VOTO. INTERESSADO: Consumidores e concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

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1 VOTO PROCESSO: / INTERESSADO: Consumidores e concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos. RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária SGT. ASSUNTO: Proposta de abertura de Audiência Pública instituída com vistas a obter subsídios e informações adicionais para aprimoramento da minuta de regulamentação do cálculo do custo de capital a ser adicionado à Receita Anual Permitida RAP das concessionárias de transmissão, cujos contratos foram prorrogados nos termos na Lei nº /2013, em consonância com o disposto na Portaria nº 120/2016, emitida pelo Ministério de Minas e Energia MME. I RELATÓRIO 1. A Medida Provisória - MP nº 579/2012, posteriormente convertida na Lei nº , de 11/01/2013, dispôs sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, redução dos encargos setoriais, modicidade tarifária, entre outros. 2. As Portarias MME nº 579, de 31/10/2012, e MME/MF nº 580, de 1º/11/2012, estabeleceram, respectivamente, as receitas iniciais das instalações de transmissão elegíveis à antecipação dos efeitos da prorrogação das concessões, bem como os valores de indenização de parte das instalações de transmissão, especificamente aquelas autorizadas após 2000, denominadas RBNI/RCDM. 3. A Lei nº /2013 alterou o 2º do artigo 15 da MP 579/2012, cuja redação já havia sido proposta pela MP nº 591/2012, a qual estabeleceu que, para as concessionárias que optaram pela prorrogação de suas concessões, seriam reconhecidos os valores relativos aos ativos considerados não depreciados existentes em 31/5/2000 (RBSE/RPC). 4. Em 13/08/2013 foi publicada a Portaria MME nº 267, que atribuiu à ANEEL a realização de estudos para a definição do Valor Novo de Reposição VNR dos ativos não depreciados existentes em 31/05/ Após a realização da Audiência Pública nº 101/2013, foi publicada a REN nº 589, de 10/12/2013, que estabeleceu os critérios para cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR) das instalações de transmissão. 6. A Portaria MME nº 120, de 20/04/2016, definiu que os valores referentes aos ativos previstos no art. 15, 2º, da Lei nº /2013 passariam a compor a Base de Remuneração Regulatória das concessionárias de transmissão de energia elétrica e deu outras providências sobre o cálculo tarifário. 7. Em 16/09/2016, a SGT solicitou as Bases de Remuneração Regulatórias das concessionárias de transmissão prorrogadas, por meio do Memorando nº 333/2016-SGT/ANEEL. 8. O Memorando nº 527/2016-SFF/ANEEL, de 30/09/2016, apresentou os resultados dos laudos de avaliação fiscalizados.

