PRORET — Proret Submod 6.7 V 1.1 aren2014632



## A G Ê N C I A  N A C I O N A L  D E  E N E R G I A  E L É T R I C A 

## **Módulo 6: Demais Procedimentos** 

# **S u b m ó d u l o  6 . 7 C E N T R A I S  D E  G E R A Ç Ã O A N G R A  1  E  2** 

|**Revisão**|**Motivo da revisão**|**Instrumento de**<br>**aprovação pela ANEEL**|**Data de**<br>**Vigência**|
|---|---|---|---|
|1.0|Primeira versão aprovada<br>(apósrealização daAP92/2012)|Resolução Normativa nº<br>529, de21/12/2012|A partir de<br>28/12/2012|
|1.1|Segunda versão aprovada<br>(apósrealização daAP38/2014)|Resolução Normativa nº<br>632, de25/11/2014|A partir de<br>05/12/2014|

**Proret Procedim entos de Regulação Tarifária** 

**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

## **ÍNDICE** 

|1.|OBJETIVO ..................................................................................................................... 3|
|---|---|
|2.|ABRANGÊNCIA ............................................................................................................ 3|
|3.|PROCEDIMENTOS GERAIS ........................................................................................ 3|
|4.|REVISÃO TARIFÁRIA PERÍÓDICA .............................................................................. 4|
||4.1.<br>CÁLCULO DA RECEITA DE VENDA ................................................................. 4|
||4.2.<br>CUSTO DE ADMINISTRAÇÃO, OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO ....................... 7<br>4.3.<br>BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA ..................................................... 8|
||4.4.<br>CUSTO DE CAPITAL .......................................................................................... 9|
|5.|REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL ................................................................................. 11|

**6.7** 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os procedimentos para cálculo da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Nucleoelétricas Angra 1 e 2 pertencentes à Eletrobrás Termonuclear S/A, Eletronuclear, em atendimento à Lei nº 12.111/2009. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se ao cálculo da receita de venda da energia elétrica proveniente das Centrais de Geração Angra 1 e 2, com vigência para o primeiro período tarifário. 

## **3. PROCEDIMENTOS GERAIS** 

3. São estabelecidos três mecanismos de alteração da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Angra 1 e 2, pertencentes à Eletronuclear: 

   - I. **Revisão tarifária periódica** : momento em que a receita de Angra 1 e 2 é definida com base no análise da equação do equilíbrio econômico e financeiro **6.7** das centrais geradoras nucleoelétricas, buscando definir parâmetros que incentivem a geração de forma eficiente; 

   - II. **Reajuste tarifário anual** : tem como finalidade manter o equilíbrio econômicofinanceiro da receita de Angra 1 e 2, definido na revisão tarifária, por meio de aplicação de regras de reajuste da receita; e 

   - III. **Revisão tarifária extraordinária** : mecanismo tarifário a ser aplicado por solicitação da Eletronuclear ou por iniciativa da ANEEL, buscando restabelecer a equação do equilíbrio econômico-financeiro da receita de Angra 1 e 2 frente a evento que a afete significativamente, tendo como condições fundamentais e necessárias: (i) imprevisibilidade do evento; (ii) evento alheio à vontade e à ação da empresa; e (iii) desequilíbrio significativo como consequência do evento. 

4. O valor da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Angra 1 e 2, determinado pelo rito ordinário será calculado com periodicidade anual, sendo definido da seguinte forma: 

   - I. Primeira revisão tarifária periódica, a data de 1º de janeiro de 2013; 

   - II. Reajustes tarifários com periodicidade anual, salvo se for ano de revisão ordinária. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

- III. As revisões tarifárias anuais serão realizadas a cada três anos. 

- IV. Poderá ser realizada revisão extraordinária quando da entrada em operação comercial de Angra 3. 

## **4. REVISÃO TARIFÁRIA PERÍÓDICA** 

## **4.1. CÁLCULO DA RECEITA DE VENDA** 

5. A revisão tarifária periódica compreende a redefinição da receita de venda da energia elétrica das Centrais de Geração Angra 1 e 2, de forma que seja compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital investido. 

6. A **Receita de Venda** é composta pela Receita Fixa – RF, que será paga mensalmente pelas distribuidoras cotistas conforme regras dispostas em Resolução Normativa específica. 

7. Na revisão tarifária periódica, a **Receita Fixa** das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida pela soma da Parcela A e B, conforme fórmula a seguir: 

**6.7** 

_onde: VPA: Valor da Parcela A, R$; VPB: Valor da Parcela B, R$; e PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins._ 

8. A **Parcela A** compreende os custos que, em certa medida, escapam à vontade ou à gestão da Eletronuclear, como aqueles relacionados às atividades de transmissão e aos encargos setoriais. 

