PRORET — proret submod 9.1 V 4.4 aren20241096

## **ANEXO LX** 

**Módulo 9: Concessionárias de Transmissão** 

## **Submódulo 9.1** 

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

**Versão 4.4** 

## **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 9 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: 

RAP= ∑ RAPi +PA      (2) 

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 918/2021, 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 e considera tanto as despesas de operação e manutenção, quanto os custos de capital das instalações mencionadas. 

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, e que compõem a base blindada de ativos. 

IV – R4: Parcelas da RAP referentes às instalações de transmissão autorizadas e que compõem a base incremental de ativos: 

- a) Com receita prévia: que entraram em operação comercial ou que tiveram a entrada em operação comercial reconhecida, mesmo que com data retroativa, no período de elegibilidade; e 

- b) Sem receita prévia: que entraram em operação comercial no período de elegibilidade. 

10. O período de elegibilidade para inclusão na base incremental de ativos está compreendido entre a data imediatamente subsequente ao fim da elegibilidade da última revisão periódica processada e **30 de junho do ano anterior** à revisão atual. 

11. 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** 

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

13. 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** 

14. 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; 

b: beta do setor regulado; 

rm: taxa de retorno do mercado estadunidense; e 

rB: prêmio de risco-país. 

## 15. O modelo é adaptado pela utilização de título brasileiro: 

Onde: 

rP: remuneração do capital próprio; 

rTB: remuneração do título público brasileiro; 

b: 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). 

## 16. 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. 

## 17. 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. 

18. 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** 

19. 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. 

## 20. 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. 

## 21. 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** 

22. 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. 

23. 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). 

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

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

26. 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** 

27. 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). 

28. 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: 

rWACC  =  (P/V) **[ .]** rP + (D/V) **[.]** rd **[.]** (1 – T)      (7) 

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** 

29. 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). 

30. 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. 

31. 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: 

32. 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** 

33. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) a ser considerada deverá ser aquela vigente no ano da revisão da receita. 

## **4.7. ATUALIZAÇÃO** 

34. A taxa regulatória de remuneração de capital será definitiva (até a próxima revisão) para os processos de revisão de receita. 

35. Para as autorizações de reforços e melhorias que ocorrerem nos períodos entre revisões deverá ser aplicada a taxa regulatória de remuneração de capital vigente na data da respectiva autorização. Nesse caso, a taxa será provisória até o próximo processo de revisão de receita, quando será aplicada a taxa definitiva. 

36. 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. 

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

37. 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 relatório 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). 

38. 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. 

39. 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** 

40. 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. 

41. 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** 

42. 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. 

43. 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 a prestação de serviço adequada e que os ativos manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda a sua vida útil. 

44. Na definição dos custos operacionais regulatórios foram observados os custos praticados pelas transmissoras no período de 2017 a 2021. 

## **5.2. MODELO ADOTADO** 

45. 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 no Relatório de AIR – RAIR nº 1/2023-STR/ANEEL, anexo à Nota Técnica nº 93/2023STR-SFF-SCE/ANEEL. 

## **5.3.VARIÁVEIS** 

46. 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 2017 a 2021, conforme informado pelas concessionárias no Balancete Mensal Padronizado – BMP. 

47. As variáveis de produto consideradas no modelo são apresentadas na Tabela 1 e têm como fonte principal o Sistema de Gestão da Transmissão – SIGET. 

**Tabela 1: Variáveis** 

|**Variáveis**|**Descrição**|
|---|---|
|Extensão de Rede, em km, com<br>tensão inferior a 230 kV|Considera extensão total, em km, das redes com tensão inferior a 230 kV e ajuste para<br>circuito duplo.|
|Extensão de Rede, em km, com<br>tensão igual ou superior a 230 kV|Considera extensão total, em km, das redes com tensão igual ou superior a 230 kV e<br>ajustepara circuito duplo.|
|Potência aparente total, em MVA, de<br>equipamentos de subestação.|Soma das potências de transformadores e conversoras, em MVA.|
|Potência reativa total, em Mvar, de<br>equipamentos de subestação.|Soma das potências de reatores, banco de capacitores série e em derivação,<br>compensadores síncronos e estáticos e bancos de filtros,em Mvar.|
|Equipamentos de subestação com<br>tensão inferior a 230 kV|Soma das unidades modulares de equipamentos principais com tensão inferior a 230<br>kV e considera ajustepara bancos de transformadores e reatores monofásicos.|
|Equipamentos de subestação com<br>tensão igual ou superior a 230 kV|Soma das unidades modulares de equipamentos principais com tensão igual ou<br>superior a 230 kV e considera ajuste para bancos de transformadores e reatores<br>monofásicos.|
|Módulos de manobra com tensão<br>inferior a 230 kV|Soma das unidades modulares de manobra com tensão inferior a 230 kV (entradas de<br>linha,conexões de equipamentos e interligações de barramentos).|
|Módulos de manobra com tensão<br>igual ou superior a 230 kV|Soma das unidades modulares de manobra com tensão igual ou superior a 230 kV<br>(entradas de linha,conexões de equipamentos e interligações de barramentos).|