2 9. A Nota Técnica n 336/2016-SGT/ANEEL, de 06 de outubro de 2016, apresentou a proposta de regulamentação para o cálculo da Receita Anual Permitida RAP das concessionárias de transmissão, nos termos da Lei nº /2013 e em consonância com a Portaria MME nº 120/ É o relatório. II FUNDAMENTAÇÃO 11. As instalações de transmissão em operação comercial no ano de 2000 constam da Resolução n 166/2000, sendo suas receitas anuais permitidas homologadas na Resolução n 167/2000. Esse conjunto de ativos e suas receitas correspondentes deram início ao equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão firmados em 2001 entre o Poder Concedente e as concessionárias (não licitadas) detentoras dos ativos de transmissão. As receitas iniciais eram compostas pela soma de duas parcelas: RBSE, que se referia à receita atribuída às instalações da Rede Básica, e RPC, relativa às Demais Instalações de Transmissão. 12. Em 2012, essas instalações não foram incluídas nas indenizações publicadas na Portaria MME/MF nº 580/2012. Tratou-se, à época, apenas do pagamento das indenizações associadas aos reforços autorizados após 2000: instalações de transmissão remuneradas via RBNI (para os reforços na Rede Básica) ou RCDM (para os reforços nas DITs). 13. No entanto, o cálculo do valor residual dos ativos da RBSE/RPC foi posteriormente definido na MP nº 591/2012, pela alteração do artigo 15 da Lei. Para tanto, foram construídos os laudos de avaliação dos ativos em discussão, conforme disposto na REN nº 589/2013, de modo que os valores apurados em sua avaliação irão compor a Base de Remuneração Regulatória BRR das concessionárias de transmissão prorrogadas. Os laudos foram fiscalizados e, em sua maioria, já aprovados pela ANEEL em 2015 e Desse modo, as concessionárias relacionadas na Tabela a seguir, que aceitaram os termos de prorrogação dos contratos de concessão, terão estabelecidas receitas adicionais para remuneração das instalações da RBSE/RPC a partir do processo tarifário de 2017: Concessionária CEEE-GT - Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica CELG G&T - Celg Geração e Transmissão S.A CEMIG-GT - CEMIG Geração e Transmissão S.A CHESF - Companhia Hidro Elétrica do São Francisco COPEL-GT - Copel Geração e Transmissão S.A. CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. ELETROSUL - Eletrosul Centrais Elétricas S.A FURNAS - Furnas Centrais Elétricas S/A. Tabela 1: Contratos de Concessão Prorrogados Contrato de Concessão 1º Termo Aditivo ao Contrato nº 55/2001 Contrato nº 63/2001 Contrato nº 06/1997 1º Termo Aditivo ao Contrato nº 61/2001 3º Termo Aditivo ao Contrato nº 60/2001 5º Termo Aditivo ao Contrato nº 59/2001 Contrato nº 58/2001 Contrato nº 57/2001 1º Termo Aditivo ao Contrato nº 62/2001 Despacho de aprovação do Laudo Despacho nº 1.643/2016 Despacho nº 1.505/2016 Despacho nº 2.181/2016 Despacho nº 2.076/2016 A ser aprovado pela ANEEL Despacho nº 4.036/2015 A ser aprovado pela ANEEL Despacho nº 2.296/2015 Despacho nº 4.042/2015

3 II.1 Cálculo do Custo de Capital 15. A definição do custo de capital a ser incluído na RAP do ciclo 2017/2018 consiste no cálculo das parcelas de remuneração e de depreciação associado à vida útil dos ativos. Para o cálculo foram considerados, principalmente: (i) as Bases de Remuneração Regulatórias apuradas pela ANEEL, conforme Memorando nº 527/2016-SFF/ANEEL, e atualizadas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo IPCA até a data de 1º/06/2017 1,; (ii) a metodologia do custo médio ponderado de capital (WACC), que inclui o efeito dos impostos sobre a renda; e (iii) as taxas médias de depreciação das unidades modulares, que são definidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico MCPSE. 16. Além da receita adicional a partir do processo tarifário de julho de 2017, a Portaria nº 120/2016 reconheceu, ainda, o pagamento do custo de capital correspondente aos ativos (remuneração e depreciação) no período de janeiro de 2013 a junho de 2017, pelo prazo de 8 anos. Essa receita será tratada como uma receita adicional temporária, que se somará a receita anual econômica. 17. Para o cálculo, estabeleceu-se um fluxo de caixa entre janeiro de 2013 e junho de 2017, de modo que fosse considerada a depreciação anual dos ativos ao longo do período. Assim, o valor residual dos ativos ao final de cada ano corresponde à sua base de remuneração líquida, o que permite o cálculo das parcelas anuais de remuneração. Os valores de WACC adotados foram aprovados em dois atos normativos: (i) até 09/06/2013 era vigente o WACC de 7,24%, real depois de impostos, aprovado na REN nº 386, de 15/12/2009; (ii) a partir de 10/06/2013, o Submódulo 9.1 do PRORET aprovou o novo valor de WACC, de 6,64%, real depois de impostos. 18. Ainda, às parcelas de remuneração devem ser adicionadas as parcelas de depreciação, calculadas a partir da base de remuneração bruta (fixa, provisoriamente, nesse período) e as taxas médias de depreciação. Ressalte-se que o cálculo proposto na Nota Técnica nº 336/2016-SGT/ANEEL é provisório e deverá ser refeito na revisão tarifária periódica em 2018, de modo que sejam contemplados todos investimentos realizados, as baixas efetuadas, bem como os ativos totalmente depreciados no período entre 2013 e Ainda, essa informação deverá constar do laudo de avaliação para a revisão periódica e eventuais ajustes serão considerados a partir do ciclo 2018/ Adicionalmente, conforme disposto no 3º do art. 1º da Portaria, ao custo de capital calculado para o período de deverá ser acrescida uma remuneração, dada por uma taxa referencial, em função do tempo decorrido desde a prorrogação dos contratos, em janeiro de 2013, até o efetivo recebimento da receita, que ocorrerá no processo tarifário de Como taxa referencial para remuneração, utilizou-se o custo de capital próprio real, de 10,74%, entre 01/01/2013 e 09/06/2013, e 10,44%, a partir de 10/06/ Finalmente, foi calculada uma anuidade, por concessionária, considerando: (i) o valor total do custo de capital do período 2013/2017, (ii) o WACC vigente, conforme Submódulo 9.1 do PRORET, e (iii) o prazo de 8 anos definido na Portaria nº 120/ A Tabela a seguir apresenta os resultados encontrados para cada concessionária para o custo de capital total apurado entre 2013 e 2017, a anuidade correspondente que será incluída nos próximos 8 anos e, finalmente, as receitas econômicas estimadas para o ciclo 2017/2018, a preços de 1º/06/2017: 1 A atualização foi realizada conforme 2º do art. 1º da Portaria nº 120/2016. A série adotada considera uma previsão do IPCA nos próximos meses até junho de 2017.

