S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A. Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL Brasília, 25 de Agosto de 2010

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1 S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL Brasília, 25 de Agosto de 2010 M E T O D O L O G I A E C R I T É R I O S P A R A A P U R A Ç Ã O D E O U T R A S R E C E I T A S T E R C E I R O C I C L O D E R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A D A S C O N C E S S I O N Á R I A S D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A AUDIÊNCIAPÚBLICA Agência Nacional de Energia Elétrica Superintendência de Regulação Econômica SRE SGAN 603 / Módulo J 1º andar CEP: Brasília DF Tel: Fax:

2 índice I. DO OBJETIVO... 1 II. DOS FATOS... 1 III. DA ANÁLISE... 2 III.1 RECEITAS DECORRENTES DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES... 4 III.1.1 Preços/Receita Regulados:... 4 III Ultrapassagem de Demanda... 4 III Excedente de Reativo... 5 III Reserva de Capacidade... 5 III.1.2 Preços/Receita Livremente Negociados:... 6 III Compartilhamento de Infraestrutura... 6 III Sistemas de Comunicação... 6 III Encargos de Conexão... 7 III.2 RECEITAS DECORRENTES DE ATIVIDADES ATÍPICAS... 7 III.2.1 Serviços de Consultoria... 8 III.2.2 Serviços de Operação e Manutenção... 8 III.2.3 Serviços de Comunicação... 8 III.2.4 Serviços de Engenharia... 8 III.2.5 Publicidade... 9 III.2.6 Arrecadação de Convênios... 9 III.2.7 Outros Serviços... 9 IV. DO FUNDAMENTO LEGAL V. DA CONCLUSÃO VI. DA RECOMENDAÇÃO... 11

3 Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL Em 25 de agosto de Processo nº: / Assunto: Metodologia de reversão das outras receitas para aplicação no Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 3CRTP, conforme proposto no Submódulo 2.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET). I. DO OBJETIVO O presente documento tem por objetivo apresentar a metodologia a ser utilizada no 3CRTP para definição do tratamento regulatório de outras receitas, conforme proposto no Submódulo 2.7 do PRORET. II. DOS FATOS 2. Os contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica estabelecem na subcláusula quinta da cláusula primeira, que as concessionárias somente poderão exercer outra atividade empresarial mediante prévia comunicação à ANEEL e desde que as receitas auferidas, que deverão ser contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade das tarifas do serviço de energia elétrica, que será considerada nas revisões (...). Adicionalmente, é previsto na sétima subcláusula da Cláusula Sétima que a revisão tarifária observará, entre outros, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. 3. Neste fito, a Resolução nº 234, de 31 de outubro de 2006, estabeleceu no 2º ciclo de revisões tarifárias das distribuidoras a reversão para a modicidade tarifária de 90% da receita estimada para o Ano- Teste com o compartilhamento de infraestrutura. 4. A mesma Resolução também deu tratamento específico aos serviços cobráveis, ou taxados, por meio da identificação da freqüência de realização das atividades previstas na Resolução nº 457/2000 e a sua multiplicação pelas taxas reais. O resultado foi revertido para a modicidade tarifária na própria Empresa de Referência.