## **5.4.RESULTADO** 

48. A partir da aplicação da metodologia descrita no RAIR nº 1/2023-STR/ANEEL, os custos operacionais regulatórios considerados eficientes foram calculados e estão dispostos na **Erro! Fonte de referência não encontrada.** 2, com preços referentes a junho de 2022. 

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

|**Concessionária**|**Contrato**|**CAOMbase**<br>**[1]**|**CAOMad**<br>**[2]**|**CAOM Regulatório**<br>**Total sem limitação**<br>**[3] =[1] +[2]**|**CAOM Regulatório**<br>**Total com limitação**|
|---|---|---|---|---|---|

|CEMIG-GT|006/1997|238.481,50|1.970,13|240.451,63|240.451,63|
|---|---|---|---|---|---|
|FURNAS|062/2001|1.504.698,64|-1.089,58|1.503.609,06|1.503.609,06|
|CTEEP|059/2001|755.531,75|2.397,10|757.928,85|757.928,85|
|CEEE-T|055/2001|315.040,28|1.889,76|316.930,04|317.231,03|
|COPEL-GT|060/2001|178.969,04|1.352,32|180.321,36|180.321,36|
|CELG G&T|063/2001|60.536,93|1.544,88|62.081,81|62.081,81|
|ELETRONORTE|058/2001|556.393,01|7.352,68|563.745,69|563.745,69|
|CGT ELETROSUL|057/2001|361.367,08|479,91|361.846,99|361.846,99|
|CHESF|061/2001|673.035,75|3.655,45|676.691,20|809.969,58|

49. Os valores constantes da Tabela 2 correspondem aos custos operacionais regulatórios associados às instalações de transmissão vinculadas aos contratos de concessão nela discriminados e que estavam em operação comercial até 30 de junho de 2021, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒 , e aos custos operacionais associados às instalações de transmissão que entraram em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e 31 de janeiro de 2023, denominados de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 . 

50. Caso determinada instalação de transmissão tenha entrado em operação comercial no período compreendido entre 1º de julho de 2021 e 31 de janeiro de 2023, mas a parcela de custo operacional correspondente não esteja contemplada nos montantes de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 apresentados na Tabela 2, conforme memória de cálculo anexa à Nota Técnica nº 93/2023-STR/ANEEL, ela poderá ser considerada quando do efetivo processamento da revisão periódica da receita da concessionária correspondente. 

51. Valores adicionais de 𝐶𝐴𝑂𝑀𝑎𝑑 associados às instalações de transmissão que tenham entrado em operação comercial entre 1º de julho de 2021 e a 31 de janeiro de 2023, que não estejam contemplados nos montantes apresentados na Tabela 2, serão calculados a partir da multiplicação dos pesos atribuídos pelo modelo DEA a cada um dos produtos discriminados na Tabela 1 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 2021 e a 31 de janeiro de 2023; 

∆𝑦𝑗 : variação do produto “j” da empresa no período entre 1º de julho de 2021 e a 31 de janeiro de 2023; Vj: custo operacional unitário atribuído ao produto “j” em R$/unidade de produto, conforme Anexo I; m: total de produtos; 

𝜃𝑟𝑒𝑓 : eficiência de referência, dada pela mediana dos resultados de eficiência obtidos pelo modelo DEA, no valor de 84,61%. 

52. A variação dos produtos discriminados na Tabela 1, entre 1º de julho de 2021 e 30 de junho de 2023, decorrente de instalações de transmissão que tenham sido retiradas de operação comercial, deverá ser considerada no cálculo do CAOMad. 

53. O montante total dos custos operacionais regulatórios de cada concessionária discriminados na Tabela 2 deverá ser segregado, por unidade modular, entre a base blindada e a base incremental. Para os reforços e melhorias, a parcela de custo operacional, quando cabível, será calculada a partir da aplicação do percentual regulatório de 2,00% sobre o Valor Novo de Reposição revisado associado ao reforço ou melhoria correspondente. 

