contrato de<br>Concessão)|xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +<br>“/” + 4 dígitos para identificar o ano)|
||16|Código Módulo SIGET|6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos<br>do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade<br>de zeros à esquerda para completar 6 (seis)<br>dígitos<br>Informar o código 999999 para as unidades<br>modulares em operação no ciclo atual que<br>não tenham sido objeto de avaliação da<br>ANEEL|
||17|IdUC|Código atribuídopela concessionária|
||18|UAR|Código atribuídopela concessionária|
||19|Taxa Anual de Depreciação (%)|Taxa vigente (%) (Resolução Normativa<br>674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-<br>la)|
||20|Descrição Contábil do Bem|Conforme Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o bem|
||21|Quantidade|Informarquantidade avaliada|
||22|Unidade de Medida|Considerar as unidadesprevistas no MCPSE|
||23|Datas de energização/Capitalização<br>(transferência do AICpara o AIS).|(dd/mm/aa)|
||24|Valor Original Contábil(R$)|Valor efetivamente contabilizado|
||25|Depreciação Acumulada(R$)|R$|
||26|% Depreciação Acumulada|%|

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
||27|Valor Residual Contábil(R$)|R$|
|Baixas|28|ODD (Ordem de desativação)|Código atribuído pela concessionária|
||29|Data da baixa|(dd/mm/aa)|
|Informações da Base Física|30|Descrição Técnica do Bem|Conforma Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o bem|
||31|Classe de Tensão|kV|
||32|Reserva Técnica|S/N|
||33|Nome da subestação ou linha de<br>transmissão|Conforme identificação do Módulo SIGET|
||34|Nível de tensão da subestação ou linha<br>de transmissão|kV|
||35|ODI Engenharia|Conforma Sistema da Empresa|
|Informações<br>Complementares|36|Código do Material|Conforma Sistema da Empresa|
||37|Descrição do Código do Material|Conforma Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o material|
|Informações Auxiliares|38|Doação|S/N|
||39|Incorporação de Rede|S/N|
||40|PLPT|S/N|
||41|Status Processo de Regularização|S/N|
||42|Identificador de Linha noQuadro 5||
||43|Identificador de Linha noQuadro 7||
||44|Status de Elegibilidade|S/N|
||45|Status de Conciliação|Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra<br>Contábil(SC)|
||46|Controle de Abertura Contábil||
||47|Controle Numeração Física||

**II. C: Formulário aplicável à Base de ativos indenizada (parcelas de receita R2):** 

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
|Informações Contábeis<br>|1|Conta Contábil|Conforme Elenco de Contas, seguindo<br>MCSE|
||2|Número Patrimônio|Código atribuídopela concessionária|
||3|Digito Incorporação|Código atribuídopela concessionária|
||4|ODI(Ordem de Imobilização)|Código atribuídopela concessionária|
||5|TI(Tipo de Instalação)|Seguir MCPSE|
||6|CM(Centro Modular)|Seguir MCPSE|
||7|TUC(Tipo de Unidade de Cadastro)|Seguir MCPSE|
||8|Denominação do TUC|Seguir MCPSE|
||9|A1|Seguir MCPSE|
||10|A2|Seguir MCPSE|
||11|A3|Seguir MCPSE|
||12|A4|Seguir MCPSE|
||13|A5|Seguir MCPSE|
||14|A6|Seguir MCPSE|
||15|Ato Autorizativo (Resolução Autorizativa,<br>Resolução Homologatório, Contrato de<br>Concessão)|xxxx/aaaa (4 dígitos com número do ato +<br>“/” + 4 dígitos para identificar o ano)|
||16|Código Módulo SIGET|6 (seis) dígitos. Caso o código tenha menos<br>do que 6 (seis) dígitos, inserir quantidade<br>de zeros à esquerda para completar 6 (seis)<br>dígitos|
||17|IdUC|Código atribuídopela concessionária|
||18|UAR|Código atribuídopela concessionária|
||19|Taxa Anual de Depreciação (%)|Taxa vigente (%) (Resolução Normativa<br>674, de 11/8/2015, ou o que vier a sucedê-<br>la)|
||20|Descrição Contábil do Bem|Conforme Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o bem|
||21|Quantidade|Informarquantidade avaliada|
||22|Unidade de Medida|Considerar as unidadesprevistas no MCPSE|
||23|Datas de energização/Capitalização<br>(transferência do AICpara o AIS).|(dd/mm/aa)|
||24|Valor Original Contábil(R$)|Valor efetivamente contabilizado|
||25|Depreciação Acumulada(R$)|R$|
||26|% Depreciação Acumulada|%|
||27|Valor Residual Contábil(R$)|R$|
|Baixas|28|ODD (Ordem de desativação)|Código atribuído pela concessionária|
||29|Data da baixa|(dd/mm/aa)|

