RESOLUÇÃO NORMATIVA 386 (DO-U 21-12-2009)
(Revogado pela Resolução Normativa n° 897, de
17/11/2020, a partir de 01/12/2020)
Estabelece os conceitos gerais, as
metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização do Segundo Ciclo de
Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço público de
transmissão de energia elétrica.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE
ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com
deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 29 da Lei nº 8.987,
de 13 de fevereiro de 1995, no art. 14, inciso IV, e art. 15, inciso IV, da Lei
nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no art. 4º, inciso X, Anexo I, do Decreto
nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, o que consta do Processo nº
48500.006551/2008-38, e considerando que:
os contratos de concessão do serviço
público de transmissão de energia elétrica estabelecem as receitas anuais
permitidas e os respectivos mecanismos de alteração: reajuste tarifário anual,
revisão tarifária extraordinária e revisão tarifária periódica;
a revisão tarifária periódica
compreende o reposicionamento da Receita Anual Permitida com o objetivo de
promover a eficiência e a modicidade tarifária; e as contribuições recebidas de
diversos agentes e setores da sociedade, no período de 18 de dezembro de 2008 a
11 de fevereiro de 2009 e de 07 de agosto de 2009 a 23 de setembro de 2009, por
ocasião da Audiência Pública nº 068/2008, com sessão presencial realizada no
dia 12 de fevereiro de 2009, contribuíram para o aperfeiçoamento deste ato
regulamentar, e seus resultados foram consolidados nas Notas Técnicas n°
394/2009-SRE/ANEEL, n° 395/2009-SRE/ANEEL e n° 396/2009-SRE/ANEEL de 1º de
dezembro de 2009, resolve:
Art. 1º Estabelecer os conceitos
gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos para realização do
Segundo Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das concessionárias de serviço
público de transmissão de energia elétrica.
Parágrafo único. O disposto nesta
Resolução Normativa aplica-se às concessionárias de serviço público de
transmissão cujo contrato de concessão tenha sido prorrogado nos termos dos
arts. 17 e 19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, e às concessionárias de
transmissão cujas outorgas da concessão tenham sido precedidas de licitação e
que tiveram instalações de transmissão autorizadas por Resolução específica,
respeitando-se o disposto nos contratos de concessão.
DAS DEFINIÇÕES
Art. 2º Para fins e efeitos desta
Resolução Normativa são adotados os conceitos a seguir:
I - Revisão Tarifária Periódica:
revisão ordinária, prevista nos contratos de concessão, a ser realizada
considerando-se os níveis de custos e investimentos praticados por
concessionárias similares, no contexto nacional e internacional, com o objetivo
de promover a eficiência e a modicidade tarifária;
II - Reposicionamento Tarifário:
redefinição do valor da Receita Anual Permitida em nível compatível com o
equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão;
III - Receita Anual Permitida (RAP):
receita anual a que a concessionária tem direito pela prestação do serviço
público de transmissão, aos usuários, a partir da entrada em operação comercial
das instalações de transmissão;
IV - Receita Requerida: RAP resultante
do processo de revisão tarifária, compatível com a cobertura de custos
operacionais eficientes e com um retorno adequado para o capital prudentemente
investido, com referência de preços na data definida no contrato de concessão
para a revisão tarifária de cada concessionária;
V - Receita Vigente: RAP do ano
anterior à data da revisão;
VI - Base de Remuneração: investimentos
prudentes, avaliados a preços de mercado, requeridos pela concessionária para
prestar o serviço público de transmissão de acordo com as condições
estabelecidas no contrato de concessão, em particular os níveis de qualidade
exigidos;
VII - Remuneração de Capital:
remuneração dos investimentos prudentes realizados pela concessionária;
VIII - Quota de Reintegração
Regulatória: quota que considera a depreciação e a amortização dos
investimentos realizados, visando recompor os ativos afetos à prestação do
serviço ao longo de sua vida útil;
IX - Outras Receitas: receitas que não
decorrem exclusivamente das tarifas, mas que mantêm relação, mesmo que
indireta, com o serviço público prestado ou com os bens afetos à sua prestação;
X - RBSE: parcela da RAP correspondente
às instalações componentes da Rede Básica, definidas no Anexo da Resolução nº
166, de 31 de maio de 2000;
XI - RBNI: parcela da RAP
correspondente às novas instalações componentes da Rede Básica autorizadas e
com receitas estabelecidas por resolução específica após a publicação da
Resolução nº 166/2000;
XII - RPC: parcela da RAP
correspondente às instalações classificadas como Demais Instalações de
Transmissão - DIT, definidas no Anexo da Resolução nº 166/2000;
XIII - RCDM: parcela da RAP
correspondente às novas DIT autorizadas e com receitas estabelecidas por
Resolução específica após a publicação da Resolução nº 166/2000, ou aquelas
contratadas nos termos das Resoluções nos 489, de 29 de agosto de 2002, e 158,
de 23 de maio de 2005;
XIV - Parcela de Ajuste - PA: parcela
de receita decorrente da aplicação de mecanismo previsto em contrato, utilizado
nos reajustes anuais periódicos, que é adicionada ou subtraída à RAP, de modo a
compensar excesso ou déficit de arrecadação no período anterior ao reajuste.
DO CÁLCULO DA REVISÃO TARIFÁRIA
PERIÓDICA
Art. 3º A revisão tarifária periódica
das concessionárias de serviço público de transmissão será compreendida pelo
cálculo do reposicionamento tarifário - RT, definido conforme fórmula a seguir:
RT = Receita Requerida - Outras
Receitas Receita Vigente
§ 1º A Receita Requerida será obtida
mediante a soma das parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM reposicionadas, conforme o
caso, de modo a considerar os custos operacionais eficientes, a remuneração dos
investimentos prudentes e a quota de reintegração regulatória.
§ 2º A Receita Vigente será obtida pela
soma das parcelas RBSE, RPC, RBNI e RCDM.
§ 3º As parcelas RBSE e RPC, nos termos
dos contratos de concessão, não estarão sujeitas à revisão tarifária.
§ 4º O disposto no parágrafo anterior
não se aplica às concessionárias: Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG,
Castelo Energética S/A e AFLUENTE Geração e Transmissão de Energia Elétrica,
para as quais a revisão tarifária periódica será realizada sobre toda a base de
ativos.
Art. 4º A Receita Anual Permitida - RAP
da concessionária será composta de acordo com a fórmula a seguir:
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DAS METODOLOGIAS
Art. 5º Para o cálculo do
reposicionamento tarifário de que trata o art. 3° desta Resolução, serão
utilizadas as metodologias descritas nos Anexos a seguir:
I - Anexo I: Determinação da Base de
Remuneração Regulatória para RBNI;
II - Anexo II: Determinação da Base de
Remuneração Regulatória para base completa (RBSE e RBNI);
III - Anexo III: Custos operacionais
eficientes;
IV - Anexo IV: Estrutura ótima de
capital, de 63,55% de participação de capital de terceiros, e taxa de
remuneração do capital, com valor real de 7,24% depois de impostos; e
V - Anexo V: Outras receitas.
DAS DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 6º O resultado do reposicionamento
tarifário de que trata o art. 3º terá seus efeitos a partir de 01 de julho de
2009, exceto para a concessionária AFLUENTE e para aquelas cuja outorga da
concessão tenha sido precedida de licitação e que tiveram instalações de
transmissão autorizadas por Resolução específica, para as quais a data de
revisão será 01 de julho de 2010.
Parágrafo único. A partir da publicação
da Resolução Homologatória do resultado da revisão tarifária de cada
concessionária de transmissão, serão revogadas as Resoluções Autorizativas que
fixaram parcelas adicionais de RAP para as instalações de transmissão que
tenham sido objeto da presente revisão tarifária.
Art. 7º Esta Resolução entra em vigor
na data de sua publicação.
Nelson José Hubner Moreira
ANEXO I
Dispõe sobre a metodologia e os
critérios gerais para definição da base de remuneração referente à parcela
RBNI, visando à revisão tarifária periódica das concessionárias de transmissão
de energia elétrica, conforme estabelecido no inciso I do art. 5º desta
Resolução.
METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – RBNI
I – LEVANTAMENTO DA BASE DE ATIVOS
1. O conceito chave para avaliação da base de remuneração é refletir
apenas os investimentos prudentes na definição das tarifas dos consumidores, ou
seja, aqueles requeridos para que a concessionária possa prestar o serviço de
transmissão de acordo com as condições estabelecidas no contrato de concessão,
em particular com relação aos níveis de qualidade exigidos. Para o montante de
investimento a ser remunerado – base de remuneração – considera-se o valor dos
ativos que estão efetivamente prestando o serviço para o consumidor, a partir
dos referenciais construídos pela ANEEL.
2. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão
do serviço público de transmissão de energia elétrica que são objeto de
revisão, visando à definição da base de remuneração no segundo ciclo da revisão
tarifária periódica, serão adotados, nesta seqüência, os seguintes
procedimentos:
a) a base de remuneração referente à RBNI aprovada no primeiro ciclo de
revisão tarifária não será reavaliada (será “blindada”);
b) serão expurgadas da base blindada as baixas ocorridas entre as
datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária;
c) após a exclusão dessas baixas, os valores remanescentes de cada bem
da base blindada serão atualizados pela variação do IGP-M;
d) as inclusões entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de
revisão tarifária, desde que ainda em operação, serão avaliadas utilizando-se a
metodologia definida nesta Resolução;
e) os valores finais da avaliação serão obtidos somando-se os valores
atualizados da base de remuneração (item c) com os valores das inclusões
ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária
(item d);
3. Para efeito de apuração da base de remuneração, serão considerados
apenas os ativos vinculados à prestação do serviço de transmissão de energia
elétrica.
4. Para a composição do levantamento físico das instalações referentes
às linhas de transmissão e subestações, será utilizada a estrutura modular,
agrupando-se as instalações nas Unidades Modulares (UM), conforme descrito a
seguir.
UNIDADES MODULARES
Unidades Modulares de Linhas de
Transmissão:
5. Para as linhas de transmissão, as unidades modulares são compostas em
função de quilômetro de linha, caracterizadas pelo tipo de corrente, classe de
tensão, tipo de circuito, estruturas, fundações, cabo condutor e cabo
pára-raio, conforme a Tabela I.1:
Unidades Modulares de
Subestações:
6. A Subestação é composta a partir do somatório de todos os módulos
necessários à sua operacionalidade, tais como: entrada de linha, conexões de transformador
e reator e interligação de barramento. Para fins de composição dos módulos, as
subestações são caracterizadas segundo os seguintes parâmetros: Nível de
Tensão, Arranjo Físico e Porte, conforme a Tabela I.2:
7. Independentemente das classes de tensão e dos arranjos, as unidades
modulares consideradas são de três tipos: Módulo Geral, Módulo de Manobra e
Módulo de Equipamento, descritas conforme a Tabela I.3:
II – MÉTODO DE VALORAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
8. Para a valoração da base de remuneração adota-se o Método do Custo de
Reposição, com equipamentos avaliados a preços de mercado.
9. O Custo de Referência ANEEL busca refletir os custos médios
eficientes de aquisição e instalação dos diversos equipamentos. É estruturado
na forma modular de linhas de transmissão e equipamentos de subestações e
corresponderá ao valor médio de reposição de um bem em condições eficientes.
Incorpora os custos diretos relacionados aos equipamentos principais e
materiais acessórios, montagem, obras civis, peças sobressalentes, seguros,
transporte e impostos não recuperáveis. Também são contemplados os custos
indiretos de projeto, gerenciamento, entre outros, além dos juros sobre obra em
andamento (JOA) regulatórios, capitalizados no prazo médio normal de
construção.
10. De forma a refletir na valoração da base de remuneração das novas
instalações apenas os investimentos prudentes, a ANEEL deverá considerar as
condições de compra e logística da concessionária para todas as obras onde se
dispõe de contratos de empreitada com preço global (turnkey), adotando-se uma
faixa de tolerância entre 80% e 120% do Custo de Referência ANEEL, dentro da
qual uma instalação de transmissão valorada pelo preço da concessionária poderá
ser aceita, de forma a representar efetivamente o investimento realizado. Para
comparação dos contratos com preço global e o Custo de Referência ANEEL deverão
ser adicionados aos primeiros o JOA regulatório e os custos adicionais
relativos à fiscalização, supervisão, custos ambientais, comissionamento,
terrenos e servidões administrativas. Condições específicas que reflitam um
custo justificadamente maior que o Custo de Referência ANEEL serão analisadas
por parte da ANEEL.
11. Os juros sobre obras em andamento são definidos regulatoriamente e
calculados considerando-se o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC
– Weighted Average Cost of Capital) após impostos, e aplicando-se a
fórmula abaixo, de acordo com as seguintes considerações:
- prazos médios de construção: 15 meses para Subestações e 21 meses para
Linhas de Transmissão;
- fluxo financeiro: considerou-se um desembolso de 40% do total da obra
distribuído linearmente ao longo dos primeiros 2/3 do prazo médio de construção
e 60% do total da obra distribuído ao longo do restante do prazo considerado.
O desembolso mensal será assim definido:
III – CÁLCULO DO CUSTO ANUAL DOS ATIVOS ELÉTRICOS
12. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital
(depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade). No caso de novas
instalações (RBNI ou RCDM), a remuneração do capital será dada por meio de uma
anuidade atribuída ao ativo, ou unidade modular, durante toda sua vida útil.
Para isso, calcula-se o Custo Anual dos Ativos Elétricos (CAAE) mediante
o cálculo dessa anuidade, que levará em consideração o total de capital, a taxa
de retorno e a taxa média de depreciação regulatória, através da seguinte
expressão:
13. Para efeito do cálculo da taxa média de depreciação regulatória das
unidades modulares, utiliza-se a taxa anual média de depreciação ponderada pelo
custo relativo (TMDC) e os valores individuais das taxas de depreciação dos
componentes da unidade modular, obedecendo-se as taxas anuais de depreciação
dos principais equipamentos de transmissão de energia elétrica, conforme
estabelecido no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE),
aprovado pela Resolução Normativa nº 367, de 02 de junho de 2009. Portanto,
calcula-se a TMDC através da fórmula abaixo:
ANEXO II
Dispõe sobre a metodologia e os
critérios gerais para definição da base de remuneração referente às parcelas
RBSE e RBNI, visando à revisão tarifária periódica das concessionárias de
transmissão de energia elétrica, conforme estabelecido no inciso II do art. 5º
desta Resolução.
METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – RBSE
E RBNI
1. CRITÉRIOS GERAIS
1.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
2. A base de remuneração é composta pelos valores dos seguintes itens:
a) ativo imobilizado em serviço (Rede Básica, Demais Instalações de
Transmissão e Administração), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme o
caso);
b) almoxarifado de operação;
c) ativo diferido;
d) obrigações especiais.
1.2. METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO
3. Para valoração do conjunto de ativos imobilizados em serviço é
utilizada a metodologia do custo de reposição, considerando o valor novo do
ativo como base para determinação do seu valor de mercado em uso. São
considerados os seguintes grupos de contas de ativos da concessionária:
I – intangíveis;
II – terrenos;
III – edificações, obras civis e benfeitorias;
IV – máquinas e equipamentos;
V – veículos; e
VI – móveis e utensílios.
4. Também serão considerados na valoração, utilizando o mesmo critério
citado no item anterior, os ativos imobilizados do almoxarifado de operações,
registrados no grupo de conta Estoque – 112.71 (melhor discriminados no item
123 deste Anexo).
5. Para efeito de apuração da base de remuneração são considerados
apenas os ativos imobilizados vinculados à concessão e classificados nas
atividades de transmissão e administração.
6. Para os ativos vinculados aos grupos de contas relativos a
Intangíveis, Veículos, Móveis e Utensílios, é admitida a avaliação pelo método
expedito, a partir da atualização dos valores históricos contábeis, desde que
seja verificado, mediante a inspeção física por amostragem aleatória, que não
existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e
os ativos constantes nos controles de engenharia e patrimonial da
concessionária.
7. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada
pela ANEEL, contratada pela concessionária, a qual produzirá um laudo técnico
que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A
concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial,
por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive
banco de preços.
8. Os valores resultantes do processo de avaliação poderão sofrer
ajustes, pela fiscalização da ANEEL, que poderá utilizar-se da comparação de
ativos entre concessionárias para definir novos valores a serem considerados
para a formação da base de remuneração.
9. O laudo de avaliação deve ser classificado como de uso restrito,
estando sujeito às disposições normativas e nomenclaturas específicas desta
Resolução.
10. A utilização de laudo de uso restrito deve-se ao fato de que a
metodologia, critérios e procedimentos estabelecidos para avaliação dos bens e
instalações de propriedade das concessionárias do serviço público de
transmissão de energia elétrica, para determinação da base de remuneração e
conseqüente reposicionamento tarifário, têm característica própria, por
tratar-se de serviço público de transmissão de energia elétrica, portanto,
passíveis de reversão à União.
11. Não procedendo a concessionária à avaliação dos ativos e ao
encaminhamento das informações, nos termos definidos nesta Resolução e no prazo
estabelecido pela ANEEL, ou caso o laudo de avaliação apresentado pela
concessionária não seja aprovado pela ANEEL, em virtude de qualidade técnica
insuficiente ou não-conformidades apontadas na fiscalização, caberá a esta
arbitrar a base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso,
não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em apresentar o laudo
posteriormente.
1.3. DEPRECIAÇÃO
12. Para a determinação do valor de mercado em uso deve ser utilizado
somente o Método da Linha Reta1 para a depreciação, considerando-se
obrigatoriamente o percentual de depreciação acumulada, registrada na contabilidade
para cada bem do ativo considerado. Em nenhuma hipótese os critérios e
procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais de
depreciação acumulada de cada bem registrados na contabilidade podem ser
modificados. Não se admite a utilização de quaisquer outros critérios de
depreciação. As situações relativas a 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.
13. 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.
14. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo
percentual de depreciação acumulada registrada na contabilidade, fica vedada
qualquer tipo de equalização que leve em consideração percentuais acumulados de
depreciação registrados na contabilidade por conta ou grupo de contas
contábeis.
1 “Método da Linha Reta”: consiste basicamente 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 anual.
1.4. MANUTENÇÃO DA BASE
15. A base de remuneração gerada é regulatória e deve ser mantido um
controle suplementar, em paralelo, com os registros contábeis do controle
patrimonial do ativo imobilizado em serviço. Essa base regulatória deverá ser
mantida atualizada, contemplando todas as movimentações (adições e baixas)
ocorridas nos registros constantes dos livros contábeis (razão e diário),
aguardando orientação da ANEEL quanto aos procedimentos para registro
definitivo da avaliação do Ativo Imobilizado em Serviço – AIS e seus efeitos
nas Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações
Especiais).
1.5. ATUALIZAÇÃO DE VALORES
16. Para atualização e/ou retroação dos valores apurados na avaliação
devem ser utilizados:
para edificações, o Índice Nacional de Construção Civil – INCC, coluna
35, apurado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV; para máquinas e equipamentos,
os índices Indústria de Transformação – Material Elétrico – Motores e
Geradores, coluna 40 (transformador de força, incluindo de distribuição, de
aterramento e de serviços auxiliares), e Indústria de Transformação – Material
Elétrico – Outros, coluna 41 (para os demais bens pertencentes a linhas de
transmissão, medidores, e equipamentos de subestação), apurados pela FGV e, na
ausência destes (coluna 40 e 41), o índice Indústria de Transformação –
Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos, coluna 34, apurado pela FGV; para
terrenos, servidões, móveis e utensílios e veículos, o Índice de Preços ao
Consumidor Amplo – IPCA, apurado pelo IBGE.
17. Observa-se, entretanto, que os índices das colunas 40 e 41, onde
aplicáveis, devem ser utilizados para valores até o mês de dezembro de 2008 e,
a partir de janeiro de 2009, deve ser utilizado para atualizações e/ou
retroações o índice da coluna 34, apurado pela FGV.
1.6. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO NO SEGUNDO CICLO DE
REVISÃO TARIFÁRIA
18. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à
concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica, visando à
definição da base de remuneração no segundo ciclo da revisão tarifária
periódica, devem ser adotados, nesta seqüência, os seguintes procedimentos:
a) a base de remuneração aprovada no primeiro ciclo de revisão tarifária
deve ser “blindada”. Entende-se como base blindada os valores do laudo de avaliação
ajustados, as movimentações incluídas (adições, baixas, depreciação e
obrigações especiais) e a respectiva atualização, aprovados no primeiro ciclo.
b) devem ser expurgadas da base blindada as baixas ocorridas entre as
datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária;
c) após a exclusão dessas baixas, ano a ano, os valores remanescentes de
cada bem da base blindada devem ser atualizados pela variação do IGP-M;
d) o valor monetário referente às Obrigações Especiais da base blindada
será obtido atualizando-se o valor aprovado no primeiro ciclo de revisão
tarifária pela variação do IGP-M. Nenhum valor deverá ser deduzido das
Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na base blindada;
e) deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada
ocorrida entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária,
obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada;
f) as inclusões entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de
revisão tarifária, desde que ainda em operação, são avaliadas utilizando-se a
metodologia definida nesta Resolução;
g) os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados
da base de remuneração (item e) com os valores das inclusões ocorridas entre as
datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária (item f);
h) considera-se na data-base do laudo de avaliação as movimentações
(adições, baixas e depreciação) da base blindada e base incremental ocorridas
até o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do segundo
ciclo. Adiciona-se ao laudo de avaliação, após a sua data-base, as
movimentações (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) ocorridas
em data anterior à revisão tarifária do segundo ciclo. Para tanto, serão
consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e
unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal
Padronizado - BMP, conforme planilha modelo disponibilizada pela ANEEL. Será
considerada, ainda, a depreciação acumulada até o último mês contábil fechado,
bem como haverá atualização da base de remuneração até o mês anterior a data de
revisão tarifária do segundo ciclo.
i) os aperfeiçoamentos propostos nesta Resolução não se aplicam à base
de remuneração validada no primeiro ciclo. À exceção das baixas, depreciação e
atualização monetária, ficam blindados os valores validados no primeiro ciclo
de revisão tarifária. Incluem-se nessas exceções as apurações dos valores para
as contas de Almoxarifado de Operações.
19. Os procedimentos acima não se aplicam em particular para as empresas
que terão sua primeira revisão tarifária sobre toda a base de ativos neste
ciclo. Nesse caso, os critérios para avaliação de ativos da base incremental
serão aplicados para toda a base de ativos sob avaliação.
1.7. CREDENCIAMENTO DE EMPRESAS AVALIADORAS
20. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada
pela ANEEL, nos termos do Anexo IV da Resolução Normativa nº 234, de 31 de
outubro de 2006, bem como por regulamentos complementares, devendo ser
contratada pela concessionária, e estará sujeita à fiscalização da Agência.
2. DIRETRIZES PARA APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO
2.1. ATIVO IMOBILIZADO EM SERVIÇO
21. Os grupos de contas de ativos relativos a Intangíveis; Terrenos;
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; Máquinas e Equipamentos; Veículos e
Móveis e Utensílios, abaixo relacionados na Tabela 1, vinculados ao serviço
público de transmissão de energia elétrica, referentes às atividades de
Transmissão e Administração, são objeto de avaliação, com vistas à composição
da base de remuneração das concessionárias.
22. Dentro dos grupos de contas listadas na Tabela 1, são objetos de
avaliação todos os bens e instalações relacionados a Tipos de Unidades de
Cadastro componentes de Tipos de Instalações registrados em Ordens de
Imobilizações referentes a serviços de Transmissão e à Administração, definidos
no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, instituído pela
Resolução Normativa n°. 367, de 26/06/2009. Os aludidos Tipos de
Instalações estão relacionados nas tabelas abaixo:
23. Os Tipos de Instalação que se referem a Linhas (de Transmissão na
Rede Básica e de Distribuição) constituem o conjunto de equipamentos,
estruturas e condutores elétricos aéreos, subterrâneos ou submersos, utilizados
para a transmissão da energia elétrica, operando em tensões iguais ou maiores
que 230 kV ou aqueles utilizados com função exclusiva de interligação de
subestações ou circuitos, operando em tensões menores que 230 kV (DITs – demais
instalações de transmissão).
24. Os Tipos de Instalação que se referem a Subestações constituem o
conjunto de bens, instalações e serviços de infra-estrutura geral, dos módulos
construtivos de equipamentos gerais e de manobra da subestação (Infra-estrutura
geral, Entrada e Saída de linha, Interligação de barramento, Conexão de
Transformador, Conexão de Reatores, Conexão de Capacitores, etc.).
2.2. LEVANTAMENTO E DESCRIÇÃO DOS BENS E INSTALAÇÕES
25. Os levantamentos e descrições dos bens e instalações que compõem a
outorga de transmissão devem conter as informações de registro do controle
patrimonial, conforme estabelecido nas Instruções de Cadastro Patrimonial, item
7 do MCPSE, e outras características que os identifiquem univocamente,
possibilitando sua clara identificação e adequada valoração. Os bens e
instalações devem ser classificados por Contrato de Concessão, Ordem de
Investimento – ODI, e por Tipo de Instalação, observando a codificação padrão
do MCPSE (Instruções 6.2 do MCPSE).
26. Todos os ativos imobilizados relacionados a subestações, terrenos,
edificações e benfeitorias, devem ser obrigatoriamente inspecionados e
avaliados. Os ativos relacionados a linhas serão inspecionados por critério
amostral, com unidades de amostragem definidas e elencadas pela ANEEL.
27. O inventário físico, produto do levantamento de campo específico
para a avaliação dos bens e instalações, deve observar no mínimo, as
características específicas para Subestações e Linhas de Transmissão abaixo
relacionadas:
I- Subestações
a) Indicar nome da Subestação, tipo (aberta, abrigada - inclusive SF6,
blindada ou móvel) e tensão de operação.
b) Todos os equipamentos relacionados com as subestações devem ser
levantados em campo, para análise de sua operacionalidade e identificação de
suas características técnicas, de forma unívoca.
c) Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para
fins de fiscalização, por “Centros Modulares - CM”, levando-se em consideração
o arranjo operativo e a posição seqüencial operativa. Para tanto devem ser
observadas como referência, os anexos da Resolução Homologatória ANEEL
n° 758/2009 e a instrução 6.7.2 do MCPSE.
II- Linhas de Transmissão2
a) Os controles da concessionária no que se refere às instalações
existentes de linhas de transmissão deverão ser validados com base em
levantamentos de campo das estruturas e equipamentos das linhas selecionadas
pela ANEEL para vistoria.
b) Indicar, para cada Linha de Transmissão e suas derivações que
realizem mesma função, o nome do trecho, a extensão e a tensão (classe de
tensão).
28. Para a realização dos trabalhos de inventário em campo devem ser
tomadas as seguintes providências:
a) vistoriar todas as subestações, seus equipamentos e instalações, bem
como todos os terrenos, edificações e benfeitorias;
b) vistoriar as linhas de transmissão selecionadas pela ANEEL,
tomando-se por base os controles da engenharia em Sistemas de Informação
Geográficas - SIG (Georeferenciamento), por meio de mapas geo-referenciados
atualizados, elaborados em quadrículas de 40 km x 40 km e totalizados por
quadrícula e por Ordem de Imobilização (cada Subestação ou cada LT com suas
respectivas derivações);
c) registrar e informar no laudo de avaliação, para cada Linha
selecionada pela ANEEL para vistoria, os qualitativos e quantitativos finais,
indicando as diferenças encontradas, bem como os cálculos realizados para o
processo de validação dos controles da concessionária;
d) verificar se as diferenças encontradas ficaram dentro dos limites
pré-estabelecidos pela ANEEL, observando o seguinte critério: se as diferenças
encontradas no total de linhas de transmissão vistoriadas ficarem dentro dos
limites pré-estabelecidos, podem ser validados os controles da engenharia da
concessionária referentes às instalações de linhas de transmissão não
vistoriadas. Caso essas diferenças ficarem fora dos limites pré-estabelecidos,
a vistoria e o levantamento de campo devem ser estendidos a todas as linhas de
transmissão pertencentes à concessionária (universo de todas as ODI Linhas de
Transmissão).
e) manter os desenhos das quadrículas usadas como papéis de trabalho
referentes ao inventário físico/levantamentos de campo de cada Linha,
deixando-os, necessariamente, disponíveis para 2 Conforme a instrução 6.4, item
5, do MCPSE, cada linha de transmissão Rede Básica (o trecho entre subestações
e as suas derivações em mesma tensão) deve compor uma Ordem de Imobilização –
ODI. a ANEEL durante o trabalho de fiscalização. Esses documentos (dados em
papel e/ou arquivos magnéticos), devem obrigatoriamente conter a data do
inventário, as descrições e os quantitativos apurados dos equipamentos, bem
como a seqüência do trecho considerado no trajeto em que foram vistoriados.