4 Fl. 2 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/ Com vistas ao aprimoramento da metodologia do 3CRTP, foi emitido em 15/09/2009, o Ofício nº SRE/ANEEL solicitando diversos dados às concessionárias de distribuição, entre eles informações relativas às receitas extra-concessão. 6. Adicionalmente, em 14 de julho de 2010, foi encaminhado o Ofício Circular nº 005/2010- SRE/ANEEL, que solicitou, entre outros, preenchimento de tabela consolidada com as receitas não diretamente decorrentes da atividade de distribuição (tarifas), detalhando as atividades em que as receitas são apuradas regularmente e aquelas cujas receitas são esporádicas, porém freqüentes. 7. Os dados encaminhados permitiram identificar receitas advindas de serviços conexos à concessão, bem como decorrentes da própria prestação do serviço de fornecimento de energia elétrica. III. DA ANÁLISE 8. A proposta para reversão das outras receitas para o 3CRTP amplia o número de itens a serem considerados no cálculo da revisão, quando comparado ao 2CRTP. De fato, o compartilhamento de infraestrutura propicia às concessionárias receitas que, de acordo com os próprios contratos, são passíveis de reversão em prol da modicidade tarifária. O mesmo ocorre com os serviços taxados. No entanto, por meio dos dados encaminhados quando da emissão do Ofício nº 351/2009, foi observado que há outros tipos de receitas com natureza e características que se enquadram como receitas extra-concessão. 9. A partir de análise criteriosa desses dados é possível classificar as outras receitas em duas categorias, conforme sua natureza: atividades complementares e atividades atípicas à concessão. Importante ressaltar que, em ambos os casos, se tratam de receitas adicionais ao serviço regulado de distribuição de energia elétrica e que não são consideradas nas receitas anuais de fornecimento, suprimento ou de uso dos sistemas de distribuição quando dos reajustes tarifários. 10. As Atividades complementares são aquelas cujas despesas associadas não são claramente identificadas e já estão cobertas pela receita advinda da atividade regulada. Encontram-se nessa categoria as receitas obtidas com os contratos de compartilhamento de infraestrutura, sistemas de comunicação (PLC), encargos de conexão e reserva de capacidade; e ainda as receitas auferidas a título de ultrapassagem de demanda e excedente de reativos, cuja arrecadação tem o fulcro de incentivar o uso otimizado da rede e o consumo eficiente da energia, sem que haja a efetiva contraprestação de serviço pela concessionária. 11. As Atividades atípicas são atividades desenvolvidas pela própria concessionária e que são estranhas à natureza da concessão, 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 (O&M, consultoria, comunicação, engenharia), cessão de espaço para publicidade, cobrança pela arrecadação de convênios nas faturas de energia, a exemplo da Contribuição de Iluminação Pública CIP, e outros serviços. 12. Impende registrar que serviços taxados não estão listados nas definições, apesar de se enquadrarem em Atividades complementares. Isso porque o tratamento regulatório desses serviços e a forma

5 Fl. 3 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 de reversão para fins de modicidade tarifária já ocorrem na própria Empresa de Referência e, por essa razão, não será alvo de tratamento no contexto específico desta Nota Técnica. 13. A sistemática de apuração das outras receitas se dará com uma avaliação ex-ante, em que se definem os ganhos presumidos do prestador do serviço pela realização das atividades aqui consideradas, bem como os critérios de compartilhamento desses ganhos entre a empresa regulada e os usuários do serviço público de energia elétrica, visando contribuir para a modicidade tarifária. 14. Coerente com os princípios da regulação por incentivos, não cabe ao Regulador avaliar ano a ano todas as receitas adicionais auferidas pela concessionária, estabelecendo posteriormente o montante a ser reconhecido nas tarifas. Ao contrário, deverá ser estabelecido previamente, no momento da revisão tarifária, um valor presumido para as receitas adicionais a serem consideradas anualmente no próximo ciclo tarifário, avaliando, entre outros, o histórico de arrecadação no último ciclo e a sua projeção para o próximo ciclo de revisão. 15. A definição dessa receita presumida deve levar em conta uma análise dos contratos existentes da empresa, bem como uma projeção para o ciclo tarifário seguinte. No entanto, caso o concessionário tenha uma melhor gestão e consiga alcançar níveis de receita maiores que o considerado pelo Regulador, poderá, então, se beneficiar com esses ganhos adicionais ao longo do período tarifário. 16. A receita presumida (RP) será composta pelos custos de prestação do serviço que já estiverem sendo cobertos pela receita do serviço público regulado e pela parcela de ganhos, compartilhada entre o consumidor e a concessionária, ou seja: RP i CC SR LC onde: RP i: Receita Presumida para a atividade i; CC SR: Custo Coberto pelo serviço público regulado; LC: Lucro Compartilhado. 17. Desta forma, para efeito de modicidade tarifária, uma parcela das receitas adicionais obtidas pela concessionária (Receitas de Outras Atividades ROA), conforme será discutido mais adiante, serão deduzidas do valor de custos operacionais calculados no momento da revisão. Portanto, a ROA corresponderá à soma das receitas presumidas de cada serviço, onde esta deve levar em conta uma análise do faturamento de cada empresa. 18. A seguir, são descritos os tratamentos a serem dados a cada uma das atividades consideradas, conforme estabelecido no Submódulo 2.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET).