9. A metodologia de cálculo da Parcela A é a utilizada no Reajuste Tarifário Anual e está definida no item 5 deste Submódulo. 

10. A **Parcela B** compreende os custos próprios da atividade de geração, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela Eletronuclear para Angra 1 e 2, além de custos específicos da atividade de geração nucleoelétrica. Seu valor é obtido conforme fórmula a seguir: 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2 6.7 2.0 D.O.U. 05/12/2014** 

## 𝑉𝑃𝐵= 𝐹𝐷+ 𝐶𝐶+ 𝐶𝐺 (2) 

_onde: FD: Fundo de Descomissionamento associado de Angra 1 e 2, R$; CC: Custo de Combustível Nuclear associado de Angra 1 e 2, R$; e CG: Custo de Geração associado de Angra 1 e 2, R$._ 

11. O Fundo de Descomissionamento – FD é a cobertura tarifária dada para a composição de fundo financeiro necessário para o desmantelamento das Centrais de Geração após o seu desligamento. Seu valor será calculado pela ANEEL, considerando: a) estudo contendo estimativa de recursos necessários para o descomissionamento de Angra 1 e 2, realizado pela Eletronuclear conforme regulamentação da Comissão Nacional de Energia Nuclear, CNEN ; b) vida útil remanescente estimada das Centrais de Geração de Angra 1 e 2; c) regulamentações vigentes da CNEN; e d) cobertura tarifária concedida anteriormente à data de processamento da revisão tarifária. 

12. O Custo de Combustível Nuclear – CC refere-se ao custo com aquisição dos elementos combustíveis necessários para a geração de energia correspondente a geração associada à garantia física das usinas.  O valor considerado na revisão tarifária será a média dos custos unitários nos três anos anteriores à revisão, líquido de PIS/COFINS. 

   - **6.7** 

13. O cálculo da componente Custo de Geração – CG é realizado conforme Valor Presente Líquido (VPL) das despesas da Eletronuclear associadas às Centrais de Geração Angra 1 e 2, considerando as movimentações no valor da Base de Remuneração, resultantes de adições, baixas e depreciação. 

14. O valor do Custo de Geração é aquele que iguala o VPL do fluxo de despesas no período tarifário de três anos com o VPL de um valor único de Custo de Geração durante todo o período, considerando o custo médio ponderado de capital (WACC). 

15. O Custo de Geração é obtido conforme a fórmula a seguir: 

_onde:_ 

_CG: Custo de Geração a ser considerado na revisão tarifária periódica; n: número de anos do período tarifário;_ 

_i: Ano do período tarifário;_ 

_rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; RC: Remuneração do Capital; e_ 

_QRR: Quota de Reintegração Regulatória._ 

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## **Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

16. Para a obtenção do Custo de Geração, é necessário o cálculo dos valores anuais de Custos de Administração, Operação e Manutenção, de Remuneração de Capital e de Quota de Reintegração Regulatória, para o período tarifário. 

17. O valor da Base de Remuneração Regulatória, na data da revisão tarifária periódica, é obtido conforme item 4.3 deste Submódulo. Para a obtenção do Custo de Geração, a variação dos valores da Base de Remuneração Regulatória será calculada para cada ano do período tarifário considerando as taxas de baixas dos ativos e os investimentos estimados, conforme valores históricos das movimentações dos ativos, e a taxa de depreciação média regulatória. 

18. A **Remuneração do Capital (RC)** corresponde à remuneração dos investimentos realizados pela Eletronuclear relativa às Centrais de Geração Angra 1 e 2. 

19. A Remuneração do Capital depende da Base de Remuneração Regulatória e do custo de capital, conforme formulação a seguir: 

𝑅𝐶𝑖 = (𝐵𝑅𝑅𝑙𝑖 − 𝑅𝐺𝑅𝑖) × 𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶𝑝𝑟é + 𝑅𝐺𝑅𝑖 × 𝑟𝑟𝑔𝑟 (4) 

_onde: RC: Remuneração do Capital; i: Ano do período tarifário; BRRl: Base de Remuneração Regulatória líquida; RGR: Saldo devedor de RGR; rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos; e rRGR: Custo de capital da RGR._ 

**6.7** 

20. A parcela referente à RGR será determinada pelo saldo devedor dos financiamentos com recursos da RGR junto à Eletrobrás, devendo ser deduzida da Base de Remuneração Regulatória Líquida (BRRI) na data-base de definição da base de remuneração regulatória de Angra 1 e 2. 