29. Se durante o levantamento de campo forem identificados bens e/ou
instalações de propriedade de terceiros (ex.: acessantes), esses não comporão a
base de remuneração daquela área de concessão sob inventário, devendo ser
informados detalhadamente os procedimentos adotados para a identificação desses
bens e/ou instalações.
2.3. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS NA BASE DE REMUNERAÇÃO
30. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de transmissão
de energia elétrica são classificados em elegíveis e não elegíveis, e todos
devem ser avaliados, observando o seguinte:
a) os ativos vinculados à concessão do serviço público de transmissão de
energia elétrica são elegíveis para inclusão na base de remuneração quando
efetivamente utilizados no serviço público de transmissão de energia elétrica;
e
b) os ativos vinculados à concessão do serviço público de transmissão de
energia elétrica são não elegíveis quando não utilizados na atividade concedida
ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de transmissão de
energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes,
fundações entre outros; bens desocupados/desativados; bens cedidos a terceiros;
bens e/ou instalações de uso compartilhado com acessantes; etc.
31. Para aplicação dos critérios de elegibilidade para inclusão na base
de remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada da utilização do
ativo, diferenciando conveniência de necessidade, no que se refere à utilização
do ativo na atividade concedida de transmissão de energia elétrica.
32. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis
deve ser apresentada à ANEEL contendo as devidas justificativas. Esses bens
e/ou instalações devem ser avaliados e o laudo de sua avaliação dever ser
apresentado em separado.
Ativos em processo de regularização
33. Os imóveis que não possuam documentação de titularidade de
propriedade definitiva em nome da concessionária podem ser incluídos na base de
remuneração, desde que se enquadrem nas seguintes condições:
a) ser um imóvel elegível (imóvel operacional);
b) encontrar-se registrado na contabilidade;
c) existir documentação que comprove a aquisição; e
d) existir comprovação de que a documentação de titularidade de
propriedade encontra-se em processo de regularização (protocolo em cartório ou
similar).
34. Deve ser apresentada uma relação em separado dos imóveis que se
encontram nessa situação (elegíveis para inclusão na base de remuneração e que
não possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da
concessionária), fornecendo informações sobre a situação atual de cada um no
que se refere à posição em termos de documentação e atividades exercidas pela
concessionária no local (destinação de uso).
2.4. ÍNDICE DE APROVEITAMENTO
35. Para os grupos de ativos Terrenos; Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias é aplicado um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo
no serviço público de transmissão de energia elétrica, definindo-se assim o
índice de aproveitamento.
36. O índice de aproveitamento de terrenos e edificações é aplicado
sobre o Valor Novo de Reposição - VNR, definindo-se o Índice de
Aproveitamento Integral - IA, e sobre o Valor de Mercado em Uso - VMU,
definindo-se o Índice de Aproveitamento Depreciado - IAD.
37. Para aplicação do índice de aproveitamento, faz-se necessária uma
análise qualificada da utilização do ativo, diferenciando conveniência de
necessidade, no que se refere à utilização do ativo na atividade concedida de
transmissão de energia elétrica.
2.5. MÉTODO PARA AVALIAÇÃO
38. Utiliza-se na realização da avaliação dos ativos da concessionária
de transmissão de energia elétrica, o Método do Custo de Reposição para os bens
e instalações elencados em contas dos grupos “Edificações, obras civis e
benfeitorias” e “Máquinas e Equipamentos”, e o Método Comparativo para o grupo
de conta “Terrenos”, conforme definido nesta Resolução.
39. O Método do Custo de Reposição estabelece que cada ativo é valorado
por todas as despesas necessárias para sua substituição, que efetue os mesmos
serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente.
40. O Método Comparativo de Mercado estabelece que o valor de um bem ou
suas partes constituintes é obtido por meio da comparação de dados de mercado
relativos a outros de características similares.
41. Para a realização da avaliação dos ativos da concessionária de
transmissão de energia elétrica, conforme definido nesta Resolução, deve ser
utilizado o Método do Custo de Reposição de um bem idêntico ou similar ao que
está sendo avaliado, considerando seu Valor Novo de Reposição – VNR como base
para determinação do respectivo Valor de Mercado em Uso - VMU.
42. Entende-se como Valor Novo de Reposição - VNR, o valor de um bem
novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir dos preços médios
praticados pela concessionária.
43. O Valor de Mercado em Uso - VMU é definido como sendo o Valor Novo
de Reposição - VNR deduzido da parcela de depreciação, que deve respeitar
sempre os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade
para o bem considerado, a partir da data de sua entrada em operação.
44. Por fim, o Valor do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS) que compõe a
base de remuneração - VBR é definido pela aplicação do Índice de Aproveitamento
Depreciado - IAD sobre o Valor de Mercado em Uso - VMU.
45. As situações relativas a reformas gerais e/ou repotenciação de
ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos nos Manuais de
Contabilidade e de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCSE e MCPSE).
3. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO
46. As avaliações devem ser realizadas considerando fundamentalmente os
resultados de inspeções de campo com o objetivo de verificar as características
e as condições operacionais dos ativos.
47. Os procedimentos de avaliação devem observar obrigatoriamente as
instruções do MCSE e do MCPSE.
3.1. TERRENOS
48. Os terrenos devem ser avaliados pelo método comparativo de valores
de mercado3, por meio do tratamento de dados por fatores, com um número mínimo
de 5 (cinco) elementos de pesquisa comparáveis, observado o disposto nos
parágrafos a seguir.
49. De acordo com o método comparativo, devem ser pesquisados valores de
terrenos à venda (elementos da amostra), cuidando-se para que estes envolvam
áreas próximas e comparáveis àquelas a serem avaliadas, bem como consultados
corretores de imóveis e empresas idôneas que trabalhem com terrenos na região.
Em seguida, devem ser aplicados coeficientes de ajustes (fatores de
homogeneização) adequados, que permitam obter valores médios representativos
dos valores de mercado mais prováveis, à vista, no momento da avaliação. O
número de elementos efetivamente utilizados deve ser de, no mínimo, 5 (cinco).
50. A qualidade dos elementos deve estar assegurada quanto a:
a) idoneidade das fontes de informação;
b) sua atualidade; e
c) sua semelhança com o imóvel objeto da avaliação, no que diz respeito
à sua situação, à destinação, ao grau de aproveitamento e às características
físicas.
51. As características do bem avaliado devem preferencialmente estar
contidas no intervalo ou espaço amostral dos atributos de mesma natureza
levantados entre os bens observados. Se isso não ocorrer, deve ser enfatizada e
justificada a medida adotada para considerar tal circunstância.
52. Somente devem ser utilizados coeficientes de ajustes (fatores de
homogeneização) consagrados para homogeneização das amostras. Para a
padronização e maior transparência das avaliações somente podem ser utilizados
os seguintes fatores para imóveis urbanos:
a) fator de elasticidade da oferta (fator de fonte);
b) fator de transposição de local;
c) fator de frente (fator de testada);
d) fator de profundidade;
3 Conforme definição da NBR 14.653/03 – Norma Brasileira de Avaliação de
Bens: a) Método comparativo: consiste na estimação do valor de um bem com base
na análise dos preços de um grupo de bens semelhantes, os quais tenham sido
comercializados em uma data próxima à data de avaliação.
e) fator de testadas múltiplas (várias frentes);
f) fator de acidentação topográfica; e
g) fator de restrição legal (restrições de uso e ocupação do solo,
restrições ambientais, tombamentos, faixas não edificantes, etc.).
53. Para os imóveis rurais somente poderão ser utilizados os seguintes
fatores:
a) fator de elasticidade da oferta (fator de fonte);
b) fator de utilização do solo (capacidade de uso do solo);
c) fatores de situação e viabilidade de circulação (tipo de estradas,
importância das distâncias aos centros urbanos, praticabilidade das estradas
durante o ano);
d) fatores de recursos hídricos;
e) fator de acidentação topográfica; e
f) fator de restrição legal (reserva legal, mata nativa, área de
preservação permanente).
54. Em ambos os casos esses fatores devem ser claramente identificados e
definidos no relatório. Esses fatores são analisados pela ANEEL e, caso não
sejam tecnicamente justificáveis, podem ser desconsiderados.
55. Deve ser evitada a utilização de fatores de transposição com
variações inferiores a 0,5 (zero vírgula cinco) e superiores a 2,0 (dois
vírgula zero), evitando-se, assim, a utilização de elementos discrepantes em
relação ao local para o qual a pesquisa deve ser efetuada.
56. Para cada terreno avaliado deve ser levantado e apresentado,
obrigatoriamente, arquivo eletrônico com planilha em Microsoft Excel®, com as
seguintes informações mínimas:
I. Dados do imóvel
a) designação do local;
b) utilização (destinação de uso do terreno – atividades executadas,
descrever com nível de detalhamento suficiente para clara identificação do uso
do terreno, especialmente para os casos de terrenos alagados, ou alagáveis,
onde deverão ser especificados estes percentuais em relação à área total de
terreno);
c) data-base da avaliação;
d) localização (endereço completo, rua, avenida, número, bairro,
município, estado, etc.);
e) situação do terreno (para imóveis urbanos: esquina, meio de quadra,
etc., para imóveis rurais: distância a centros urbanos, qualidade das estradas
de ligação, etc.);
f) formato (regular, irregular, etc.);
g) topografia (aclive, declive, plano, montanhoso, etc.);
h) área total considerada (m2 ou ha);
i) área(s) constante(s) do(s) título(s) aquisitivo(s) (matrícula,
transcrição, etc.);
j) área(s) obtida(s) através de levantamentos planimétricos
eventualmente existentes;
l) área(s) obtida(s) através de registros cadastrais de
Prefeitura/Incra;
m) valores venais informados pelos respectivos órgãos responsáveis
(Prefeitura/Incra);
n) valor contábil;
o) área considerada na contabilidade;
p) número do título aquisitivo (matrícula/transcrição, etc.) do terreno;
q) número de patrimônio – registro na contabilidade; e
r) valor final do terreno (R$).
II. Dados da região
a) caracterização da micro-região do entorno (zona central, zona
comercial, zona residencial, zona rural, etc.);
b) poder aquisitivo característico da região;
c) melhoramentos públicos existentes;
d) serviços existentes / acessíveis; e
e) serviços de transportes acessíveis / existentes.
III. Pesquisa mercadológica – dados dos elementos das amostras
a) endereço completo (rua, avenida, número, ou outras referências que
permitam a localização exata do elemento, bairro, município, estado, etc.);
b) dados das fontes consultadas (telefone, nome completo da imobiliária
e do corretor, de forma a permitir a sua conferência);
c) valor informado (R$);
d) área (m2);
e) valor unitário (R$/m2);
f) status (opinião, oferta, venda, etc.);
g) fatores de homogeneização utilizados;
h) fator total (refere-se à multiplicação de todos os fatores de
homogeneização utilizados e deverá estar limitado entre 0,5 (zero vírgula
cinco) e 1,5 (um vírgula cinco);
i) valor unitário homogeneizado por amostra (R$/m2);
j) valor unitário médio (R$/m2);
l) desvio-padrão; coeficiente de variação; e mapa, planta ou croqui
indicando a localização de cada elemento.
57. Cada dado do elemento utilizado na pesquisa de mercado deve ser
verificado até o grau de detalhamento que confira as condições de compará-lo
com o bem em avaliação.
58. A qualidade da pesquisa mercadológica deve estar assegurada pelo
coeficiente de variação (divisão do desvio padrão pelo valor unitário médio),
inferior a 0,3 (zero vírgula três). Caso o coeficiente de variação seja
superior a 0,3, a ANEEL poderá adotar o valor venal do terreno ou a atualização
do respectivo valor contábil por meio do IPCA4, calculado pelo IBGE, de acordo
com o seu entendimento.
59. Devem ser evitadas amostras com elementos de pesquisa obtidos por
meio de apenas uma fonte de informação.
60. Devem estar claramente identificados os elementos que eventualmente
contenham construções civis e benfeitorias e/ou culturas (plantios). Também
devem ser explicitados os procedimentos e cálculos adotados para a
desconsideração das construções civis e benfeitorias e/ou culturas (plantios)
existentes.
61. Para os terrenos, não é permitida a utilização dos métodos involutivo
ou da renda5.
Alternativamente, na impossibilidade de avaliação pelo método
comparativo de valores de mercado, 4 IPCA: Índice Nacional de Preços ao
Consumidor Amplo - IPCA.
5 Conforme definição da NBR 14.653/03 – Norma Brasileira de Avaliação de
Bens: a) Método involutivo: identifica o valor de um bem, alicerçado no seu
aproveitamento eficiente, baseado em modelo de estudo de viabilidade
técnico-econômica, desde que devidamente justificada e submetida à prévia
apreciação da ANEEL, é permitida a avaliação por meio da atualização dos
valores históricos pela aplicação do IPCA, ou então, considerando-se os
respectivos valores venais. Caberá à ANEEL a definição do critério a ser
adotado.