54. Os custos operacionais a serem atribuídos aos demais ativos da concessão, serão calculados pela diferença entre o valor total apresentado na Tabela 2 e o valor calculado para os reforços e melhorias, conforme procedimento descrito no parágrafo anterior. Os custos operacionais resultantes da diferença mencionada deverão ser rateados para cada unidade modular da base blindada correspondente com base no Valor Novo de Reposição. 

55. Não deverá ser atribuída parcela de custo operacional para reforços e melhorias em instalações existentes cuja obra não constitua uma unidade modular completa. 

56. Os custos operacionais unitários atribuídos pelo DEA a cada produto para cada concessionária estão discriminados no Anexo I. 

## **5.5.APLICAÇÃO** 

57. Ao longo dos ciclos tarifários compreendidos entre 1º de julho de 2023 e 30 de junho de 2028 será adotada uma trajetória entre os custos operacionais regulatórios que compõem atualmente as RAP vinculadas aos contratos de concessão objeto de revisão em 1º de julho de 2023 e os custos operacionais regulatórios revisados, já considerando a aplicação do componente de produtividade do Fator X nos ciclos tarifários correspondentes, conforme descrito na Seção 11 deste submódulo. 

58. Os custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2023 e 30 de junho de 2028 estão discriminados na Tabela 3, com preços referentes a junho de 2022. 

**Tabela 3 - Custos operacionais regulatórios a serem reconhecidos para cada contrato entre 1º de julho de 2023 e 30 de junho de 2028 (R$ x 1000)** 

|**Concessionária**|**Contrato**|**Ciclo**<br>**2023/2024**|**Ciclo**<br>**2024/2025**|**Ciclo**<br>**2025/2026**|**Ciclo**<br>**2026/2027**|**Ciclo**<br>**2027/2028**|
|---|---|---|---|---|---|---|
|CEMIG-GT|006/1997|269.821,80|260.030,23|250.593,99|241.500,18|232.736,37|
|FURNAS|062/2001|1.295.668,47|1.333.869,33|1.373.196,47|1.413.683,12|1.455.363,46|
|CTEEP|059/2001|828.395,58|803.608,59|779.563,28|756.237,44|733.609,54|
|CEEE-T|055/2001|389.476,48|366.998,23|345.817,30|325.858,80|307.052,18|
|COPEL-GT|060/2001|169.299,22|170.593,37|171.897,41|173.211,42|174.535,47|
|CELG G&T|063/2001|73.314,77|69.757,97|66.373,73|63.153,66|60.089,82|
|ELETRONORTE|058/2001|602.861,02|588.021,01|573.546,31|559.427,91|545.657,05|
|CGT ELETROSUL|057/2001|357.302,23|355.522,57|353.751,76|351.989,78|350.236,58|
|CHESF|061/2001|994.430,16|937.037,62|882.957,43|831.998,42|783.980,47|
|**Total**||**4.980.569,73**|**4.885.438,92**|**4.797.697,68**|**4.717.060,73**|**4.643.260,94**|

59.Os valores de custos operacionais constantes da Tabela 3 deverão ser atualizados monetariamente pelo índice inflacionário previsto em cada contrato de concessão até a data de referência de preços de cada ciclo tarifário correspondente. A data de referência de preços de cada ciclo é 1º de junho do ano de início do ciclo (adotar número índice de maio). 

60. 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** 

61. 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. 

62.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. 

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

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

|**Grupo de Contas**|**Atividade**|**Descrição**|**Conta**|**Grupo**<br>**de Ativos**|
|---|---|---|---|---|
|AIS|Transmissão|Rede Básica – Veículos|1232.2.01.05|Veículos|
|AIS|Transmissão|Rede Básica - Móveis e Utensílios|1232.2.01.06|Aluguéis|
|AIS|Transmissão|DIT – Veículos|1232.2.04.05|Veículos|
|AIS|Transmissão|DIT - Móveis e Utensílios|1232.2.04.06|Aluguéis|