|||CAMPOS|DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|
|Informações da Base Física|30|Descrição Técnica do Bem|Conforma Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o bem|
||31|Classe de Tensão|kV|
||32|Reserva Técnica|S/N|
||33|Nome da subestação ou linha de<br>transmissão|Conforme identificação do Módulo SIGET|
||34|Nível de tensão da subestação ou linha<br>de transmissão|kV|
||35|ODI Engenharia|Conforma Sistema da Empresa|
|Informações<br>Complementares|36|Código do Material|Conforma Sistema da Empresa|
||37|Descrição do Código do Material|Conforma Sistema da Empresa, capaz de<br>identificar o material|
|Informações Auxiliares|38|Banco de Preço (BP) ou Valor Contábil<br>Atualizado (V)|Informar se foi utilizado banco de preços<br>(BP) ou se utilizado o Valor Contábil<br>Atualizado(V)|
||39|Índice Utilizado Para Atualização|Fórmula ou índice utilizado|
||40|Índice na Data-Base|Nº índice resultante na data-base do<br>relatório|
||41|Índice na Data de Aquisição|Nº índice resultante na data de<br>incorporação do bem|
||42|Fator de Atualização||
||43|Doação|S/N|
||44|Incorporação de Rede|S/N|
||45|PLPT|S/N|
||46|Status Processo de Regularização|S/N|
||47|Identificador de Linha noQuadro 5||
||48|Identificador de Linha noQuadro 7||
||49|Status de Elegibilidade|S/N|
||50|Status de Conciliação|Conciliado (CO), Sobra Física (SF) ou Sobra<br>Contábil(SC)|
||51|Controle de Abertura Contábil||
||52|Controle Numeração Física||

## **Anexo III: Custo Unitário de cada produto por concessionária** 

|**Empresa**|𝐑$ 𝐤𝐦 𝐑𝐞𝐝𝐞< 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕|𝐑$ 𝐤𝐦 𝐑𝐞𝐝𝐞≥𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕|𝐑$ 𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 𝐀𝐩𝐚𝐫𝐞𝐧𝐭𝐞|𝐑$ 𝐏𝐨𝐭ê𝐧𝐜𝐢𝐚 𝐑𝐞𝐚𝐭𝐢𝐯𝐚|𝐑$ (𝐔𝐧𝐝𝐓𝐑 𝐞 𝐑𝐓+ 𝐌𝐨𝐝𝐝 𝐞𝐪) < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕|𝐑$ (𝐔𝐧𝐝𝐓𝐑 𝐞 𝐑𝐓+ 𝐌𝐨𝐝𝐝 𝐞𝐪) ≥𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕|𝐑$ (𝐌𝐨𝐝𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚) < 𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕|𝐑$ (𝐌𝐨𝐝𝐌𝐚𝐧𝐨𝐛𝐫𝐚) ≥𝟐𝟑𝟎 𝐤𝐕|𝐑$ 𝐓𝐞𝐦𝐩𝐨 𝐝𝐞 𝐈𝐧𝐝𝐢𝐬𝐩𝐨𝐧𝐢𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝𝐞|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|CTEEP CC 059/2001|1.875,00|2.500,00|1.955,79|1.055,27|240.606,15|320.808,20|56.250,00|75.000,00|513,96|
|CEMIG-GT CC 006/1997|1.875,00|2.500,00|800,00|400,00|387.806,93|517.075,91|56.250,00|75.000,00|827,03|
|CEEE-GT CC 055/2001|1.875,00|2.500,00|800,00|400,00|387.806,93|517.075,91|56.250,00|75.000,00|827,03|
|CELG G&T CC 063/2001|6.177,04|8.236,05|800,00|400,00|15.000,00|75.000,00|15.000,00|75.000,00|0,00|
|COPEL-GT CC 060/2001|1.875,00|2.500,00|800,00|400,00|387.806,93|517.075,91|56.250,00|75.000,00|827,03|
|CHESF CC 061/2001|1.875,00|2.500,00|800,00|400,00|387.806,93|517.075,91|56.250,00|75.000,00|827,03|
|FURNAS CC 062/2001|1.875,00|2.500,00|2.000,00|4.000,00|64.807,94|303.457,35|6.069,15|30.345,73|0,00|
|ELETROSUL CC 057/2001|6.375,00|8.500,00|2.000,00|1.000,00|33.136,13|165.680,63|56.250,00|75.000,00|311,61|
|ELETRONORTE CC 058/2001|1.875,00|2.500,00|800,00|400,00|420.041,41|560.055,21|11.201,10|56.005,52|667,14|

Referência de preço: junho de 2018.