ÍNDICE DE APROVEITAMENTO
62. Deve, obrigatoriamente, ser indicado o percentual considerado para o
índice de aproveitamento do terreno avaliado, para fins de sua inclusão na base
de remuneração, a partir da verificação e análise qualificada do efetivo
aproveitamento do ativo respectivo no serviço público de transmissão de energia
elétrica.
63. O aproveitamento do terreno deve ser inicialmente verificado durante
a vistoria de campo para posterior cálculo do índice de aproveitamento, que
deve constar do relatório de avaliação, com a devida fundamentação.
64. A determinação do índice de aproveitamento obedece aos seguintes
critérios:
a) o percentual de aproveitamento de um terreno sob avaliação é definido
pela razão entre a área efetivamente utilizada (ou área aproveitável) e a área
total do terreno utilizado para a construção de obras e/ou instalação de bens
para o serviço público de transmissão de energia elétrica. Devem ser
consideradas inclusas como áreas de efetiva utilização (ou áreas aproveitáveis)
as áreas de segurança, manutenção, circulação, manobra e estacionamento, aplicáveis,
em função do tipo, porte e características da edificação ou instalação
existente.
b) no caso de terrenos de subestações existentes e em serviço, quando a
subestação não ocupar toda a área aproveitável do terreno e este não puder ser
legalmente fracionado para fins de alienação, pode ser considerada, ainda, como
área aproveitável, a título de reserva operacional, um percentual adicional de
até 20% calculado sobre o percentual de aproveitamento calculado conforme os
critérios estipulados no parágrafo anterior.
c) no caso específico de terrenos de edificações pode ser considerado um
percentual adicional de até 10% da área total do terreno, para áreas verdes
efetivamente existentes, também reconhecidas como áreas aproveitáveis.
3.2. SERVIDÕES
65. Os ativos referentes às servidões devem ser avaliados a partir da
atualização de valores contábeis, pelo IPCA, desde que seja verificado que não
existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e
os ativos constantes no controle patrimonial da concessionária.
66. Deve ser explicitado no relatório de avaliação, os procedimentos e
critérios utilizados para validação dos saldos das contas contábeis onde as
servidões encontram-se registradas, observando sempre as instruções do Manual
de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE.
67. Devem ser consideradas na base de remuneração as faixas de servidões
adquiridas de forma onerosa, observando-se os critérios utilizados na
contabilidade para registro desses ativos. mediante hipotético empreendimento compatível
com as características do bem e com as condições do mercado no qual está
inserido, considerando-se cenários viáveis para execução e comercialização do
produto; b) Método da renda: identifica o valor do bem, com base na
capitalização presente da sua renda líquida prevista, considerando-se cenários
viáveis.
68. As faixas de servidão com escritura de propriedade devem ser
consideradas na base de remuneração pelo mesmo critério utilizado para direitos
de uso e de passagem adquiridos de forma onerosa, não devendo ser consideradas
como terreno avaliado a valor de mercado.
3.3. EDIFICAÇÕES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS
69. Devem ser objeto de avaliação todos os bens e instalações que
caracterizam unidades de cadastro no controle patrimonial, contabilizadas no
subgrupo de contas referente a “Edificações, obras civis e benfeitorias”, em
especial edificações permanentes destinadas ao abrigo, suporte e proteção de
propriedades ou pessoas, inclusive casa de força, compreendendo desde a
terraplenagem e escavações para fundação até os acabamentos, incluindo os
componentes dos sistemas de serviços integrantes da edificação, tais como
iluminação e/ou força, instalações hidrossanitárias, ventilação, exaustão e
condicionamento de ar, proteção contra incêndio etc. Os abrigos, bases de
equipamentos, tanques, silos e outros, que fazem parte da estrutura da
edificação, também estão incluídos neste tipo de bens e instalações que devem
ser avaliados, além das demais abaixo elencadas:
a) Aeroportos, heliportos e campos de pouso
b) áreas de estacionamento
c) pátios
d) ruas e estradas
e) pontes, viadutos e túneis viários
f) passeios e calçadas
g) muros e cercas (trechos contínuos de extensão igual ou superior a
50m)
70. Os trabalhos devem ser iniciados por inspeção física para a
identificação e caracterização de todas as edificações, obras civis e
benfeitorias, observando-se os componentes estruturais, as características
técnicas e o uso efetivo do imóvel.
71. A avaliação desses bens deve ser efetuada adotando-se o método da
quantificação de custo, que consiste em identificar o custo do bem ou de suas
partes, por meio de orçamentos sintéticos ou analíticos, a partir das
quantidades de serviços e respectivos custos diretos e indiretos.
72. A aplicação do método acima citado deve ser adotada para os bens de
maior relevância.
Entende-se por bens de maior relevância aqueles que, ordenados de forma
decrescente do VNR, correspondem a um montante superior a 70% do valor novo de
reposição registrado em cada subgrupo de contas “Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias”.
73. Para esses bens definidos anteriormente, os valores de reposição
devem ser obtidos por meio de orçamentos detalhados, considerando-se os preços
atuais de seus componentes básicos e o custo de construção na região, não
podendo ser utilizados custos unitários de construção pré-definidos (CUB –
Custo Unitário Básico, publicado pelo SINDUSCON – Sindicato da Indústria de
Construção Civil, conforme NBR 12.721, e valores publicados pela editora Pini,
na Revista Construção e Mercado).
74. Para os bens menos representativos, ou seja, aqueles que, ordenados
por ordem crescente do VNR correspondem a um montante inferior a 30% do valor
novo de reposição registrado em cada subgrupo de contas “Edificações, Obras
Civis e Benfeitorias”, podem ser utilizados custos unitários de construção
pré-definidos, desde que:
a) adequadamente ponderados de acordo com a região, o padrão construtivo
e a tipologia da edificação;
b) utilizadas referências consagradas (CUB – SINDUSCON, Custos Unitários
publicados pela editora Pini, na Revista Construção e Mercado); e
c) limitados à aplicação em edificações.
75. As benfeitorias e obras civis constantes do grupo de bens menos
representativos devem ser avaliadas por meio de orçamentos sintéticos.
76. O levantamento quantitativo dos insumos empregados nessas obras deve
ser obtido a partir da análise das seguintes documentações:
a) inspeções de campo;
b) planta geral da unidade com localização de todas as edificações,
indicando as respectivas áreas construídas;
c) projetos de fundação, estrutura e arquitetura das principais edificações;
d) planilhas de medição de obra, contratos de construção e planilhas
orçamentárias; e
e) planta geral das redes externas de água pluvial, água potável,
esgoto, incêndio e iluminação pública.
77. Deve ser verificado o aproveitamento do imóvel para cálculo
posterior do índice de aproveitamento, que constará da avaliação, com a devida
fundamentação.
78. Somente é objeto de remuneração o percentual de área de edificação
efetivamente utilizado para o serviço público de transmissão de energia elétrica,
acrescido do percentual referente às áreas comuns, de circulação, de segurança,
e de ventilação/iluminação, correspondentes.
79. Nas reformas e/ou transformações que implicam alteração do valor do
bem, registradas na contabilidade via Unidade de Adição e Retirada – UAR,
conforme orientação do MCPSE, devem ser respeitadas as depreciações acumuladas,
por lançamento contábil, bem como a relevância das reformas e/ou transformações
em relação ao todo.
80. As edificações, obras civis e benfeitorias de propriedade da
concessionária erigidas em terrenos de propriedade de terceiros, desde que
estejam vinculadas ao serviço público de transmissão de energia elétrica e
registradas na contabilidade, também devem ser consideradas nos trabalhos de
avaliação.
81. Sem prejuízo das informações do cadastramento patrimonial definidas
pelo MCPSE, também devem ser levantadas e apresentadas, obrigatoriamente, para
cada edificação, obra civil e benfeitoria, as seguintes informações:
a) data-base da avaliação;
b) nome da edificação, obra civil ou benfeitoria;
c) localização (endereço completo, rua, avenida, número, bairro,
município, estado, etc.);
d) utilização;
e) área total construída (m2);
f) área operacional (m2);
g) acréscimos de áreas e respectivas datas de imobilização das reformas
realizadas;
h) descrição sumária (estrutura; acabamento externo – fachada, vidros,
elevação do fechamento, cobertura, pisos etc.; acabamentos internos – paredes,
pisos, esquadrias, portas, forro, etc.); tipo de fundação; entre outras informações
relevantes;
i) caracterização do fechamento/cercamento da área: tipo (muro, tela
galvanizada com mourões, entre outros); quantidade de metros lineares e altura
ou área em m2;
j) caracterização das áreas de estacionamento, circulação, manobras existentes;
tipo de pavimentação; áreas totais (m2); número de vagas cobertas/descobertas;
entre outras informações relevantes;
k) caracterização das áreas cobertas (tipo de cobertura, área total em
m2); e
l) caracterização de outras áreas eventualmente existentes.
82. Em nenhuma hipótese deve ser utilizado o método comparativo de
mercado para a avaliação das edificações, obras civis e benfeitorias. Lojas,
escritórios e edifícios comerciais devem ser avaliados adotando-se somente o
método do custo de reprodução, citado anteriormente.
83. No caso da concessionária ter adquirido, durante o período
incremental, um imóvel que contenha edificação construída antes da data de sua
aquisição, o valor da edificação obtido para o VNR, conforme o método do custo
de reprodução, deverá ser considerado com a taxa de depreciação no período, que
corresponda à idade do edifício. A idade do edifício deverá ser comprovada
através de documentação (IPTU, Habite-se, etc.). Na hipótese de não haver
disponibilidade desta documentação, a ANEEL poderá arbitrar um valor residual
para a edificação.
84. No caso de discrepâncias significativas entre o valor de avaliação
apresentado e o valor obtido pela atualização do valor contábil, sem a devida
justificativa, a ANEEL poderá adotar este último critério para a obtenção do
VNR. Para determinação do respectivo VMU, o cálculo deve ser feito
respeitando-se, necessariamente, os percentuais de depreciação acumulada
registrados na contabilidade para cada bem do ativo considerado.
3.4. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS DE TRANSMISSÃO
85. São objeto de avaliação todos os bens e instalações que caracterizam
unidades de cadastro no controle patrimonial, contabilizados no subgrupo de
contas referente a “MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS DE TRANSMISSÃO”, especialmente os
abaixo elencados:
a) subestações (o conjunto de bens, instalações e serviços de
infra-estrutura geral, dos módulos construtivos de equipamentos gerais e de
manobra da subestação (Infra-estrutura geral, Entrada e Saída de linha,
Interligação de barramento, Conexão de Transformador, Conexão de Reatores,
Conexão de Capacitores, etc.);
b) linhas de transmissão (equipamentos, estruturas e condutores
elétricos aéreos, subterrâneos ou submersos, utilizados para a transmissão da
energia elétrica, operando em tensões iguais ou maiores que 230 kV ou aqueles
utilizados com função exclusiva de interligação de subestações ou circuitos,
operando em tensões menores que 230 kV);
c) equipamentos de medição (medidores de energia e potência);
d) sistemas de telecomunicação, telecontrole, teleprocessamento,
proteção, controle e supervisão - Automação;
e) sistemas de despacho de carga; e
f) demais máquinas e equipamentos (oficinas de manutenção, almoxarifado,
etc.).
3.4.1. PROCEDIMENTOS PARA LEVANTAMENTO EM CAMPO E VALIDAÇÃO DOS CONTROLES
DA CONCESSIONÁRIA
Subestações
86. Todos os equipamentos e estruturas de equipamentos relacionados com
as subestações devem ser levantados em campo, para análise de sua
operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma
unívoca, seguindo as orientações do MCPSE. Todas as subestações devem ser
vistoriadas.
87. A relação de equipamentos inventariados em campo deve ser
apresentada, para fins de fiscalização, por “Centros Modulares - CM”, conforme
orientado pelo MCPSE, levando-se em consideração o arranjo e a posição
seqüencial operativa.
88. Os equipamentos reserva (Reserva Imobilizada6) devem ser levantados
e considerados na subestação onde estiverem alocados, com a observação expressa
de “RESERVA” em sua descrição. Os equipamentos referentes à reserva imobilizada
devem estar obrigatoriamente registrados no ativo imobilizado em serviço,
conforme disposições contidas nos Manuais de Contabilidade e de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico (MCSE e MCPSE).
Linhas de Transmissão
89. Para validar os controles da concessionária no que se refere às
instalações existentes de linhas de transmissão, deve ser efetuado levantamento
de campo dos equipamentos em todas as linhas de transmissão da concessão
selecionadas por critério amostral pela ANEEL para vistoria, ou, em caso
específico, em todas as linhas de transmissão da concessão.
90. O critério amostral para a validação dos quantitativos da engenharia
corresponde à aplicação da técnica de amostragem estratificada proporcional por
linha de transmissão (ODI-Linha de Transmissão),
91. A amostragem estratificada proporcional consiste em dividir a
“população” em subgrupos (“estratos”) que denotem uma homogeneidade maior que a
homogeneidade da “população” toda, sob a análise de variáveis de estudo.
Uma vez selecionados os “estratos”, sobre cada um deles são realizadas seleções
aleatórias de forma independente, obtendo-se amostras parciais, que agregadas,
representam a amostra completa. Uma amostra estratificada proporcional garante
que cada elemento da “população” tenha a mesma probabilidade de pertencer à
amostra.
92. Dessa forma, para efeito de aplicação da técnica de amostragem
estratificada proporcional, dever ser observado:
a) Serão consideradas como “população” todas as Ordens de Imobilização
do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), referentes a Linhas de Transmissão
(ODI-LT) de cada concessão. ;
b) os elementos integrantes de cada ODI-LT, considerados para validação
dos quantitativos da engenharia, são as “linhas e estruturas” dos Tipos de
Instalação - TI Linhas de 6 Entende-se por Reserva Imobilizada o bem ou
conjunto de bens, que, por razões de ordem técnica voltada à garantia e
confiabilidade do sistema elétrico, embora não estando em serviço, esteja à
disposição e que poderá entrar em operação de imediato.