|**Grupo de Contas**|**Atividade**|**Descrição**|**Conta**|**Grupo**<br>**de Ativos**|
|---|---|---|---|---|
|AIS|Administração|Adm. Central – Terrenos|1232.4.01.01|Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central - Edificações,Obras Civis e Benfeitorias|1232.4.01.03|Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central - Máquinas e Equipamentos|1232.4.01.04|Aluguéis|
|AIS|Administração|Adm. Central – Veículos|1232.4.01.05|Veículos|
|AIS|Administração|Adm. Central - Móveis e Utensílios|1232.4.01.06|Aluguéis|
|Intangível|Transmissão|Rede Básica - Softwares|1233.2.01.03|Sistemas|
|Intangível|Transmissão|Rede Básica - Outros|1233.2.01.99|Aluguéis|
|Intangível|Transmissão|DIT – Softwares|1233.2.04.03|Sistemas|
|Intangível|Transmissão|DIT – Outros|1233.2.04.99|Aluguéis|
|Intangível|Administração|Adm. Central - Servidões|1233.4.01.01|Aluguéis|
|Intangível|Administração|Adm. Central - Softwares|1233.4.01.03|Sistemas|
|Intangível|Administração|Adm. Central - Outros|1233.4.01.99|Aluguéis|
|Gastos Op.|Transmissão|Arrendamentos(Leasing)|6105.2.09.01|Aluguéis|
|Gastos Op.|Transmissão|Aluguéis em Geral|6105.2.09.02|Aluguéis|
|Gastos Op.|Transmissão|Créditos de Tributos Recuperáveis|6105.2.09.10|Aluguéis|
|Gastos Op.|Administração|Adm. Central - Arrendamentos e Aluguéis|6105.2.29.01|Aluguéis|
|Gastos Op.|Administração|Arrendamentos(Leasing)|6105.2.29.02|Aluguéis|
|Gastos Op.|Administração|Aluguéis em Geral|6105.2.29.10|Aluguéis|

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

64. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na revisão tarifária periódica, devem ser adotados os regulamentos e o Banco de Preços de Referência ANEEL vigentes no ano da revisão periódica e 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 de receita 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) Compõem a **Base Incremental** , os ativos que atendam aos critérios: (i) estarem em operação e possuírem termo de liberação para operação comercial, quando aplicável, até o fim do período de elegibilidade; (ii) estarem registrados na contabilidade até a data-base do relatório de avaliação; (iii) terem sido autorizados por ato específico da ANEEL ou cuja implantação está em conformidade com o Submódulo 9.7 do PRORET. Esses ativos devem ser avaliados pela metodologia definida neste Submódulo. As disposições referentes à Base Incremental aplicam-se às parcelas de receita 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 no período de elegibilidade - Base Incremental (item c); 

e) Considera-se como data-base do relatório de avaliação o dia 1º de dezembro do ano anterior à data da revisão periódica da concessionária; e 

f) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do índice contratual, entre a data-base (adotar número índice do mês anterior) do relatório de avaliação e a data-base de referência de preços da revisão periódica atual, 1º de junho do ano da revisão (adotar número índice do mês anterior). 

g) Considera-se como data-base da revisão, ou data da revisão, o dia 1º de julho do ano da revisão periódica da concessionária, conforme estabelecido nos Contratos de Concessão. 

## **6.2.1 Tratamento da Base Blindada** 

65. 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 do relatório de avaliação 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** 

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

a) As inclusões de ativos realizadas durante o período de elegibilidade da revisão atual serão avaliadas utilizando-se a metodologia definida nesse Submódulo; 

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

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

## **6.3. MANUTENÇÃO DA BASE** 

68. 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 ao que foi homologado, 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** 

69. Os ativos vinculados à concessão são elegíveis quando efetivamente utilizados no serviço público de transmissão de energia elétrica, observada a regulamentação aplicável. A fim de determinar sua elegibilidade para inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise dos atos homologatórios associados, quando aplicável, bem como do uso, função e/ou atribuição do ativo na prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica. 

70. Os reforços ou as melhorias de grande porte 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 ato autorizativo da ANEEL. 

71.Para as melhorias de pequeno porte, nos termos do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, que foram implementadas em substituição ou reforma de bens existentes, as concessionárias de transmissão deverão indicar, juntamente com os relatórios de avaliação, a relação de ativos que foi substituída ou reformada, vinculando-a aos novos ativos. 

72. Os reforços ou as melhorias de grande porte executadas sem ato autorizativo da ANEEL, bem como as melhorias de pequeno porte tratadas no parágrafo anterior que não tenham vinculação com o bem substituído ou reformado, não devem compor a base de remuneração das transmissoras passível de revisão. 

73. As obras tratadas no parágrafo anterior devem observar o seguinte procedimento: 

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

b) Os bens devem ser registrados no ativo imobilizado e controlados separadamente pela concessionária até que tenham a situação regularizada por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do planejamento setorial. 

74. As diferenças observadas entre os quantitativos autorizados e efetivamente realizados em reforços e melhorias de grande porte autorizadas pela ANEEL não ensejam o tratamento disposto no parágrafo anterior. 