6 Fl. 4 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 III.1 RECEITAS DECORRENTES DE ATIVIDADES COMPLEMENTARES 19. Visando estabelecer a forma de compartilhamento das receitas decorrentes das atividades complementares com os usuários do serviço público regulado, conforme prevê o Contrato de Concessão, estas serão divididas em: (i) serviços em que o preço/receita é regulado, para os quais não há gestão da empresa sobre os valores arrecadados e; (ii) serviços com preços/receitas livremente negociados, nos quais a empresa pode contribuir ativamente para majoração da receita, conforme segue: III.1.1 Preços/Receita Regulados: 20. Para fins de revisão tarifária das distribuidoras, toda a receita auferida (líquida) com atividades complementares e baseada em preços regulados será destinada à modicidade tarifária, considerando que as despesas incorridas em sua prestação já estão contempladas na receita do serviço de distribuição de energia elétrica. Ademais, não existe, para essas atividades, qualquer incentivo de majoração de receitas, pois se tratam de: (i) cobrança pelo uso ineficiente do sistema de distribuição, nos casos de ultrapassagem de demanda ou excedentes de reativos, ou; (ii) ressarcimento dos custos incorridos para o atendimento temporário quando da interrupção da geração de energia elétrica das usinas de autoprodutor ou produtor independente (reserva de capacidade). Nesses casos, para cada uma das atividades identificadas, o valor a ser considerado na revisão corresponderá à média anual dos valores, atualizados pelo IGPM à data da revisão, arrecadados no último ciclo tarifário. III Ultrapassagem de Demanda 21. A Resolução Normativa nº 456, de 30/11/2000, define a demanda de ultrapassagem como a parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kw). Já a tarifa de ultrapassagem é a tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos. 22. O art. 56 da referida Resolução fixa que o limite mínimo de tolerância é de 5% para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento igual ou superior a 69 kv e 10% para unidade consumidora atendida em tensão de fornecimento inferior a 69 kv. 23. Por fim, a tarifa de ultrapassagem aplicável a unidade consumidora faturada na estrutura tarifária convencional corresponderá a 3 vezes o valor da tarifa normal de fornecimento. 24. Como a ultrapassagem da demanda tem o intuito de punir o consumidor pelo uso não eficiente da rede, a apropriação integral desses valores pela concessionária de distribuição parece não ser o mais apropriado. 25. No entanto, os contratos de concessão prevêem na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima que as receitas oriundas de ultrapassagem não serão consideradas nas receitas anuais de fornecimento quando dos reajustes tarifários. Resta, portanto, o repasse desses valores à modicidade tarifária no momento

7 Fl. 5 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 da revisão das tarifas. A forma de previsão do montante desses valores para o próximo ciclo será o valor obtido da média arrecadada no último ciclo tarifário da empresa. III Excedente de Reativo 26. A Resolução Normativa nº 456, de 30/11/2000 define em seu art. 2º incisos XIV e XX os conceitos de energia reativa e fator de potência, estabelecendo em seus arts. 47 e 49 inciso III a obrigatoriedade de sua cobrança, que deverá se dar através da forma estabelecida no art. 64 e seguintes da mesma Resolução. 27. Apesar de tais montantes não se confundirem com os montantes de ultrapassagem da demanda ativa enquanto grandezas físicas, verifica-se identidade quanto à natureza de sua cobrança do consumidor final. Isto porque se trata de cobrança que visa desestimular o uso não eficiente da rede, sem a contra-prestação de qualquer serviço por parte da empresa concessionária. Por tal razão não é razoável que os montantes arrecadados a esse título sejam apropriados pela concessionária, devendo os mesmos serem revertidos integralmente para a modicidade tarifária. 28. A reversão de tais montantes para a modicidade tarifária deve seguir a metodologia proposta para os montantes referentes à ultrapassagem de demanda, ou seja somente quando da revisão tarifária. A forma de apuração do montante desses valores para o próximo ciclo será o valor obtido da média arrecadada no último ciclo tarifário da empresa. III Reserva de Capacidade 29. De acordo com 1º do Art. 1º da Resolução Normativa nº 371, de 29/12/1999, a Reserva de Capacidade é o montante de uso, em MW, requerido dos sistemas elétricos de transmissão ou de distribuição para suprimento a uma ou mais unidades consumidoras diretamente conectadas à usina de autoprodutor ou de produtor independente de energia, quando da ocorrência de interrupções ou reduções temporárias na geração de energia elétrica da referida usina, adicionalmente ao montante de uso já contratado de forma permanente para atendimento às referidas unidades consumidoras. 30. A Reserva de Capacidade poderá ser contratada por autoprodutor ou produtor independente de energia cuja unidade produtora atenda, total ou parcialmente, consumidor diretamente conectado às suas instalações. A contratação é opcional e tem caráter emergencial, podendo ser realizada para fins de manutenções programadas que exijam a interrupção ou redução na geração de energia elétrica, sendo vedada sua contratação para qualquer outro propósito. 31. A contratação da Reserva de Capacidade é anual, por ponto de conexão, devendo o contrato estabelecer, dentre outros aspectos, o período em que será possível a utilização da mesma. O período de contratação deve coincidir com o período de geração de energia elétrica da usina contratante, seja este sazonal ou pleno. O montante em MW a ser contratado deverá ser limitado ao valor da potência nominal instalada de geração do contratante.