21. A **Quota de Reintegração Regulatória (QRR)** corresponde à parcela que considera a depreciação e a amortização dos investimentos realizados e tem por finalidade recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da sua vida útil. 

22. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) depende da Base de Remuneração Regulatória e da taxa média de depreciação das instalações de Angra 1 e 2, conforme formulação a seguir: 

𝑄𝑅𝑅𝑖 = 𝐵𝑅𝑅𝑏𝑖 × 𝛿−𝐶𝑟é𝑑𝑖𝑡𝑜𝑠𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆𝑖 (5) 

_onde:_ 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**6.7** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

_i: Ano do período tarifário; QRR: Quota de Reintegração Regulatória; BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta;_  _: Taxa média de depreciação das instalações; e CréditosPIS/COFINSi: Créditos de PIS/COFINS relativos à depreciação contábil._ 

23. Para o cálculo da taxa média de depreciação das instalações, deve-se utilizar as taxas anuais de depreciação definidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE –, aprovado por Resolução Normativa. 

24. Os Créditos de PIS/COFINS relativos à depreciação contábil são calculados conforme fórmula a seguir: 

## 𝐶𝑟é𝑑𝑖𝑡𝑜𝑠𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆𝑖 = 𝐷𝐶𝑖 × 𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 (6) 

_onde:_ 

_i: Ano do período tarifário;_ 

_DC: Depreciação anual contábil estimada, em R$; e_ 

_PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins._ 

## **4.2. CUSTO DE ADMINISTRAÇÃO, OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO** 

25. O Custo de Administração, Operação e Manutenção é definido da seguinte forma: 

## 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑖 = 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑖−𝑛 × (1 − 𝑇𝑅𝐶𝐴𝑂𝑀𝑖) (7) 

_onde:_ 

_CAOMi: Custos de Administração, Operação e Manutenção do ano i;_ 

_i: Ano do período tarifário;_ 

_n: Ano do histórico; e_ 

_TRCAOMi: Trajetória de redução de custo, em percentual._ 

26. O ponto de partida do CAOM terá como base o mínimo histórico médio de dois anos dos custos unitários de operação e manutenção da Eletronuclear relativos às Centrais de Geração Angra 1 e 2 para o período de 2005 a 2011. 

27. O Custo de Administração, Operação e Manutenção relativo ao primeiro ano do período tarifário será obtido pela aplicação de trajetória de redução sobre o ponto de partida. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

28. A Trajetória de Redução de Custo será definida com base em níveis de eficiência de centrais de geração nucleoelétricas no mercado internacional. 

## **4.3. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA** 

29. Utiliza-se na valoração dos ativos das Centrais de Geração Angra 1 e 2 o Método do Custo de Reposição. 

30. O **Método do Custo de Reposição** estabelece que cada ativo é valorado por todas as despesas necessárias para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. 

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

   - **Valor Novo de Reposição (VNR** ): Refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou equivalente ao avaliado, obtido a partir de preços referenciais. 

   - **Base de Remuneração Regulatória Bruta (BRRb)** : É definida pela **6.7** multiplicação do Índice de Participação sobre o Valor Novo de Reposição e pela adição dos investimentos incrementais. O Índice de Participação é definido como um percentual que demonstre a participação da Eletronuclear nos investimentos relativos aos ativos no serviço público de geração nucleoelétrica. 

   - **Base de Remuneração Regulatória Líquida (BRRl)** : É definida como Base de Remuneração Regulatória Bruta deduzida da parcela de depreciação. 

32. O Valor Novo de Reposição – VNR será obtido conforme fórmula a seguir: 

𝑉𝑁𝑅= 𝑃𝐼𝐶 × 𝑃𝐼𝐶𝐺𝐴 (8) 

_onde:_ 

_PIC: Parâmetro Internacional de Custo por potência instalada, relativo a uma central geradora nucleoelétrica, em R$/kW; e_ 

_PICGA: Potência Instalada das Centrais Geradoras Angra 1 e 2, em kW._ 

33. Para a obtenção do Índice de Participação, necessário para o cálculo da Base de Remuneração Regulatória Bruta, será realizada a análise dos investimentos relativos às centrais geradoras Angra 1 e 2 e a respectiva participação da Eletronuclear e da União. 