4 Concessionária Tabela 2: custo de capital a ser incluído na RAP Custo de capital total do RAP referente ao período 2013/2017 período 2013/2017 RAP (ciclo 2017/2018) CEEE , , ,52 CELG-GT , , ,67 CEMIG-GT , , ,68 CHESF , , ,43 COPEL-GT , , ,06 CTEEP , , ,77 ELETRONORTE , , ,70 ELETROSUL , , ,89 FURNAS , , ,03 TOTAL , , ,73 II.2 Impacto Tarifário 22. O resultado apresentado na Tabela acima foi considerado para a estimativa das novas tarifas de uso dos sistemas de transmissão, bem como dos novos encargos de conexão, o que requer, incialmente, o rateio das referidas receitas entre as diversas instalações que compõem a base das concessionárias de transmissão, estruturada atualmente na forma modular de linhas de transmissão e equipamentos de subestações. Isso torna-se fundamental, já que a sua alocação por módulos afeta sobremaneira o efeito observado nos encargos de transmissão atribuídos aos usuários. 23. Enquanto a receita da Rede Básica é distribuída entre todos os usuários do SIN por meio da Metodologia Nodal, ou seja, o pagamento pelas suas instalações está basicamente associado ao sinal locacional, esse rateio é muito relevante quando se avaliam as instalações de Fronteira ou DITs, cujos encargos são atribuídos apenas aos usuários diretos daqueles equipamentos. A proposta da SGT consolidada na Nota Técnica nº 336/2016- SGT/ANEEL estabelece o rateio pela divisão da receita adicional apurada de forma proporcional ao Valor Novo de Reposição VNR dos módulos da Base de Remuneração, encontrado a partir do Banco de Preços Referenciais da ANEEL 2, excluindo as unidades modulares totalmente depreciadas. 24. Desse modo, o rateio proposto resultou em alterações significativas nas receitas vigentes dos módulos da RBSE/RPC no ciclo atual, estabelecidas pela REH nº 2.098/2016. A maior parte das unidades modulares apresentam variações de até 50% da receita, conforme apresentado na Figura a seguir: 2 Para valoração dos módulos, foram adotados os resultados apresentados nas Notas Técnicas nº 195/2012-SRT/ANEEL, de 21 de novembro de 2012, e 208/2012-SRT/ANEEL, de 30 de novembro de 2012, que apresentaram o rateio das receitas iniciais resultante da prorrogação dos Contratos em 2013.