Transmissão, definidos no MCPSE (o conjunto de equipamentos, estruturas
e condutores elétricos aéreos, subterrâneos ou submersos, utilizados para a
transmissão da energia elétrica, operando em tensões iguais ou maiores que 230
kV ou aqueles utilizados com função exclusiva de interligação de subestações ou
circuitos, operando em tensões menores que 230 kV);
c) o calculo do tamanho da amostra (m), a ser inspecionada para
verificação da aceitação ou não das listas de engenharia da concessionária,
será realizado pela ANEEL, mediante aplicação da fórmula a seguir relacionada,
considerando: 95% de intervalo de confiança (Z igual a 1,96); 10% de margem de
erro amostral (e); e 80% como estimativa inicial da proporção das “linhas e
estruturas” com uma determinada característica esperada na concessionária (P0):
d) caso o tamanho da amostra (m) multiplicado pela estimativa inicial de
proporções de sucesso na concessionária (P0) seja menor do que 30 (trinta), a
empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo de todas as “linhas e
estruturas” das ODI-LT da concessão de transmissão;
e) a amostragem estratificada proporcional deve ser procedida conforme
descrito a seguir:
e.1) após a definição do tamanho da amostra (m) que determina o número
de ODI-LT a serem inspecionadas, serão calculados para cada “estrato”7
(por Tipo de Instalação – TI), existente na área de concessão
de transmissão sob análise, a quantidade de ODI-LT a serem sorteadas.
Utilizando-se da técnica de amostragem estratificada proporcional,
proporcionaliza-se os ativos de linhas e estruturas que compõem as ODI-LT da
concessionária, em função do somatório dos quilômetros de linhas de
transmissão8 (kmLT) das ODI-LT que compõe cada Tipo de Instalação pela
quilometragem total de linhas de transmissão da concessão, usando a seguinte
fórmula:
e.2) após o cálculo do número de ODI-LT a serem amostradas no Tipo
de Instalação k e, para se definir quais efetivamente as ODI-LT
daqueles Tipo de Instalação k que devem ter suas instalações inspecionados pela
avaliadora, adota-se também o atributo “custo por kilômetro dos equipamentos
principais da ODI-LT”, dado em reais [R$EP], procedendo-se os seguintes
cálculos:
e.2.1) calcula-se, para todos as ODI-LT da concessão a razão Rtix –
custo por kilômetro dos equipamentos principais de cada ODI-LT:
e.2.2) calcula-se para cada Tipo de Instalação a razão
média Rméd – custo médio por
quilômetro dos equipamentos principais , considerando as ODI-LT
estratificadas nos Tipos de Instalação
existentes naquela área de concessão:
e.2.3) a primeira ODI-LT selecionada para amostragem será aquela que
tiver a razão Rti
mais próxima do valor calculado para a razão média Rméd do Tipo
de Instalação sob amostragem.
e.2.4) caso ak seja ímpar, as demais
ODI-LT a serem selecionadas devem ser tomadas aos
pares. O par deverá ser formado considerando os valores calculados
de Rti imediatamente acima e abaixo
da razão média do Tipo de Instalação Rméd.
e.2.5) caso ak seja par, as demais
ODI-LT a serem selecionadas devem ser tomadas
alternadamente, considerando primeiramente os valores calculados
de Rti imediatamente acima da razão
média do Tipo de Instalação Rméd, e depois os valores
calculados de Rti imediatamente abaixo da
mesma.
f) a ANEEL pode, a seu exclusivo critério, escolher determinada
quantidade de ODI-LT
adicionais para realização de inspeções de campo pela empresa
avaliadora, ficando esta quantidade
adicional limitada a 5% do quantitativo total de ODI-LT;
g) entende-se como proporção de elementos com a característica esperada
a razão
calculada da seguinte forma:
h) os elementos com a característica esperada são os ativos físicos
efetivamente existentes, que correspondam, tanto em termos quantitativos,
quanto qualitativos (referentes às características e especificações técnicas
dos itens inspecionados), aos ativos constantes nos controles operacionais (de
engenharia) da concessionária;
i) com base nas proporções estimadas nos conglomerados ( j pˆ
), a empresa avaliadora credenciada pode obter a estimativa da proporção na
concessionária ( AC pˆ );
j) caso a estimativa obtida da proporção na concessionária ( AC
pˆ ), subtraído 10%, seja menor que 80%, a empresa avaliadora credenciada
deve realizar o censo das “linhas e estruturas” da concessionária de
transmissão de energia elétrica. Caso o resultado obtido seja maior ou igual a
80%, as listas de engenharia podem ser validadas e utilizadas para realização
dos trabalhos de avaliação e conciliação físico-contábil.
3.4.2. PROCEDIMENTOS PARA AVALIAÇÃO DE MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS
93. A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se por base o
Valor Novo de Reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação
e percentual de depreciação acumulado, por bem, registrado na contabilidade. Os
trabalhos de campo devem se iniciar com a verificação física dos bens para sua
identificação e obtenção de suas características técnicas, incluindo também
informações sobre o fabricante, modelo, tipo, número de série, ano de
fabricação, capacidade, reformas, agregações, etc.
94. Além dessa verificação, devem ser analisados também, os registros da
engenharia, bem como devem ser coletadas informações sobre as datas de entrada
em operação e a depreciação acumulada, extraídas dos registros contábeis.
95. O cadastro patrimonial e o registro contábil das estruturas e/ou
bases de equipamentos na conta “Máquinas e Equipamentos”, devem
obrigatoriamente obedecer aos critérios definidos nos Manuais de Contabilidade
e de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCSE e MCPSE).
96. As máquinas e equipamentos de propriedade da concessionária,
localizados em imóveis de propriedade de terceiros, desde que estejam
vinculados ao serviço público de transmissão de energia elétrica e registrados
na contabilidade, devem ser considerados nos trabalhos de avaliação.
97. A concessionária deve, a partir dos resultados do levantamento de
campo realizado pela avaliadora, proceder aos ajustes necessários em seus
controles de engenharia (correções de informações imprecisas referentes a
quantidades e características técnicas).
3.4.3. DETERMINAÇÃO DOS VALORES DE REPOSIÇÃO (VALOR DE NOVO)
98. O VNR para máquinas e equipamentos será dado pela somatória dos
seguintes componentes: equipamentos principais (valor de fábrica); componentes
menores (COM); custos adicionais (CA); e juros sobre obras em andamento
regulatório (JOA).
Equipamentos Principais
99. Os equipamentos principais são aqueles definidos como Unidades de
cadastro – UC ou Unidades de adição e/ou retirada – UAR, pelo MCPSE. Para os
equipamentos principais, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao
avaliado é obtido a partir do Banco de Preços da concessionária.
100. O Banco de Preços da concessionária deverá ser formado com base em
informações de todas as compras efetivamente realizadas pela concessionária, no
período entre ciclos (data-base dos laudos). Para apuração do valor unitário
médio ponderado na data-base do Laudo do 2º ciclo deverá ser considerada, por
código de material, a aquisição dos bens ocorrida nos 2 (dois) últimos anos
anteriores à data-base do Laudo do 2º ciclo. Somente para os bens que não
tenham sido adquiridos neste período de 2 (dois) anos é que deverá ser
considerado o período compreendido entre os ciclos (datas-base dos laudos).
Deverá ser considerada a data de pagamento do bem e os valores deverão
ser atualizados para a data base do Laudo.
101. Os impostos recuperáveis, conforme legislação em vigor, bem como os
eventuais descontos ou benefícios para compra eventualmente identificados,
ambos devem ser excluídos dos valores das compras praticadas pela
concessionária.
Componentes Menores – COM
102. Os materiais acessórios dos equipamentos principais,,identificados
como Componentes Menores – COM, terão seus custos agregados aos valores desses
equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com os
critérios definidos nas instruções do MCPSE ou em legislação subseqüente.
103. O custo do Componente Menor será definido através de percentuais
obtidos a partir de análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI)
executadas desde a última revisão tarifária de cada concessionária de
transmissão. Do total de ODI deverão ser expurgadas aquelas que contenham
registros apropriados indevidamente.
Custo Adicional – CA
104. O Custo Adicional é o custo necessário para colocação do bem em
operação, formado pelos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete,
sendo aplicado sobre o valor do equipamento acrescido dos componentes menores.
105. O Custo Adicional será definido através de percentuais obtidos a
partir de análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI) executadas
desde a última revisão tarifária de cada concessionária de transmissão. Do
total de ODI deverão ser expurgadas aquelas que contenham registros apropriados
indevidamente.
106. As bases para apuração dos preços médios, componentes menores e
custos adicionais deverão ser mantidas pela concessionária, em separado, à
disposição da fiscalização. Todas as premissas e cálculos efetuados deverão ser
apresentados à fiscalização, em meio magnético, preferencialmente em arquivo no
padrão Microsoft Excel® 2003 ou atualizações superiores, conforme planilha a
ser disponibilizada, com todas as informações e fórmulas necessárias ao
entendimento dos cálculos.
Juros sobre Obras em Andamento – JOA
107. Os juros sobre obras em andamento são definidos regulatoriamente e
calculados considerando-se o Custo Médio Ponderado de Capital (WACC – Weighted
Average Cost of Capital) após impostos, e aplicando-se a fórmula abaixo, de
acordo com as seguintes considerações:
- prazos médios de construção: 15 meses para Subestações e 21 meses para
Linhas de Transmissão;
- fluxo financeiro: considerou-se um desembolso de 40% do total da obra
distribuído linearmente ao longo dos primeiros 2/3 do prazo médio de construção
e 60% do total da obra distribuído ao longo do restante do prazo considerado.
Assim, o VNR de cada ativo será obtido da seguinte forma: sobre o valor
de fábrica acrescido do percentual dos componentes menores, aplica-se o
percentual do custo adicional, acrescentando-se a este somatório o custo dos
juros regulatórios.
108. Os bens que não apresentam similaridade com aqueles relacionados no
Banco de Preços da concessionária devem ser avaliados por meio da atualização
dos valores históricos contábeis pela aplicação dos índices Indústria de
Transformação – Material Elétrico – Motores e Geradores, coluna 40
(transformador de força, incluindo de distribuição, de aterramento e de
serviços auxiliares), e Indústria de Transformação – Material Elétrico –
Outros, coluna 41 (para os demais bens pertencentes a linhas de transmissão,
medidores, e equipamentos de subestação), apurados pela FGV e, na ausência
destes (coluna 40 e 41), o índice Indústria de Transformação – Máquinas,
Aparelhos e Materiais Elétricos, coluna 34, apurado pela FGV.
109. Observa-se, entretanto, que os índices das colunas 40 e 41, onde
aplicáveis, devem ser utilizados para valores até o mês de dezembro de 2008 e,
a partir de janeiro de 2009, deve ser utilizado para atualizações e/ou
retroações o índice da coluna 34, apurado pela FGV.
3.5. VEÍCULOS
110. Devem ser avaliados apenas os veículos vinculados ao serviço
público de transmissão de energia elétrica, relacionados às atividades de
transmissão e/ou administração.
111. Para os veículos, a validação das listas de controle patrimonial
específicas pode ser feita mediante realização de inspeções de campo por
amostragem aleatória simples, conforme definido abaixo:
a) para o cálculo do tamanho da amostra (m) a ser inspecionada, deve-se
considerar: 90% de nível de confiança (Z); 10% de margem de erro amostral (e);
e 50% como estimativa inicial da proporção dos veículos; e ter uma determinada
característica esperada na concessionária (P0):
b) definido o tamanho da amostra, deve ser feita uma seleção aleatória
dos ativos da amostra a serem inspecionados;
c) entende-se como proporção dos elementos veículos com
uma determinada característica esperada, a razão calculada da seguinte forma:
d) os elementos com a característica esperada são os ativos físicos
efetivamente existentes, que correspondam, tanto em termos quantitativos,
quanto qualitativos (referentes às características e especificações técnicas
dos itens inspecionados), aos ativos constantes no controle patrimonial ou
controle da área comercial/financeira, da concessionária;
e) com base na proporção estimada deve-se obter a estimativa da
proporção na concessionária ( AC pˆ );
f) caso a estimativa obtida da proporção na concessionária ( AC
pˆ ), subtraído 10%, seja menor que 80%, deve-se realizar o censo de todos
os veículos da concessionária de transmissão de energia elétrica. Caso o
resultado obtido seja maior ou igual a 80%, as listas de controle patrimonial
respectivas podem ser validadas e utilizadas para realização dos trabalhos de
avaliação e conciliação físico-contábil.
112. Após a verificação física dos veículos escolhidos aleatoriamente e
confirmação dos controles da concessionária, esses bens devem ter seus valores
de reposição obtidos através de publicações especializadas. O valor de mercado
em uso será obtido de modo idêntico ao utilizado para máquinas e equipamentos.
113. Considerando-se o entendimento e esclarecimentos do valor de
mercado em uso, para efeito regulatório, e para as concessionárias do serviço
público de transmissão do setor elétrico, em nenhuma hipótese deve-se utilizar
o método comparativo de mercado para a avaliação dos veículos.
114. Pode-se utilizar o método expedito para a avaliação desses bens,
por meio da atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA.
3.6. MÓVEIS E UTENSÍLIOS
115. Devem ser avaliados apenas os móveis e utensílios vinculados ao
serviço público de transmissão de energia elétrica e administração.
116. Para os móveis e utensílios, a validação das listas de controle
patrimonial específicas pode ser feita mediante realização de inspeções de
campo por amostragem aleatória simples, conforme definido para os veículos.
117. Após a verificação física dos móveis e utensílios escolhidos
aleatoriamente e validação dos controles da concessionária, a empresa de
avaliação deve analisar a relação contábil desses bens, evitando-se que a
relação validada contenha informações que não reflitam a realidade.
118. No que se refere aos equipamentos de informática incluídos nesse
grupo de bens, deve ser levada em consideração na análise a evolução
tecnológica desses bens.
119. Deve ser utilizado o método expedito para a avaliação desses bens,
por meio da atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA.