8 Fl. 6 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/ O valor a ser cobrado nos contratos de Reserva de Capacidade é calculado de acordo com o art. 5º da Resolução Normativa nº 371, de 29/12/ A forma de apuração do montante desses valores para o próximo ciclo será o valor obtido da média arrecadada no último ciclo tarifário da empresa. III.1.2 Preços/Receita Livremente Negociados: 34. 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% 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 de distribuição de energia elétrica. Ressalte-se que, para apuração do lucro líquido serão estimadas as despesas decorrentes de cada uma das atividades, calculadas como percentual da receita extra-concessão. 35. Adicionalmente, conforme já mencionado, por se tratar de atividades complementares ao serviço de distribuição, as despesas também serão integralmente revertidas à modicidade tarifária, considerando que estas já foram incluídas na receita da atividade regulada. Nesses casos, para cada uma das atividades identificadas, o valor a ser considerado na revisão corresponderá à média anual dos valores, atualizados pelo IGPM à data da revisão, arrecadados no último ciclo tarifário. III Compartilhamento de Infraestrutura 36. A Resolução ANATEL/ANEEL/ANP nº 001/1999 permitiu aos agentes do setor de energia elétrica e comunicações o compartilhamento de infra-estrutura, de forma a possibilitar a otimização de recursos entre os setores regulados. O regulamento prevê que este ocorra de forma não discriminatória, aplicando-se preços e condições justas, e não afete os parâmetros de qualidade, segurança ou demais obrigações definidas na legislação e Contratos de Concessão vigentes. 37. Os custos dessa atividade estão cobertos pela tarifa regulada do serviço de distribuição, essencialmente a remuneração e custos operacionais dos ativos envolvidos, portanto, é justa sua a destinação à modicidade tarifária. 38. Desta forma, considerando despesas adicionais de 80% da receita líquida, integralmente revertidas à modicidade tarifária, concluímos pelo percentual de 90% a ser deduzida da receita líquida auferida pela concessionária. III Sistemas de Comunicação 39. Os sistemas de comunicação envolvem o uso das instalações de distribuição de energia elétrica como meio de transporte para a comunicação digital ou analógica de sinais. Exemplo típico desse uso foi regulamentado por meio da Resolução nº 375, de 25/08/2009, na qual é definido o sistema PLC (Power Line Communications), que usa a rede elétrica para transporte de sinais de internet, vídeo, entre outros.