5 Figura 1: Histograma da variação de receita dos módulos de transmissão. 25. De posse das receitas por módulos, é possível estimar o impacto nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão, em especial a TUSTRB, adotando-se como referência o ciclo , que é imediatamente anterior à prorrogação dos Contratos de Concessão em função da edição da MP nº 579/2012. Assim, considerando que as tarifas do segmento geração estão em sua maioria estabilizadas, verifica-se que o impacto da Portaria nº 120/2016 incide, fortemente, sobre o segmento consumo. A estimativa da TUST média do segmento consumo é 20% superior em relação ao do ciclo Embora esteja abaixo do nível da inflação do período de 33,6%, medido pelo IAT (média ponderada de IGPM e IPCA), destaca-se o expressivo aumento médio de 219% em relação às tarifas homologadas para o ciclo vigente Figura 2: Variação do segmento consumo

6 BILHÕES 26. Além disso, observa-se que os critérios propostos alteraram, de forma significativa, o rateio da RAP a ser arrecadada pelos segmentos nos últimos anos. No ciclo 2012/2013, a arrecadação do segmento consumo situava-se em 50% da receita inicial de partida, o que foi reduzido nos anos seguintes em virtude da MP 579/2012, retornando, nesse momento, ao patamar inicial (ciclo ): Rateio TUST-RB 120% % 20 80% 51,43% 28,84% 30,34% 42,76% 32,74% 29,03% 55,40% 15 60% 10 40% 20% 48,57% 71,16% 69,66% 57,24% 67,26% 70,97% 44,60% 5 0% * ** 0 Geração Carga RAP Figura 3: Rateio da RAP arrecadada via TUST-RB entre segmento consumo e geração 27. Ressalto que, para a estimativa apresentada nas Figuras acima, considerou-se uma proposta de desestabilização das tarifas das centrais de geração cotistas, conforme consta da Nota Técnica nº 336/2016- SGT/ANEEL, considerando que os custos de transmissão dessas usinas são repassados integralmente às suas receitas. Portanto, a motivação da estabilização tarifária preconizada na emissão das Resoluções Normativas nº 267/2007 e 559/2013, que tinha por objetivo a redução dos riscos, com consequente reflexo no preço de venda, não se aplica nesse caso, já que os custos com os encargos de uso dos sistemas de transmissão são totalmente repassados aos valores das cotas de garantia física de energia. 28. Por fim, avaliou-se o impacto na parcela A da TUSD/TE, de forma geral, causado pela recomposição de receita promovida pela Portaria nº 120/2016, conforme valores de efeitos médios sobre a receita total da distribuidora. Tabela 3: Efeitos médios dos custos afetados pela Portaria nº 120/2016. Custos afetados pela Portaria nº 120/2016 Variação Efeito médio TUSD/TE Impacto custo transmissão TUST-RB/TUST-FR e CCT 219% 10,59% TUSD MUST ITAIPU 22% 0,17% TE TRANSPORTE ITAIPU 364% 1,13% TE COTA DE ENERGIA 24% 11,30%* TE *Efeito médio sobre o valor da cota 29. Em linhas gerais, o impacto do custo da transmissão é o mais significativo e impactará a TUSD, percebida por todos os consumidores/usuários do sistema de distribuição. Já a variação dos demais custos

7 indicados na tabela anterior serão percebidos pelos consumidores cativos. No caso da cota de energia, o efeito médio apresentado refere-se ao seu valor, sendo que o impacto para as distribuidoras dependerá da participação das cotas no custo médio de aquisição de energia da distribuidora. III DIREITO 30. Este voto fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e regulatórios: (i) Lei nº /2013; (ii) Portarias MME/MF nº 580/2012, MME nº 267/2013, MME nº 120/2016; (iii) REN nº 589/2013 e (iv) REH nº 2.098/2016. IV DISPOSITIVO 31. Diante do exposto e do que consta no Processo nº / , voto pela instauração de Audiência Pública, mediante intercâmbio documental, no período de 14/10/2016 a 14/11/2016, visando obter subsídios e informações adicionais para aprimoramento da proposta de regulamentação para o cálculo da Receita Anual Permitida RAP das concessionárias de transmissão, nos termos da Lei nº /2013 e em consonância com a Portaria MME nº 120/2016. Brasília, 11 de outubro de REIVE BARROS DOS SANTOS Diretor