75. O parágrafo 68 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 destacá-las, de modo a serem avaliadas tecnicamente conforme os critérios de elegibilidade vigentes, desde que assegurado que não foram incluídas em laudos de avaliação homologados pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 589, de 2013, ou o que vier a sucedêla. 

76. Eventual relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL em relatório em separado, contendo as devidas justificativas. 

## **6.5. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO** 

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

78. 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. 

79. 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. 

80. Não se aplica o Banco de Preços de Referência ANEEL, quando: 

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

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

81. No caso de obras que constituem uma unidade modular completa, ou seja, que permita aplicação integral do Banco de Preços de Referência ANEEL, o Valor Novo de Reposição deve ser obtido a partir dos custos e quantitativos padrão estabelecidos no referencial regulatório, exceto em casos explicitamente tratados no ato autorizativo. 

82. Para a valoração dos ativos que não constituem uma unidade modular completa, deverá ser aplicado preferencialmente o Banco de Preços de Referência ANEEL caso a obra seja executada em instalações cujo Tipo de Unidade de Cadastro – TUC esteja discriminado na Tabela 5: 

**Tabela 5 – Ativos a serem valorados pelo Banco de Preços, em caso de obras em módulos incompletos** 

|**TUC**|**Descrição**|
|---|---|
|160|CHAVE|
|210|DISJUNTOR|
|310|PÁRA-RAIOS|
|375|SISTEMA DE ALIMENTAÇÃO DE ENERGIA1|
|560|TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO|
|575|TRANSFORMADOR DE MEDIDA|
|580|TRANSFORMADOR DE SERVIÇOS AUXILIARES|

83. O valor do equipamento principal das unidades de cadastro indicadas na Tabela 5 será obtido a partir dos custos unitários definidos no Banco de Preços de Referência ANEEL. O escopo da obra definido no ato autorizativo, quando aplicável, no que se refere aos quantitativos e características técnicas associados, deve ser respeitado quando da revisão periódica. 

84. Os demais materiais e serviços vinculados à obra, denominados Componentes Menores – COM e Custos Adicionais – CA, serão definidos a partir da fiscalização dos projetos vinculados às Ordens de Imobilização – ODI executadas pela transmissora. A referida análise deve expurgar registros apropriados indevidamente, nos termos dos regulamentos aplicáveis. 

85. Nos casos em que a obra que não constitua uma unidade modular completa e seja executada em instalações em que TUC não esteja discriminado na Tabela 5, os investimentos devem ser valorados por meio do valor contábil fiscalizado e atualizado da seguinte forma: (i) o custo do Equipamento Principal atualizado pela aplicação das fórmulas dispostas na Resolução Homologatória nº 2.514, de 19 fevereiro de 2019; e (ii) os custos do Componentes Menores e os Custos Adicionais, atualizados pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA. Na impossibilidade da segregação dos custos será aplicado apenas a atualização por IPCA. 

86. No âmbito da fiscalização dos projetos vinculados às Ordens de Imobilização – ODI que contenham em sua composição unidades modulares completas e/ou incompletas, será observada a apropriação dos COM e CA associados a cada TUC nos respectivos projetos. Na ausência de informações disponíveis que apontem ao método direto na unitização dos projetos vinculados às ODI, desde que apresentadas as devidas justificativas e documentos comprobatórios, a alocação dos referidos custos, após validação, deverá respeitar a proporcionalidade dos valores apropriados nas Unidade de Cadastro – UC e/ou Unidade de Adição e Retirada – UAR, o que for aplicável. 

87. Especificamente quanto aos custos de desativação aplicáveis às substituições em módulos incompletos e/ou instalações avaliadas pelo valor contábil fiscalizado, a fiscalização efetuará a validação dos custos registrados nas ODD, que devem necessariamente estar vinculadas às ODI existentes, nos termos do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE. Na ausência de informações disponíveis que apontem ao método direto dos custos de desativação aos projetos de cada ODI, desde que apresentadas as devidas justificativas e documentos comprobatórios, a alocação dos custos de desativação, após validação, deverá respeitar a proporcionalidade dos valores apropriados nas UC e/ou UAR, o que for aplicável. Em caso de alocação dos custos de forma proporcional à UC e/ou UAR, os custos de desativação serão acrescidos apenas às unidades modulares que tenham sido objeto de substituição. 

1 Refere-se a banco de baterias, retificadores e grupos motor-gerador diesel. 

88. 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 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. 

89. 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. 

90. 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. 

91.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, podendo ser utilizada a metodologia estabelecida no Submódulo 2.3 do PRORET. 