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## **Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

34. A participação da União é resultado da Medida Provisória 2.181-45, de 24 de agosto de 2001, que autorizou, em seu art. 32, a União reembolsar à Eletrobrás valores correspondentes ao custo excedente de geração de energia nucleoelétrica pelas Usinas de Angra 1 e 2, determinado com relação ao custo de geração de energia hidrelétrica por usinas de semelhante capacidade. 

35. A análise dos investimentos realizados pela Eletronuclear relativos às centrais geradoras Angra 1 e 2 será avaliada  observando as seguintes diretrizes: 

   - a) A apuração da base de remuneração será realizada conforme as movimentações ocorridas (adições, baixas, depreciação) e as respectivas atualizações desde a entrada em operação comercial de Angra 1 e 2; 

   - b) Considera-se para o cálculo da base de remuneração as movimentações ocorridas até doze meses antes da data de revisão; 

   - c) As movimentações ocorridas, bem como o saldo inicial dos ativos, deverão ser atualizadas pela variação do IGP-M, entre a data de seu registro contábil e a data da revisão tarifária em moeda corrente; 

   - d) Deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida **6.7** entre a data de entrada de operação e da revisão tarifária periódica, obtendo-se o valor da base de remuneração. 

## **4.4. CUSTO DE CAPITAL** 

36. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas por um investidor num investimento específico. Há duas fontes: capital próprio e de terceiro. No balanço patrimonial, o primeiro irá compor o patrimônio líquido e o segundo o passivo exigível. 

37. Para a determinação da estrutura ótima de capital a ser aplicada na revisão tarifária periódica das tarifas das Centrais de Geração Angra 1 e 2, devem ser observados os dados empíricos das empresas de geração de energia elétrica no Brasil. 

38. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de risco/retorno CAPM ( _Capital Asset Pricing Model_ ). O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração dos ativos de geração relativos às Centrais de Geração Angra 1 e 2 tem como resultado fundamental a seguinte equação: 

_onde:_ 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

_rP: custo de capital próprio de Angra 1 e 2;_ 

_rf: taxa de retorno do ativo livre de risco;_ 

 _: beta do setor regulado (de geração nuclear); rm-rf: prêmio de risco do mercado de referência; e rB: prêmio de risco país._ 

39. Para a taxa livre de risco utiliza-se o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de 10 anos. Para esse título, utiliza-se a média das taxas de juros anuais para o período dos últimos 15 anos. 

40. O prêmio de risco de mercado é calculado a partir da diferença entre os retornos médios da taxa livre de risco e do 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 série histórica para o cálculo da taxa anual média (aritmética) de retorno do mercado acionário é dada a partir do ano de 1928. 

41. Para se proceder ao cálculo dos betas, devem ser escolhidas empresas norteamericanas do setor de geração nucleoelétrica, com pelo menos duas usinas de geração com potência instalada total acima de 1.990 MW. O beta deve ser desalavancado com base na respectiva estrutura de capital da empresa escolhida, e alavancado posteriormente pela estrutura de capital ótima calculada. 

   - **6.7** 

42. Para o cálculo do prêmio de risco país, utiliza-se a série histórica diária do índice Emerging Markets Bonds Index Plus relativo ao Brasil (EMBI+Brazil), para o período dos últimos 10 anos, adotando a mediana. 

43. Para o custo de capital de terceiros adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou seja, trata-se de adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco adicionais exigidos para se emprestar recursos a uma geradora no Brasil. O custo do capital de terceiros é calculado então pelo método CAPM da dívida, conforme a seguinte expressão: 

_onde:_ 

_rf: taxa de retorno do ativo livre de risco; rc: prêmio de risco de crédito; e rB: prêmio de risco país._ 

44. O prêmio de risco de crédito deve representar o _spread_ sobre a taxa livre de risco que pagam empresas com a melhor classificação de risco das geradoras de energia elétrica brasileiras. Neste sentido, adota-se como _benchmark_ para o cálculo do prêmio de risco de crédito uma seleção de empresas com classificação de risco Baa3 (segundo classificação da Moody´s), que tenham série de títulos de longo prazo com liquidez calculado no período dos últimos 15 anos. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

**6.7** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

45. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital ( _Weighted Average Cost of Capital - WACC_ ), incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo expresso pela seguinte fórmula: 

1+(𝑃𝑉⁄ )∙𝑟𝑝+(𝐷𝑉⁄ )∙𝑟𝑑∙(1−𝑇) 𝑟𝑊𝐴𝐶𝐶 = −1 (11) 1+𝜋 

## _onde:_ 

_rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais de Angra 1 e 2; rP: custo do capital próprio nominal;_ 

_rD: custo da dívida nominal;_ 

   - _P: capital próprio;_ 

   - _D: capital de terceiros ou dívida;_ 

   - _V: soma do capital próprio e de terceiros;_ 

   - _T: alíquota tributária marginal efetiva; e_ 

   - _π: inflação média dos EUA._ 

46. Para aplicação tarifária considera-se o WACC real depois do benefício tributário dos impostos, com a posterior inclusão do percentual de impostos a serem pagos. Assim, a equação anterior será aplicada na definição da tarifa de Angra I e Angra II como se segue abaixo: 

47. Para o IRPJ e CSLL, serão consideradas para a Eletronuclear as alíquotas de 25% e 9%, respectivamente, totalizando 34%. 