3.7. SOFTWARES
120. Deve ser efetuado levantamento dos softwares efetivamente
utilizados pela concessionária identificando as características técnicas de
cada um (fabricante, nome do software, versão, módulos adquiridos/instalados,
empresa responsável pela implantação, função/utilização principal, entre
outras).
Deve ser identificada a conta contábil onde cada software se encontra
registrado e se o software relacionado é utilizado também por outras
concessionárias pertencentes ao mesmo grupo.
121. No caso de softwares desenvolvidos pela própria concessionária,
deve ser verificada se foi aberta Ordem de Serviço para o desenvolvimento do
software. Caso positivo, o software deve ser avaliado.
122. O valor de reposição desses bens é determinado por meio da
atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA.
3.8. ALMOXARIFADO DE OPERAÇÃO
123. 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 conforme critérios definidos a seguir:
a) integram a base de remuneração dos saldos médios dos últimos 12
(doze) meses das seguintes subcontas previstas no Manual de Contabilidade do
Setor Elétrico:
112.71.1 – Matéria Prima e Insumos para produção de Energia Elétrica;
112.71.2 – Material (exceto os saldos das subcontas: 112.71.2.4 –
Destinado à alienação;
112.71.2.3 – Emprestado; e 112.71.2.6 – Resíduos e sucatas);
112.71.3 – Compras em curso; e
112.71.4 – Adiantamentos a fornecedores.
b) os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das contas abaixo
relacionadas devem ser deduzidos do saldo total a ser considerado para o
almoxarifado de operação:
112.71.8 – (-) Provisão p/ Perdas em Estoque; e
112.71.9 – (-) Provisão p/ Redução ao Valor de Mercado.
3.9. ATIVO DIFERIDO
124. Os Ativos Diferidos, vinculados à prestação do serviço público de
distribuição de energia elétrica, são considerados para compor a base de
remuneração conforme critérios a seguir estabelecidos:
a) o Ativo Diferido faz parte, juntamente com os Investimentos e o Ativo
Imobilizado, do Ativo Permanente, e não deve ser confundido com as Despesas
Pagas Antecipadamente, que são classificadas à parte no Ativo Circulante ou no
Realizável a Longo Prazo.
b) o Ativo Diferido pode se referir tanto ao investimento realizado pela
concessionária com benfeitorias em propriedades de terceiros, quanto ao
investimento realizado para organização/implantação e ampliação da
concessionária, enquanto em curso.
c) os Ativos Diferidos caracterizam-se por serem ativos intangíveis, que
são amortizados por apropriação às despesas operacionais, no período de tempo
em que estiverem contribuindo para a formação do resultado da empresa.
d) devem compor a base de remuneração as seguintes subcontas:
133.01.1.1.01 – Despesas Pré-Operacionais: nesta subconta, conforme
preceitua o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico , deverão estar
apropriadas, para efeito de reintegração e que deverão compor a base de
remuneração, somente as despesas pré-operacionais de organização ou
implantação, e de ampliação da concessionária, sujeitas à reintegração pelo
sistema de quotas periódicas.
133.01.1.1.02 – Benfeitorias em Propriedade de Terceiros: nesta
subconta, conforme preceitua o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico ,
deverão estar apropriadas, para efeito de reintegração e que deverão compor a
base de remuneração, somente as despesas realizadas com benfeitorias em
propriedades de terceiros, sujeitas à amortização por meio de quotas mensais.
e) o valor de reposição desses bens é determinado por meio da
atualização dos respectivos valores históricos contábeis pelo IPCA.
f) Os valores de mercado em uso do ativo diferido devem ser determinados
aplicando-se a taxa de amortização anual sobre o valor histórico atualizado e
preservada a taxa/vida útil do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.
3.10. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
125. São recursos relativos à participação financeira do consumidor, das
dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de
créditos especiais vinculados aos investimentos aplicados nos empreendimentos
vinculados à concessão, conforme previsto no art. 1º do Decreto nº 28.545, de
24 de agosto de 1950, art. 142 do Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de
1957, e art. 18 da Lei nº 4.156, de 28 de novembro de 1962. As Obrigações
Especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista. São
atualizadas com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens
registrados no Ativo Imobilizado dos agentes.
126. A depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das
Obrigações Especiais não é computada no cálculo da receita requerida da
Concessionária.
127. Em atendimento às disposições contidas nesta Resolução, devem
compor a base de remuneração para fins de revisão tarifária periódica das
concessionárias do serviço público de transmissão de energia elétrica, como
redutoras do ativo imobilizado em serviço, e avaliadas conforme os
procedimentos a seguir:
a) identificar a participação das Obrigações Especiais na correspondente
ODI da respectiva conta do ativo imobilizado em serviço;
b) identificar a participação ou a proporcionalidade da Obrigação
Especial no respectivo valor da ODI na respectiva conta do ativo imobilizado em
serviço; e
c) aplicar a mesma variação verificada entre o valor novo de reposição
(valor de avaliação) e o valor contábil, não depreciado, na respectiva conta do
ativo imobilizado em serviço, sobre o saldo da obrigação especial (custo
corrigido, sem deduzir a depreciação), por ODI.
128. Caso a concessionária esgote, sem êxito, todos os meios de que
dispõe para identificação da participação de obrigações especiais nas
respectivas ODI da conta Máquinas e Equipamentos, pode aplicar,
alternativamente, a variação verificada entre o valor novo de reposição total e
o valor contábil original, não depreciado, da conta Máquinas e Equipamentos,
sobre o saldo das Obrigações Especiais (saldo corrigido, sem deduzir a
depreciação), para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a
ser considerado como parcela redutora na base de remuneração.
129. 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 cota de reintegração calculada
sobre o valor do bem adquirido com recurso de Obrigação Especial debitada na
conta 615.0X.XX (Naturezas de Gastos 53 – Depreciação e 55 – Amortização), será
transferida a débito da subconta 223.0X.X.5 06 – Participações e Doações –
Reintegração Acumulada – AIS – Universalização do Serviço Público de Energia
Elétrica, 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.
3.11. CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL
130. Esta conciliação tem por objetivo a determinação do 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.
131. Os registros contábeis utilizados para a conciliação
físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos
de avaliação.
132. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação
físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas no Laudo de Avaliação e
somente serão aceitas mediante comprovação através de notas fiscais.
133. As sobras físicas devem ser depreciadas tomando-se por base a idade
da formação do bem.
Não dispondo de documentação que comprove a data da entrada do bem em
serviço, esgotados todos os meios de que dispõe, a concessionária deve
considerar:
a) para os bens de forma de cadastramento individual: atribuir a data de
capitalização da ODI/Conta, em que está localizada o bem;
b) para os bens de forma de cadastramento massa: atribuir a data do bem
idêntico mais antigo da ODI/Conta.
134. As sobras contábeis não devem ser avaliadas.
135. A ANEEL, quando valida a base de remuneração para inclusão na
revisão tarifária, não está validando as sobras físicas para inclusão nos
registros contábeis, devendo, a concessionária proceder aos ajustes das sobras
e faltas na contabilidade, conforme estabelece o Manual de Contabilidade do
Setor Elétrico - MCSE, os quais deverão permanecer à disposição da fiscalização
da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses.
4. APRESENTAÇÃO DO RELATÓRIO (LAUDO) DE AVALIAÇÃO
136. Os laudos de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL, até 4
(quatro) meses antes da data da revisão tarifária da concessionária de serviço
público de transmissão de energia elétrica.
137. A data base do laudo de avaliação deve ser o último dia do sexto
mês anterior ao mês da revisão tarifária de cada concessionária de transmissão
de serviço público de energia elétrica.
138. As informações contábeis referentes às adições, baixas, depreciação
e obrigações especiais ocorridas entre a data-base do laudo de avaliação e o
mês contábil fechado, com o respectivo Balancete Mensal Padronizado – BMP,
anterior à data da revisão tarifária deverão ser encaminhadas à ANEEL conforme
modelo de planilha a ser fornecido pela ANEEL. Essas informações, após
analisadas e validadas pela fiscalização, deverão compor a base de remuneração,
desde que apresentadas à ANEEL com a antecedência de 50 (cinqüenta) dias antes
da data da revisão.
139. O laudo de avaliação deverá conter, no mínimo, as seguintes
informações:
I. Introdução
Apresentar descrição sumária do trabalho realizado.
II. Caracterização da Concessão
Deve ser apresentada uma visão geral da concessão avaliada:
a) apresentar informações sobre a área da concessão avaliada: (área
total da concessão em quilômetros quadrados; mapa da área de concessão;
quantidade de municípios abrangidos; quantidade de linhas de transmissão, n°.
de circuitos por trecho de linha de transmissão, n° de subestações, capacidade
de transmissão por trecho de linha de transmissão, quantidade de kilômetros de
linhas de transmissão - projeção em solo, e condição de fronteira - n° de
pontos de acesso e sua localização na concessão e n° de pontos de medição de
fronteira e sua localização);
b) informar como a concessionária avaliada está organizada do ponto de
vista da sua estrutura operacional (quantas regionais a concessionária possui e
como estão distribuídas; onde está localizada a sede administrativa da
concessionária; quantos almoxarifados de operação a concessionária possui e
como estão distribuídos; relacionar as principais unidades de apoio operacional
que a concessionária possui e como estão distribuídas – oficinas, centros de
manutenção, laboratórios, centros operacionais, pátios de veículos, centros de
treinamento, entre outros).
III. Caracterização do Trabalho Executado
a) Subestações
• apresentar relação das subestações da concessionária indicando,
para cada uma: relação de transformação (tensões de entrada e saída – kV) e
potência total instalada (MVA);
• fator de utilização (%), demanda máxima (MVA), estimativa
percentual de crescimento anual de carga máxima atendida pela subestação,
expectativa de crescimento percentual de carga atendida pela subestação para o
período projetado de 10 anos, característica técnica (se é compacta, SF 6
abrigada etc.), número de alimentadores, características operacionais gerais
(se é assistida ou telecomandada; data de entrada em operação etc.) e valores
apurados para o grupo máquinas e equipamentos (valor novo de reposição com e
sem índice de aproveitamento e valor de mercado em uso).
• Todas as relações de inventariado devem ser apresentadas conforme
estrutura dos Centros Modulares, definidos pela Resolução Homologatória n°
758/2009 – Anexos.
• Para cada subestação, os valores considerados para os
equipamentos reserva (reserva técnica), devem ser relacionados na lista
respectiva do Centro Modular em que estão alocados, com a devida descrição
“RESERVA”.
b) Linhas de transmissão
• considerando os Tipos de Instalações de Transmissão estabelecidos
na Instrução Geral n° 6.6 do MCPSE, informar, por classe de tensão, os totais
de quilômetros de linhas, com as quantidades de estruturas e tipos/bitolas de
cabos associados (por trecho), nº de circuitos por trecho, apresentando os
respectivos valores apurados para o Valor Novo de Reposição e Valor de Mercado
em Uso;
c) Terrenos e Edificações
• apresentar relação com todos os imóveis de propriedade da
concessionária, indicando os que foram considerados na base de remuneração e os
que foram excluídos (a relação deve ser dividida em duas partes – imóveis
considerados na base de remuneração e imóveis excluídos da Base de
Remuneração). A relação deve indicar a designação e endereço de cada imóvel de
forma a possibilitar sua clara identificação.
• devem ser informados, para cada imóvel considerado na base de
remuneração, os VNR’s com e sem índice de aproveitamento e Valor de Mercado em
Uso, subdivididos em terrenos, edificações, obras civis e benfeitorias. A
relação deve apresentar as referências dos laudos de avaliação para os imóveis
relacionados, o percentual de índice de aproveitamento aplicado, bem como a
destinação de uso do imóvel.
• apresentar, para cada imóvel excluído da base de remuneração, os
VNR’s e Valor de Mercado em Uso, subdivididos em terrenos, edificações e
benfeitorias. A relação deve apresentar as referências dos laudos de avaliação
para os imóveis relacionados, bem como a destinação de uso do imóvel, valores
registrados na contabilidade; conta contábil onde o imóvel se encontra
registrado; número de registro patrimonial; e a razão da exclusão (imóvel
alugado, imóvel cedido a terceiros, entre outras razões).
• apresentar relação das benfeitorias avaliadas e incluídas na base
de remuneração e que se encontrem erigidas em terrenos de propriedade de
terceiros. Devem ser informados, para cada benfeitoria considerada na base de
remuneração, os VNR’s com e sem índice de aproveitamento e Valor de Mercado em
Uso, o percentual de índice de aproveitamento aplicado, bem como a destinação
de uso do imóvel. A relação deve apresentar, ainda, as referências dos laudos
de avaliação para as benfeitorias listadas.
d) Veículos
• informar se a concessionária trabalha com frota própria de
veículos ou terceirizou o serviço, bem como o total de veículos da frota
própria da concessionária de transmissão de energia elétrica, discriminando por
tipo de veículo, bem como, o total de veículos da frota própria da concessionária
efetivamente utilizados nos serviços de transmissão de energia elétrica,
discriminado por tipo de veículo, com os respectivos valores apurados (VNR e
Valor de Mercado em Uso).
e) Software
• apresentar relação dos softwares considerados na base de
remuneração, indicando as características técnicas (fabricante, nome do
software, versão, módulos adquiridos/instalados, empresa responsável pela
implantação, entre outras), função/utilização principal e valores apurados.