92. 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). 

93. 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. 

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

95. 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** 

96. Para valoração da Base Incremental serão consideradas as unidades modulares de subestação ou linhas de transmissão autorizadas, desde que a operação comercial da obra tenha sido reconhecida durante o período de elegibilidade da revisão atual, e sua avaliação deverá ser apresentada pela concessionária em formato definido pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. 

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

98. 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. 

99. 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 de Referência ANEEL sobre a Base Incremental. 

100. Os relatórios de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL até o dia 31 de dezembro do ano anterior à revisão periódica da concessionária. 

101. O padrão do relatório de avaliação da Base Incremental a ser apresentado pelas concessionárias será definido pela fiscalização da ANEEL. 

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

102. O JOA é definido de forma regulatória 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 linearmente, de acordo com o fluxo financeiro. 

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

104. O prazo de construção regulatório (em meses) foi obtido dos cronogramas para construção das instalações de transmissão de energia elétrica autorizadas pela ANEEL entre 2012 e 2021 e totalizou 22 meses para obras em subestação e 27 meses em linhas de transmissão. Esse prazo será reavaliado na revisão periódica de 2028. 

105. O fluxo financeiro de desembolso dever ser distribuído linearmente ao longo dos prazos médios de construção. 

106. A taxa regulatória de remuneração de capital (WACC) a ser considerada deverá ser aquela vigente na data-base do relatório de avaliação. 

## **6.6. ALMOXARIFADO DE OPERAÇÃO** 

107. 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. 

108. 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** 

109. 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. 

110. 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. 

111. As situações relativas às reformas gerais de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE e no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. 

112. 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. 

113. 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. 

114. 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. 

115. 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. 

116. 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. 

117. 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** 

118. As informações de baixas na Base Blindada, referente às parcelas de receita R1, devem ser informadas no relatório de conciliação físico-contábil, nos termos desse Submódulo. 

119. 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. 

120. A baixa de ativos substituídos em decorrência de reforço autorizado pela ANEEL e que ainda não tenham sido completamente amortizados deverá ser acompanhada do ressarcimento à transmissora do valor não depreciado desses ativos tendo como referência a data de desativação. 

121. As baixas contábeis dos bens referentes à parcela de receita R3 serão processadas nos módulos de acordo com a classificação definida no SIGET, por identificador de módulo e de receita, de forma que o relatório de baixas fornecido pela empresa deverá apresentar tais informações. Deve ser observado que: 

a)    Será respeitada a conciliação entre as informações físicas, contábeis e os módulos regulatórios definida nos ciclos anteriores de revisão, que constituíram a parcela de receita R3. 

b)   Todos os ativos observados em campo e na contabilidade que estejam associados a determinado Id módulo e Id receita, conforme conciliação tratada no item a, compõem o VNR total atribuído a essa parcela de receita. 

c)   A baixa regulatória será realizada em valor, obedecendo a proporção observada contabilmente entre o ativo baixado e o VNR total atribuído ao módulo, definida pelo item b. 

d)   O arquivo de baixas deverá conter os códigos do SIGET para fins de conciliação com a base regulatória. 

e)   Em caso de baixa integral da contabilidade dos ativos que compõem determinado módulo, o equivalente da base regulatória será baixado integralmente. 

## **6.7.3. Obrigações Especiais** 

122. 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. 

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

124. 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. 

125. 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. 

126. 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. 

127. 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. 

128. 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. 

**6.7.4.BRR de reforços e melhorias por unidade modular** 

129. Para o estabelecimento da Base de Remuneração associada aos reforços e melhorias a ser utilizada no cálculo da receita revisada, caso não seja possível apurar, por unidade modular, os valores dos itens da BRR discriminados a seguir, deverão ser adotados os seguintes critérios de rateio: 

a) Índice de aproveitamento integral e índice de aproveitamento integral depreciado: o valor total apurado para os reforços e melhorias deve ser rateado pelos ativos classificados como Módulo de Infraestrutura e que constituem uma unidade modular completa, excluindo-se aqueles classificados como obrigação especial, com base no VNR revisado. 

b) Terrenos e servidões: o valor total apurado para os reforços e melhorias deve ser rateado pelos ativos classificados como Módulo de Infraestrutura ou Linha de Transmissão e que constituem uma unidade modular completa, excluindo-se aqueles classificados como obrigação especial, com base no VNR revisado. 

c) Obrigações especiais brutas e obrigações especiais líquidas: o valor total apurado para os reforços e melhorias deve ser rateado pelos ativos classificados como obrigação especial, com base no VNR autorizado atualizado para a data-base de referência da revisão pelo índice inflacionário definido em contrato; e 

d) Almoxarifado em operação: o valor total apurado para os reforços e melhorias deve ser rateado pelos ativos que constituem uma unidade modular completa, excluindo-se aqueles classificados como obrigação especial, com base no VNR revisado. 