48. Os ativos imobilizados provenientes de recursos da RGR serão remunerados à taxa específica, e os demais ativos da empresa ao custo de capital regulatório (WACC). 

49. O saldo dos investimentos realizados a partir de financiamento com recursos da RGR será remunerado pelo custo dos empréstimos em termos reais, tendo em vista que os reajustes tarifários contemplam atualização monetária da parcela B, assim como os investimentos realizados durante o ciclo tarifário também são corrigidos pela inflação quando de sua incorporação à base de remuneração regulatória. 

## **5. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL** 

50. No Reajuste Tarifário Anual, a Receita Fixa das Centrais de Geração Angra 1 e 2 é obtida conforme fórmula a seguir: 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

1 𝑅𝐹= (𝑉𝑃𝐴+ 𝑉𝑃𝐵0 (13) × 𝐼𝐴) × (1−𝑃𝐼𝑆/𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 ) 

_onde: VPA: Valor da Parcela A, em R$; VPB0: Valor da Parcela B no procedimento tarifário anterior, em R$; e_ 

_IA: relação obtida da divisão dos índices do IPCA, do IBGE, do segundo mês anterior à data do reajuste em processamento e o do segundo mês anterior à data do procedimento tarifário do ano anterior; e_ 

_PIS/COFINS: Alíquota dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público, PIS/PASEP, e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, Cofins._ 

51. A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo: 

𝑉𝑃𝐴= 𝐶𝑇+ 𝐸𝑆 (14) 

_onde:_ 

_VPA: Valor da Parcela A associado de Angra 1 e 2;_ 

_CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão associado de Angra 1 e 2; e ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica associado de Angra 1 e 2._ 

**6.7** 

52. O valor da Parcela A será definido observando as condições vigentes na data de processamento do reajuste e será calculado da seguinte forma: 

   - I. Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão de Angra 1 e 2: montantes de demanda de potência contratados no período de julho do ano anterior a junho do ano da revisão ou reajuste, valorados pelas respectivas tarifas vigentes na data do reajuste ou revisão. O custo deve ser líquido de PIS/PASEP e COFINS; e 

   - II. Encargos setoriais: corresponde aos seguintes custos: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica, TFSEE; Reserva Global de Reversão - RGR e contribuição ao ONS de Angra 1 e 2. Seus valores são aqueles vigentes na data do reajuste ou revisão tarifária. 

53. Os itens de custos da Parcela A deverão considerar Parcelas de Ajustes quando houver desconcatenação, as quais serão calculadas conforme fórmula a seguir: 

𝑃𝐴_𝑖= ∑𝑛𝑚=1 𝑚 −𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝐶𝑜𝑛𝑠𝑖𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜_𝑖𝑚) × 𝐼𝑃𝐶𝐴𝑅𝑒𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 (15) 𝐼𝑃𝐶𝐴𝑚ê𝑠 𝑚 ((𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝐷𝑒𝑣𝑖𝑑𝑜_𝑖 ) 

_onde:_ 

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**6.7** 

**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**CENTRAIS DE GERAÇÃO ANGRA 1 E 2**|Submódulo<br>**6.7**|Revisão<br>**2.0**|Data de Vigência<br>**D.O.U. 05/12/2014**|
|---|---|---|---|

_PA_i: Parcela de ajuste relativo ao custo i associados à Angra 1 e 2, em R$, relativos aos 12 meses anteriores ao processo tarifário;_ 

_CustoDevido_i: Custo do item i no mês m associado à Angra 1 e 2 homologado pela ANEEL, em R$;_ 

_CustoConsiderado_i: Custo do item i no mês m, considerado na Receita de Venda, em R$; IPCAReajuste: Número índice do IPCA relativo ao mês anterior ao mês de vigência da Receita de Venda_ 

_IPCAmês m: Número índice do IPCA relativo ao mês m;_ 

- _i: Rede Básica, Conexão, RGR e TFSEE._ 

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