Deve ser indicada a conta contábil onde cada software se encontra registrado e
se o software relacionado é utilizado por outras concessionárias pertencentes
ao mesmo grupo.
f) Servidões Permanentes
• apresentar relação com os totais de faixas de servidão
consideradas (áreas e extensões totais) e respectivos valores apurados para
compor a base de remuneração (saldo contábil e valor apurado para a base de
remuneração).
g) Apresentar os seguintes quadros resumos do trabalho, conforme modelos
no final deste anexo:
• Quadro 1 – Base blindada atualizada 1º ciclo;
• Quadro 2 – Resumo por conta;
• Quadro 3 – Resumo consolidado por conta - base blindada
atualizada 1º ciclo + incremental 2º ciclo (bens elegíveis);
• Quadro 4 – Resumo consolidado por atividade/conta;
• Quadro 5 – Resumo consolidado por conta - base blindada
atualizada 1º ciclo + incremental 2º ciclo (bens elegíveis);
• Quadro 6 – Resumo consolidado da base blindada atualizada 1º
ciclo + incremental 2º ciclo (bens elegíveis);
• Quadro 7 – Resumo de sobras;
• Quadro 8 – Comparativo contábil x avaliado do incremental 2º
ciclo;
IV. Metodologia Aplicada
A descrição da metodologia aplicada consiste em apresentar as
informações sobre os procedimentos, critérios e metodologias aplicadas na
realização do trabalho de avaliação objeto desta Resolução, elencados a seguir:
a) Para os levantamentos de campo (inventários):
• Apresentar informações sobre a logística utilizada para
realização dos levantamentos de campo – imóveis, subestações e linhas;
• Apresentar informações sobre os procedimentos utilizados para
realização dos levantamentos de campo – imóveis, subestações e linhas;
• Apresentar informações sobre as equipes utilizadas nos
levantamentos de campo (quantidades e perfis dos profissionais que participaram
dos trabalhos de levantamento de campo, incluindo os profissionais que
participaram das atividades de coordenação/gerenciamento) – imóveis,
subestações e linhas;
• Apresentar informações sobre o tempo gasto para realizar os
levantamentos de campo (datas de início e de conclusão) – imóveis, subestações
e linhas;
• Subestações – apresentar considerações sobre a qualidade e
confiabilidade dos controles patrimonial e de engenharia da concessionária,
apresentando um panorama geral sobre as divergências verificadas em campo,
entre outras informações julgadas relevantes para retratar a situação
encontrada;
• Linhas – indicar as ODI-LT vistoriadas e apresentar considerações
sobre as “não conformidades” verificadas por ocasião da realização dos
levantamentos de campo (observar disposições desta Resolução), apresentando um
panorama geral sobre as divergências verificadas em campo, bem como sobre a
qualidade e confiabilidade dos controles patrimonial e de engenharia da
concessionária, entre outras informações julgadas relevantes; e
• Imóveis – apresentar considerações sobre a qualidade e
confiabilidade dos controles patrimonial e de engenharia da concessionária
(existência de plantas atualizadas, documentos de propriedade etc.),
apresentando um panorama geral sobre as divergências verificadas em campo,
entre outras informações julgadas relevantes para retratar a situação
encontrada.
b) Critérios utilizados para inclusão de ativos na base de remuneração
(critérios de elegibilidade).
c) Critérios utilizados para aplicação dos índices de aproveitamento.
d) Procedimentos e critérios utilizados para validação dos controles da
concessionária para as contas/grupos de ativos: veículos, móveis e utensílios,
servidões, equipamentos de informática e softwares.
e) Procedimentos e critérios utilizados para valoração dos grupos de
ativos referentes a “Intangíveis”, “Edificações, obras civis e benfeitorias”,
“Máquinas e equipamentos”, “Veículos” e “Móveis e utensílios”, “Equipamentos de
informática” e “Softwares”. Para os terrenos, apresentar, juntamente com a
descrição dos procedimentos e critérios utilizados, relação com os fatores de
homogeneização aplicados com esclarecimentos sobre cada um e indicação das
faixas de abrangência utilizadas – valores mínimos e valores máximos – para
cada fator.
f) Critérios utilizados para consideração das servidões (faixas de
servidão – conta intangíveis).
Explicitar os procedimentos e critérios utilizados para considerar: as
servidões cujos direitos de uso foram adquiridos de forma onerosa; as servidões
cujos direitos de uso foram adquiridos de forma não onerosa; e as servidões
cujos terrenos correspondentes foram adquiridos pela concessionária com
escritura registrada em cartório de registro de imóveis.
g) Critérios utilizados para considerar os equipamentos reserva (reserva
técnica).
h) Informações sobre os demais procedimentos, critérios e referências
considerados.
i) Apresentar cópia dos contratos das obras realizadas em regime
“turn-key”
V. Identificação dos Ativos Não Elegíveis
Apresentar relação, com justificativa, dos ativos definidos como não
elegíveis (ativos excluídos da Base de Remuneração), com indicação das
seguintes informações: destinação de uso do ativo; razões que levaram à
exclusão; e contas contábeis onde os ativos encontram-se apropriados. Devem ser
apresentadas notas explicativas para os ativos excluídos e que se encontrem em
situação particular na época da realização dos trabalhos de avaliação, tais
como: instalações construídas e não colocadas em serviço, instalações em
reforma e desativadas temporariamente, instalações a serem alienadas, entre
outras.
VI. Conciliação Físico-Contábil
Informar os procedimentos e critérios utilizados para realização do
processo de conciliação físicocontábil.
Apresentar informação resumida das sobras e faltas apuradas, após a
realização do processo de conciliação entre o arquivo de controle patrimonial e
a base física da concessionária (controles patrimonial e de engenharia), a
serem ajustadas no sistema de controle patrimonial da concessionária conforme
quadros 3 e 4 deste Anexo.
VII. Obrigações Especiais
Indicar os critérios e procedimentos utilizados para apuração do valor
da conta Obrigações Especiais, considerado na base de remuneração.
VIII. Almoxarifado de Operação
Indicar os critérios e procedimentos utilizados para apuração do valor
da conta Almoxarifado de Operação, considerado na base de remuneração.
IX. Ativo Diferido
Indicar os critérios e procedimentos utilizados para apuração do valor
da conta Ativos Diferidos, considerado na base de remuneração.
X. Imóveis que se encontram em processo de Regularização
Apresentar relação dos imóveis incluídos na base de remuneração que não
possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da
concessionária e que se encontram em processo de regularização, fornecendo
informações sobre a situação atual de cada um no que se refere à posição em
termos de documentação e atividades atualmente exercidas pela concessionária no
local. A relação em questão deve trazer, no mínimo, as seguintes informações:
designação do imóvel, endereço completo, referência do laudo de avaliação,
valor de mercado em uso e valor final apurado para inclusão na base de
remuneração.
XI. Considerações
Indicar as eventuais inconsistências e/ou particularidades que mereçam
ser destacadas, verificadas no decorrer da realização dos trabalhos,
apresentando as justificativas técnicas cabíveis.
XII. Considerações Finais
Apresentar as considerações finais a respeito do trabalho desenvolvido.
5. ARQUIVOS A SEREM ENCAMINHADOS EM MEIO MAGNÉTICO
140. Relacionar e descrever, de forma resumida, o conteúdo, forma de
organização e demais detalhes técnicos necessários à completa identificação e
caracterização das informações apresentadas e que possibilitem a adequada utilização
dos arquivos encaminhados por meio magnético.
141. Os arquivos encaminhados devem trazer todas as informações
solicitadas nesta Resolução, bem como aquelas necessárias ao adequado
entendimento e caracterização, com o maior nível de detalhamento possível, dos
trabalhos realizados.
142. Os arquivos em meio magnético devem trazer, dentre outras, as
seguintes informações:
a) Relatório de Avaliação – Sumário Executivo (com todas as relações e
anexos);
b) laudos de avaliação dos imóveis vistoriados e considerados na base,
incluindo identificação, localização, valores de mercado e de índice de
aproveitamento;
c) orçamentos detalhados das edificações (com memórias de cálculos e
fórmulas utilizadas), com referências dos Laudos de Avaliação respectivos;
d) relação para cada subestação, indicando individualmente os
equipamentos/materiais (incluindo-se estruturas metálicas ou de concreto),
considerados para compor a base de remuneração com os respectivos valores
apurados (VNR, Valor do Índice de Aproveitamento Integral, Depreciação
Acumulada, Valor de Mercado em Uso e Valor apurado para a Base de Remuneração),
datas de entrada em operação, números de patrimônio e contas contábeis onde se
encontram registrados. Nestas relações devem constar as memórias de cálculos e fórmulas
utilizadas, devendo também estar informado o tipo da subestação (SF6,
convencional ou especial) e se a mesma é rural ou urbana. Também devem ser
elaborados um resumo com os valores apurados por subestação e um resumo com os
valores apurados, totalizando todas as subestações;
e) relação resumida para cada subestação contendo os valores contábeis
históricos e os valores apurados na avaliação (VNR, Valor do Índice de
Aproveitamento Integral, Depreciação Acumulada Valor de Mercado em Uso,Valor do
Índice de Aproveitamento Depreciado e Valor apurado para a base de
remuneração), para os terrenos, edificações e benfeitorias e máquinas e
equipamentos;
f) relação para cada linha de transmissão operando com tensão maior que
34,5 kV, indicando individualmente os equipamentos/materiais considerados para
compor a Base de Remuneração com os respectivos valores apurados (VNR, Valor do
Índice de Aproveitamento Integral, Depreciação Acumulada, Valor de Mercado em
Uso, Valor do Índice de Aproveitamento Depreciado e Valor apurado para a base
de remuneração), datas de entrada em operação, números de patrimônio e contas
contábeis onde se encontram registrados. Nestas relações devem constar as
memórias de cálculos e fórmulas utilizadas, devendo também estar informado se a
linha é aérea ou subterrânea e se é urbana ou rural. Devem ser elaborados um
resumo com os valores apurados por ODI-LT e um resumo com os valores apurados,
totalizando todas as ODI-LT;
g) Relação para cada linha de transmissão operando com tensão até 34,5 kV,
indicando individualmente os equipamentos/materiais considerados para compor a
Base de Remuneração com os respectivos valores apurados (VNR, Valor do Índice
de Aproveitamento Integral, Depreciação Acumulada, Valor de Mercado em Uso e
Valor apurado para a base de remuneração), datas de entrada em operação,
números de patrimônio e contas contábeis onde se encontram registrados. Nestas
relações devem constar as memórias de cálculos e fórmulas utilizadas, devendo
também estar informado se a rede é aérea ou subterrânea e se é urbana ou rural.
Devem ser elaborados um resumo com os valores apurados por ODI-LT e um resumo
com os valores apurados totalizando todos as ODI-LT;
h) equipamentos de reserva considerados para compor a base de
remuneração (uma relação com os equipamentos reserva computados na base de
remuneração, indicando, para cada um, a subestação e/ou instalação onde está
localizado);
i) relação individualizada das demais máquinas, equipamentos e materiais
considerados para compor a base de remuneração com os respectivos valores
apurados (VNR, Índice de Aproveitamento Integral, Depreciação Acumulada, Índice
de Aproveitamento Depreciado, Valor de Mercado em Uso e Valor apurado para a
base de remuneração), datas de entrada em operação, números de patrimônio e
contas contábeis onde se encontram registrados. Nesta relação devem constar as
memórias de cálculos e fórmulas utilizadas;
j) relações detalhadas referentes ao processo de conciliação
físico-contábil, indicando os bens conciliados, as sobras contábeis e as faltas
(sobras físicas);
k) deve ser apresentada uma versão em meio magnético nas linguagens
Access e Excel, contemplando para cada bem, no mínimo as seguintes informações,
na ordem seqüencial abaixo:
l) memória dos cálculos utilizados na composição dos JOA’s, Almoxarifado
de Operação, Ativo Diferido e Obrigações Especiais.
6. CÁLCULO DO CUSTO ANUAL DOS ATIVOS ELÉTRICOS
143. A remuneração do capital é composta pelo retorno do capital
(depreciação) e o retorno sobre o capital (rentabilidade), sendo anualizada no
período tarifário, através da seguinte expressão:
144. O valor residual dos ativos, que corresponderá à base de
remuneração líquida, ao final de cada ano, será dado pela base líquida no ano
anterior acrescida dos investimentos projetados no ano e subtraindo-se as
depreciações e desmobilizações.
APÊNDICES
APÊNDICE I – RESUMO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
Folha com o Resumo da Base de Remuneração, conforme modelo a seguir:
REVISÃO TARIFÁRIA PERÍODICA
RESUMO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
CONCESSIONÁRIA:
CONTRATO DE CONCESSÃO Nº ______________
EMPRESA CONTRATADA PARA O TRABALHO DE ELABORAÇÃO DO LAUDO DE
AVALIAÇÃO:
BASE DE REMUNERAÇÃO – RESOLUÇÃO ANEEL Nº xxxx, DE xx/xx/xxxx
Local e data
Assinaturas dos Responsáveis pela Concessionária
A Concessionária deve encaminhar à Superintendência de Fiscalização
Econômica – SFF/ANEEL, por meio de Ofício ou Carta, o laudo de avaliação com
seus respectivos anexos e arquivos em meio magnético, devidamente assinado pelo
representante legal da concessionária, acompanhado da Declaração de
Independência e da Declaração de Fato Superveniente, citadas no tópico
Credenciamento.
ANEXO III
Define a metodologia a ser utilizada para determinação dos custos
operacionais eficientes das concessionárias de transmissão de energia elétrica,
a ser considerada no segundo ciclo de revisão tarifária periódica, conforme
estabelecido no inciso III do art. 5º desta Resolução.
METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES
I – ABORDAGEM GERAL
1. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo dos custos operacionais
eficientes na revisão tarifária periódica busca estabelecer parâmetros de
eficiência de modo a determinar os custos associados à execução dos processos e
atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, direção e
administração, em condições que assegurem que a concessionária possa obter os
níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão
sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil.
2. Para o cálculo dos custos operacionais, será utilizada a
abordagem Top-Down, que parte dos custos realizados pela
transmissora nos últimos exercícios, anteriores ao novo período tarifário,
eliminam-se todos aqueles que não correspondem ao negócio regulado e se efetua
uma análise de eficiência histórica e comparativa com outras concessionárias,
mediante o uso de indicadores de eficiência.
II – MODELO ADOTADO
II.1. – DESCRIÇÃO GERAL
3. A estimativa da eficiência das empresas no que diz respeito a custos
de operação e manutenção será feita em duas etapas.
4. A primeira etapa consiste em estimar parâmetros de eficiência
aplicando o modelo DEA (Data Envelopment Analysis).