9 Fl. 7 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/ A pessoa jurídica que explorar o serviço terá acesso às instalações da distribuidora, mas sua manutenção e gestão constituem-se de obrigações da própria distribuidora. Além disso, os preços das atividades comerciais desenvolvidas com o uso do PLC são livremente negociados entre as partes, assim como ocorre com o compartilhamento de infraestrutura. 41. Para reversão da receita à modicidade tarifária, serão consideradas despesas adicionais de 20% da receita líquida, as quais serão integralmente revertidas, resultando, portanto, no percentual de 60% a ser deduzida da receita líquida auferida pela concessionária. III Encargos de Conexão 42. Os encargos de conexão aos sistemas de transmissão ou de distribuição são de responsabilidade dos usuários e devem cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão, sendo a medição instalada pela concessionária. 43. Os arts. 18 a 20 da Resolução nº 281, de 01/10/1999, trata dos aspectos gerais relativos aos encargos de conexão e seu faturamento. Cabe destacar que não é possível segregar os custos incorridos com a conexão, os quais são objeto da cobrança desse encargo, daqueles já cobertos pela tarifa. Isso porque os investimentos realizados pelo acessante e transferidos à concessionária são contabilizados como obrigações especiais, registrados no ativo imobilizado, ou são incorporados à própria base de remuneração, nos casos em que a própria distribuidora realizou as intervenções necessárias à conexão. 44. Também não há que falar em custos adicionais incorridos com a operação e manutenção, tendo em vista que estão previstos nos custos operacionais da concessionária, portanto, não se configuram como custos adicionais. 45. Desta forma, assumindo despesas adicionais de 80% da receita líquida, integralmente revertidas à modicidade tarifária, o percentual de 90% deverá ser deduzida da receita líquida auferida pela concessionária. III.2 RECEITAS DECORRENTES DE ATIVIDADES ATÍPICAS 46. As atividades atípicas ao serviço de distribuição se distinguem das atividades complementares, pois não existe prévia determinação contratual, regulatória ou legal que imponha a prestação de determinado serviço. São aquelas atividades decorrentes de iniciativa da distribuidora visando explorar oportunidades de mercado por ela identificadas e que só podem ser prestadas com prévia e específica autorização da ANEEL. 47. Adicionalmente, 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% será atribuído à concessionária, com fins de se estimular a eficiência na prestação do

10 Fl. 8 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 serviço, enquanto a outra parcela será destinada aos consumidores do serviço de distribuição de energia elétrica. Para apuração do lucro líquido serão estimadas as despesas decorrentes de cada uma das atividades, calculadas como percentual da receita extra-concessão. 48. Para cada uma das atividades identificadas, o valor a ser considerado na revisão corresponderá à média anual dos valores, atualizados pelo IGPM à data da revisão, arrecadados no último ciclo tarifário. III.2.1 Serviços de Consultoria 49. Os Serviços de Consultoria devem ser compreendidos, para os fins da metodologia aqui proposta, como a prestação de serviços pela concessionária de distribuição a terceiros, que consista na disponibilização de conhecimentos técnicos por ela detidos, inclusive quando envolver a alocação de mão de obra nas instalações de terceiros, sejam integrantes do mesmo grupo econômico ou não. 50. Para apuração do lucro líquido serão consideradas despesas adicionais de 40% da receita líquida. Desta forma, aplicando-se a metodologia proposta, que destina 50% do lucro líquido à modicidade tarifária, o percentual de 30% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária. III.2.2 Serviços de Operação e Manutenção 51. Essas atividades se caracterizam pela realização de atividades associadas à administração, operação e manutenção de instalações de propriedade de terceiros. 52. Para apuração do lucro líquido serão consideradas despesas adicionais de 80% da receita líquida. Desta forma, aplicando-se a metodologia proposta, que destina 50% do lucro líquido à modicidade tarifária, o percentual de 10% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária. III.2.3 Serviços de Comunicação 53. Caracterizam-se pela prestação de serviços de comunicação a terceiros utilizando-se os sistemas de propriedade da concessionária de distribuição. Estas atividades diferem-se dos Sistemas de Comunicações, pois, neste último há apenas a disponibilização das instalações da concessionária com fins de meio de transporte. Assim, o objeto das atividades aqui relacionadas é a comercialização por parte da empresa de serviços associados à comunicação de dados. 54. Para apuração do lucro líquido serão consideradas despesas adicionais de 20% da receita líquida. Desta forma, aplicando-se a metodologia proposta, que destina 50% do lucro líquido à modicidade tarifária, o percentual de 40% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária. III.2.4 Serviços de Engenharia 55. Os Serviços de Engenharia considerados para os fins da metodologia aqui proposta consistem na prestação de serviços técnicos e de engenharia pela concessionária de distribuição, inclusive