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

130. 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 pela fiscalização da ANEEL. 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. 

131. O referido trabalho inclui a conciliação entre todos os ativos observados em campo e na contabilidade com as unidades modulares, com respectivos Id Módulo (IdeMdl) e Id Receita (IdeRct), conforme SIGET, respeitando-se, para tanto, a conciliação entre as informações físicas, contábeis e os módulos regulatórios definida nos ciclos anteriores de revisão. Também deve ser observado a codificação dos ativos disposta no MCPSE. 

132.As situações excepcionais no que se refere a vinculação das informações previstas na contabilidade com os respectivos Id Módulo (IdeMdl) e Id Receita (IdeRct), conforme SIGET deverão ser apresentadas pela transmissora, com as devidas justificativas, para a avaliação da fiscalização da ANEEL. 

133. 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. 

134. 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 os prazos estabelecidos no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço. 

135.Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base do relatório de avaliação. 

136. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil, desde que não sejam associadas a eventuais diferenças observadas entre quantitativos autorizados e efetivamente realizados em reforços e melhorias de grande porte autorizadas pela ANEEL, devem ser identificadas no Relatório de Conciliação e poderão ser aceitas apenas após regularização por meio de processo autorizativo da ANEEL, desde que haja interesse do planejamento setorial. 

137. 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. 

138. As sobras contábeis não devem ser avaliadas. 

139. 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. 

140. Os relatórios de conciliação físico-contábil deverão ser protocolados na ANEEL até o dia **31 de dezembro do ano anterior à** revisão periódica da concessionária, em formato definido pela fiscalização da ANEEL. 

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

141. 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. 

142. 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. 

143. 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 91% referente ao TUC “230.01 – Equipamento Geral – Móveis e Utensílios” e 9% referente ao TUC “215.09 – Edificação – Outras”; e rWACCpré: Taxa regulatória de remuneração do capital real antes dos impostos vigente no ano da revisão da receita. 

144. 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 vigente no ano da revisão da receita. 

145. 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 vigente no ano da revisão da receita. 

146.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 0,86% (zero vírgula oitenta e seis 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). 

147. 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 6: 

**Tabela 6: Segregação da BAR nos Grupos de Ativos** 

|**Grupo de Ativos**|**(% da BAR)**|
|---|---|
|Aluguéis(BARa)|82,45%|
|Veículos(BARv)|7,38%|
|Sistemas(BARi)|10,17%|

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

BAR  =  BARa  +  BARv  +  BARi         (19) 

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** 

149. 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 vigente no ano da revisão da receita; 

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 

d: Taxa média de depreciação das instalações. 

150. O valor residual dos ativos corresponderá à base de remuneração líquida ao final de cada ano. 

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

151. A estimativa dos investimentos anuais referente às melhorias de pequeno porte referidas nos itens 5.1.3 e 5.1.4 da Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica, publicado pela Resolução Normativa nº 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 da concessionária, conforme definido neste Submódulo; e Base Líquida: Base de Remuneração Regulatória Líquida da concessionária, conforme definido neste Submódulo. 

152. Nos processos anuais de reajuste da RAP, a anuidade de que trata esse parágrafo será objeto de atualização monetária, pelo índice contratual aplicável, bem como será aplicada até a efetiva execução da revisão subsequente, mesmo que ocorra eventuais postergações, o que, nesse caso, ensejará eventuais ajustes financeiros. 

153.Os investimentos em melhorias serão calculados apenas para as instalações de transmissão sujeitas ao processo de revisão periódica integral da RAP prevista nos Contratos de Concessão. 

154. Os valores dos investimentos anuais em melhorias de pequeno porte resultantes das fórmulas paramétricas estabelecerão, em conjunto com as demais metodologias, a anuidade a ser recebida pelas concessionárias de transmissão e que vigorará até a revisão subsequente. 

155. Nos processos anuais de reajuste da RAP, a anuidade de que trata a parágrafo anterior será objeto de atualização monetária, pelo índice contratual aplicável. A referida anuidade deverá ser aplicada até a efetiva execução da revisão subsequente, mesmo que ocorra eventuais postergações no processamento da revisão, o que, nesse caso, ensejará ajustes financeiros posteriores. 