11 Fl. 9 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 quando envolver a venda de equipamentos e realização de obras civis, a terceiros na qualidade de consumidores finais dos serviços. Essa caracterização se aplica mesmo quando consistam em obras imprescindíveis ao fornecimento de energia elétrica ao consumidor, desde que caracterizada a responsabilidade deste pelas obras. 56. Para apuração do lucro líquido serão consideradas despesas adicionais de 80% da receita líquida. Desta forma, aplicando-se a metodologia proposta, que destina 50% do lucro líquido à modicidade tarifária, o percentual de 10% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária. III.2.5 Publicidade 57. O art. 84 da Resolução nº 456/2000 permite a veiculação de propagandas comerciais, desde que não interfiram nas informações obrigatórias, vedadas, em qualquer hipótese, mensagens políticopartidárias. 58. Para apuração do lucro líquido não serão consideradas despesas adicionais para prestação do serviço. Portanto, o percentual de 50% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária, para fins de modicidade tarifária. III.2.6 Arrecadação de Convênios 59. No mesmo art. 84 da Resolução nº 456/2000, o parágrafo único dispõe que também é facultado incluir a cobrança de outros serviços, de forma discriminada, após autorização do consumidor. 60. Para apuração do lucro líquido não serão consideradas despesas adicionais para prestação do serviço. Portanto, o percentual de 50% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária, para fins de modicidade tarifária. III.2.7 Outros Serviços 61. Também são consideradas nesta metodologia as receitas auferidas pela distribuidora pela prestação de Outros Serviços a terceiros, desde que: (i) envolvam a utilização de ativos vinculados à concessão ou mão de obra de seus funcionários, (ii) seja prestada a terceiros, mesmo que integrantes do mesmo grupo econômico, (iii) consista em atividade prestada de maneira voluntária, que não decorra de qualquer imposição legal, regulamentar ou contratual e (iv) seja prestada com o intuito de lucro ou vantagem econômica, mesmo que indireta. 62. Para apuração do lucro líquido serão consideradas despesas adicionais de 80% da receita líquida. Portanto, o percentual de 10% será deduzido da receita líquida auferida pela concessionária, para fins de modicidade tarifária.

12 Fl. 10 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 63. A legislação presente nesta Nota Técnica inclui: Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, Lei nº 9.648, 27 de maio de 1998, Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, -Resolução Normativa nº 281, de 01 de outubro de 1999; Resolução Normativa nº 371, de 29 de dezembro 1999, Resolução Normativa nº 456, de 29 de novembro de 2000, Resolução Normativa nº 375, de 25 de agosto de V. DA CONCLUSÃO 64. Considerando a diversidade de receitas advindas da prestação de serviços de distribuição, é desejável que o universo de atividades extra-concessão seja ampliado no 3º ciclo para fins de reversão à modicidade tarifária. 65. O correto tratamento das atividades descritas pode contribuir para uma regulação mais eficaz e que mensure adequadamente os interesses de concessionárias e consumidores, possibilitando dessa forma o desenvolvimento dos mercados de energia elétrica com tarifas que beneficiam a sociedade como um todo. 66. Conclui-se, portanto, que a sistemática de reversão de outras receitas proposta é adequada para o propósito da modicidade tarifária e preservação do equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias, cumprindo com o previsto nos próprios contratos de concessão.

13 Fl. 11 da Nota Técnica nº 266/2010-SRE/ANEEL, de 25/08/2010 VI. DA RECOMENDAÇÃO 67. Ante o exposto, recomenda-se que a proposta apresentada nesta Nota Técnica seja colocada em Audiência Pública para discussão com os agentes e a sociedade com vistas ao aprimoramento da metodologia de reversão de outras receitas a ser aplicada no Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES Especialista em Regulação Matrícula: DANIEL CARDOSO DANNA Especialista em Regulação Matrícula: ÉRIKA BRAGA LOURENÇATTO Analista Administrativo Matrícula: MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL Especialista em Regulação Matrícula: MAURICIO LOPES TAVARES Especialista em Regulação Matrícula: De acordo: DAVI ANTUNES LIMA Superintendente de Regulação Econômica