156. Nos processos de revisão da RAP, a fórmula paramétrica de cálculo do percentual de investimento em melhorias será revisitada, considerando os investimentos efetivamente realizados em melhorias de pequeno porte pelas concessionárias no período entre a revisão anterior e a atual, além das demais 

metodologias vigentes. A nova fórmula obtida será utilizada para calcular o valor da nova anuidade a vigorar até a revisão subsequente. 

157. Para a revisão do valor da anuidade, serão consideradas as informações encaminhadas pelas transmissoras no Relatório de Avaliação da Base de Remuneração, devendo ser incluídos nas informações os respectivos números de cadastro no Plano de Modernização das Instalações, quando aplicável, conforme disposto no Módulo 3 das Regras de Transmissão. 

## **9. OUTRAS RECEITAS** 

158. 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. 

159. 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. 

160. 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-base de referência de preços da revisão atual, desconsiderando-se os encargos e tributos correspondentes (receita líquida). 

161. 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** 

162. 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. 

163.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** 

164. 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. 

165. 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. 

166. 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. 

167. 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** 

168. 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. 

169. 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** 

170. 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** 

171. 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** 

172. 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** 

173. 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** 

174. 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** 

175. No segmento de transmissão, o Fator X consiste nos ganhos de produtividade do setor no período 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. 

176. 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. 

177.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. 

## **12. PROCEDIMENTOS TRANSITÓRIOS** 

178. Para as concessionárias com revisão periódica prevista para 2023 deve ser considerada a data-base dos relatórios de avaliação/conciliação físico-contábil e o fim da elegibilidade da base incremental em 31 

de janeiro de 2023, bem como o prazo para protocolo desses relatórios conforme alínea i.a) do Despacho nº 402, de 14 de fevereiro de 2023. Os demais procedimentos e disposições contidos nesse Submódulo devem ser aplicados a essas concessionárias. 

179. Para as concessionárias com revisão periódica prevista para 2024 deve ser considerada a data-base dos relatórios de avaliação/conciliação físico-contábil e o fim da elegibilidade da base incremental em 31 de janeiro de 2024, bem como o prazo para protocolo desses relatórios conforme item (ii) do Despacho nº 285/2024. Os demais procedimentos e disposições contidos nesse Submódulo devem ser aplicados a essas concessionárias. 

180.Para as concessionárias com revisão periódica prevista para 2025 deve ser considerado o fim da elegibilidade da base incremental em 30 de novembro de 2024. Os demais procedimentos e disposições contidos nesse Submódulo devem ser aplicados a essas concessionárias. 

181. Para as concessionárias com previsão de revisão periódica prevista para 2026 em diante deve ser considerada a data-base dos relatórios de avaliação/conciliação físico-contábil, o período de elegibilidade da base incremental e o prazo de protocolo desses relatórios conforme disposto neste regulamento. 

**Anexo I: Custo Unitário de cada produto por concessionária** 

|**Empresa**|**Contrato**|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|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
|CEEE-T|055/2001|1.928,00|1.286,00|226,00|1.718,00|42.229,00|<br>28.153,00|162.510,00|<br>311.318,00|
|EDP GOIAS|063/2001|1.928,00|1.286,00|226,00|1.718,00|<br>42.229,00|<br>28.153,00|44.055,00|<br>440.546,00|
|CEMIG-GT|006/1997|1.928,00|9.193,00|226,00|4.897,00|42.229,00|<br>28.153,00|75.566,00|<br>72.907,00|
|CGT ELETROSUL|057/2001|20.670,00|13.780,00|3.507,00|1.718,00|<br>42.229,00|<br>28.153,00|14.870,00|<br>78.856,00|
|CHESF|061/2001|1.928,00|1.286,00|226,00|1.718,00|243.902,00|<br>565.090,00|14.870,00|<br>107.996,00|
|COPEL-GT|060/2001|1.928,00|1.286,00|226,00|1.718,00|<br>42.229,00|<br>28.153,00|46.509,00|<br>465.087,00|
|ELETRONORTE|058/2001|1.928,00|1.286,00|3.414,00|14.190,00|80.966,00|<br>53.978,00|40.062,00|<br>26.708,00|
|FURNAS|062/2001|5.357,00|3.572,00|4.221,00|12.368,00|<br>42.229,00|<br>28.153,00|14.870,00|<br>26.708,00|
|CTEEP|059/2001|26.116,00|17.410,00|226,00|1.718,00|42.229,00|<br>28.153,00|65.428,00|<br>60.529,00|

Referência de preço: junho de 2022.