5. A segunda etapa consiste em estimar, via análise de regressão,
variáveis ambientais, ou seja, variáveis que afetam os custos médios e
marginais das transmissoras, e corrigir o parâmetro de eficiência de forma a
contemplar as especificidades de cada empresa. Logo, baseado nos parâmetros
estimados na regressão, faz-se a correção do 1º Estágio levando-se em conta as
variáveis ambientais.
II.2. – DEA 1º ESTÁGIO
6. Para o insumo, considera-se no modelo a variável OPEX (custo
operacional), sendo essa definida como os valores contábeis referentes às
contas de Pessoal, Materiais e Serviços de Terceiros, extraídas do Balancete
Mensal Padronizado – BMP e informações contábeis encaminhadas para a Comissão
de Valores Imobiliários. Os valores devem ser atualizados para a data base de
junho de 2009 utilizando-se o índice do IPCA para as contas de Pessoal e
Serviços de Terceiros e o índice do IGPM para a conta de Materiais.
7. As variáveis selecionadas para representar o produto são:
8. Para o levantamento da base de ativos físicos devem ser consideradas
apenas as instalações de transmissão constantes das planilhas de cálculo que
subsidiaram a Resolução nº 166/2000, de 31 de maio de 2000, e aquelas
constantes das Resoluções Autorizativas publicadas após a celebração dos
Contratos de Concessão.
II.3. – DEA 2º ESTÁGIO
9. Em um segundo estágio, é realizada uma análise de regressão visando
identificar as variáveis ambientais, sendo que os parâmetros de eficiência
obtidos no item II.2 serão ajustados de forma a contemplar estas variáveis.
10. As variáveis a serem consideradas são aquelas que afetam os custos
médios e marginais das transmissoras, não consideradas no item II.2, passíveis
de serem mensuradas.
III – APLICAÇÃO
11. Pode-se descrever genericamente o custo de Administração, Operação e
Manutenção (CAOM) através da equação:
12. O custo de administração (CA) envolve os custos de pessoal,
materiais e serviços associados unicamente a área administrativa. Também se
incluem neste item despesas como seguros, tributos, dentre outras. Da mesma
forma, o custo de operação e manutenção (COM) também envolve custos de pessoal,
materiais e serviços, porém associados aos processos e atividades de operação e
manutenção das instalações em serviço. Finalmente, o custo anual das
instalações móveis e imóveis (CAIMI) refere-se à infraestrutura de escritórios
e transporte necessários para o apoio aos serviços de transmissão, tais como:
imóveis, móveis e equipamentos, sistemas de informática e transporte.
13. Os custos operacionais associados às NI’s serão obtidos a partir da
proporção das novas instalações sobre o ativo total das empresas. Para tanto, o
procedimento a ser adotado é o de agregar as variáveis de equipamentos em um
único índice, de forma que a participação dos custos operacionais associados às
NI’s passe a corresponder a igual participação dos novos equipamentos agregados
no índice.
14. Para as empresas com revisão sobre toda a RAP e consideradas na
análise referida no item II.2, deverá ser adotada a seguinte equação:
15. O valor de Oc será avaliado nos processos de
revisão específicos observando as articularidades de cada empresa. Estas
despesas deverão fazer parte das rubricas Outros Custos Operacionais, Tributos
ou Aluguéis.
16. Para as empresas com revisão sobre a RBNI e consideradas na análise
referida no item II.2, deverá ser adotada a seguinte equação:
17. O valor de Oc será avaliado nos processos de
revisão específicos observando as particularidades de cada empresa. Estas
despesas deverão fazer parte das rubricas Outros Custos Operacionais, Tributos
ou Aluguéis. Neste caso, estes custos devem estar associados somente às novas
instalações.
18. Para as empresas com poucos ativos e revisão apenas na RBNI deverá
ser adotada uma relação percentual entre custos operacionais e custo de
reposição dos ativos, conforme a seguir:
19. Por fim, para as demais empresas, os custos deverão ser definidos a
partir da análise dos seus custos reais e da seguinte equação:
20. O fator de escala ∂ deverá ser definido nos
processos específicos. Os valores de custos reais serão extraídos
necessariamente do BMP. A Concessionária deverá apresentar, no processo
específico de revisão tarifária, os valores relativos à rubrica Outros Custos
Operacionais desagregados, identificando somente custos de natureza
operacional.
ANEXO IV
Estabelece a metodologia para a definição da estrutura ótima de capital
e define a remuneração das concessionárias de transmissão de energia elétrica a
ser considerada no segundo ciclo de revisão tarifária periódica, conforme
estabelecido no inciso IV do art. 5º desta Resolução.
METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL
1. A estrutura de capital diz respeito às fontes de recursos utilizadas
por um investidor num investimento específico. Há duas fontes: capital próprio
e de terceiro. No balanço patrimonial, o primeiro irá compor o patrimônio
líquido e o segundo o passivo exigível.
2. Para representar o capital de terceiro, pode-se utilizar a dívida
total (Passivo Exigível) ou dívida onerosa. Para representar o capital próprio,
pode-se utilizar o patrimônio líquido ou o valor dos ativos. Desde o primeiro
ciclo de revisão da distribuição e da transmissão, a ANEEL optou por utilizar
como indicador (proxy) para o capital próprio o patrimônio líquido e
para o capital de terceiro a dívida total.
3. Conforme literatura disponível sobre o tema, é comum encontrar duas
formas de definição de estrutura ótima de capital para um setor regulado
através da observação empírica. Um primeiro método parte do nível médio de
alavancagem de todas as companhias reguladas. Entretanto este método pode não
ser apropriado por não considerar a possibilidade de empresas não se
encontrarem em seus níveis ótimos de alavancagem por uma série de razões. Um
segundo método, menos suscetível ao problema, é o de usar uma amostra de empresas
similares
4. Optou-se por utilizar como amostra de empresas similares, para a
definição da estrutura ótima de capital a ser utilizada no cálculo do custo de
capital das empresas do setor de transmissão de energia, os valores de
patrimônio líquido e passivo do terceiro ano de operação das empresas
licitadas, de forma a conferir homogeneidade aos valores e evitar distorções
nos balanços.
5. Portanto, o valor para a estrutura ótima de capital obtido após a
análise foi de 63,55% de participação de capital de terceiros.
METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DO CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO
6. Para determinar o custo de capital próprio, adota-se o método de
risco/retorno CAPM (Capital Asset Pricing Model), construído sob a
premissa de que a variância de retornos é a medida de risco apropriada, mas
apenas aquela porção de variação que é não-diversificável é recompensada, ou
seja, parte do risco em qualquer ativo individual pode ser eliminado através da
diversificação. O modelo CAPM construído para o cálculo da remuneração de
ativos de transmissão de energia elétrica no Brasil tem como resultado
fundamental a seguinte equação:
7. Para a taxa livre de risco utiliza-se o rendimento do bônus do
governo dos EUA com vencimento de 10 anos e duration de
aproximadamente 8 anos. Para esse título, utilizou-se a média das taxas de
juros anuais no período de janeiro de 1995 a dezembro de 2008, obtendo-se,
através de média aritmética, uma taxa de juros média anual de 5,09%.
8. O prêmio de risco de mercado é calculado a partir da diferença entre
os retornos médios da taxa livre de risco e do índice Standard &
Poor’s 500 (S&P500), que consiste num índice composto pelas ações
das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. Dessa forma, com
base nas séries históricas de 1928 a 2008, obteve-se uma taxa anual média
(aritmética) de retorno do mercado acionário de 5,45%.
9. O cálculo do Beta envolve os seguintes passos: i) cálculo do Beta
alavancado para a amostra de empresas de energia elétrica dos EUA que
apresentem a transmissão em suas atividades; ii) desalavancagem dos Betas
obtidos para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico de
cada empresa e a alíquota de 40% de imposto de renda dos EUA, obtendo-se o Beta
associado ao risco do negócio; iii) cálculo da média dos Betas desalavancados,
cujo resultado chamar-se-á de Beta desalavancado do setor; e iv) realavancagem
do Beta desalavancado 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.
10. Para se proceder ao cálculo dos betas, foram escolhidas empresas
americanas do setor de transmissão de energia elétrica, membros da associação
responsável pela operação e segurança do sistema de transmissão de energia
elétrica dos Estados Unidos (NERC – North American Electric Reliability
Corporation). Cabe esclarecer que as empresas selecionadas não atuam apenas no
setor de transmissão, podendo apresentar estruturas verticalizadas, com ativos
de geração e distribuição. Assim, além de se exigir que as empresas atuem como transmissoras,
a amostra foi restrita às empresas que possuem como principais atividades os
segmentos de transmissão e distribuição de energia elétrica. Foram excluídas
empresas nas quais os ativos conjuntos de transmissão e distribuição não
representassem pelo menos 50% dos ativos totais. Por último, foram excluídas as
empresas que não tivessem liquidez das ações ou não fossem listadas na Bolsa de
Valores.
11. Foram então selecionadas 13 empresas para as quais se obteve o beta
médio das ações, calculado para o período de 5 anos, retornos semanais,
obtendo-se o valor de 0,772. A partir da estrutura média de capital dos últimos
5 anos e utilizando-se a alíquota de imposto de 40%, obteve-se o beta
desalavancado médio igual a 0,2914. Calculando-se o beta para a estrutura de
capital definida para as empresas brasileiras (63,55%) e com a carga de
tributos de 34%, a alavancagem do beta resultou em 0,627, a ser aplicado ao
setor de transmissão de energia no Brasil.
12. O prêmio de risco país pode ser entendido como o risco adicional que
um projeto incorre ao ser desenvolvido em um determinado país de economia
emergente (mercado doméstico) ao invés de em um país com economia estável
(geralmente, o mercado dos EUA).
13. Na determinação do prêmio de risco país, é crucial a escolha do
papel ou carteira, que será utilizada para definir o prêmio de risco soberano.
Outra possibilidade de estimar o risco país é considerar a classificação de
rating soberano definido por uma das três agências de maior visibilidade que
propõem tal metodologia; Fitch, Moody´s e S&P. Por este método, o Brasil
encontra-se classificado com a nota BBB- nas agências Fitch e Standard &
Poor´s, classificação considerada de investment grade, o que significa poucas
chances de deixar de honrar suas dívidas. Para a agência Moody´s, a
classificação é Baa3, também considerado grau de investment grade.
14. O mercado financeiro internacional tem adotado como indicador do
risco país o índice EMBI + – Emerging Markets Bond Index Plus, ou Índice de
Títulos dos Mercados Emergentes, calculado pelo banco J.P. Morgan, com
data-base de 31 de dezembro de 1993. Este índice tenta medir com maior precisão
o risco país diário para 15 países. A metodologia de cálculo desse índice
considera o spread soberano – que é o diferencial do yield (rendimento) do
título doméstico do país de interesse em relação ao título norte-americano de
prazo equivalente.
15. Assim, para o cálculo do prêmio de risco Brasil, utilizou-se a série
histórica diária do índice Emerging Markets Bonds Index Plus relativo ao Brasil
(EMBI+Brazil), de janeiro de 2000 a dezembro de 2008, resultando no valor
mediano de 5,23%.
16. O período adotado para o cálculo da mediana, de janeiro de 2000 a
dezembro de 2008, e o uso desta em oposição ao uso da média, foi estabelecido
de acordo com as seguintes considerações: a) A política econômica atualmente em
vigor no Brasil consiste no tripé de regime de metas inflacionárias, câmbio
flexível e superávit primário, estabelecido durante o ano de 1999, em razão da
crise cambial ocorrida em meados de janeiro do mesmo ano. A estabilidade
conquistada durante o período diminuiu as incertezas recorrentes em épocas
anteriores; e b) Observa-se um desvio bastante acentuado na série histórica no
segundo semestre de 2002, indicando a existência de pontos extremos que afetam
de modo desproporcional a estimativa que se almeja obter. Assim, optou-se pelo
uso da mediana para o cálculo do risco país, tendo em vista as propriedades
estatísticas desta estimativa.
17. Assim, o custo de capital próprio, em termos nominais, é de 13,74%.
METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DO CUSTO DE CAPITAL DE TERCEIROS
18. Para o custo de capital de terceiros das empresas existentes,
adota-se uma abordagem similar à do capital próprio, ou seja, trata-se de
adicionar à taxa livre de risco os prêmios de risco exigidos para se emprestar
recursos a uma concessionária de transmissão no Brasil. O custo do capital de
terceiros é calculado pelo método CAPM de dívida, conforme a expressão:
19. O prêmio de risco de crédito deve representar o spread sobre
a taxa livre de risco que pagam empresas com a melhor classificação de risco
das transmissoras de energia elétrica brasileiras.
Neste sentido, adota-se como benchmarking para o
cálculo do prêmio de risco de crédito uma seleção de empresas com classificação
de risco Baa3 (segundo classificação da Moody´s) que tinham série de títulos de
longo prazo com liquidez calculado no período de janeiro de 1995 a dezembro de
2008. Calculando a média dos spreads dessas empresas ao longo
da série, determina-se uma taxa média de 1,93%.
20. Assim, o custo de capital de terceiros, em termos nominais, é de 12,25%.
DETERMINAÇÃO DO CUSTO MÉDIO PONDERADO DE CAPITAL
21. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo
Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC),
incluindo o efeito dos impostos sobre a renda, sendo expresso pela seguinte
fórmula:
22. Aplicando-se a equação anterior e adotando-se a alíquota de imposto
(T) igual a 34%, resulta em um custo de capital para a estrutura de
capital sugerida (D/V=63,55%) em termos nominais de 10,14%. Deflacionando-se o
custo nominal pela taxa de inflação média anual dos EUA no período de janeiro
de 1995 a dezembro de 2008 de 2,71%, obtém-se o custo em termos reais, que
resultou em 7,24% depois dos impostos. Os resultados finais são mostrados na
tabela a seguir.
ANEXO V
Estabelece a metodologia para identificar o valor a ser considerado como
redutor tarifário a título de Outras Receitas, a ser considerada no segundo
ciclo de revisão tarifária periódica, conforme estabelecido no inciso V do art.
5º desta Resolução.
METODOLOGIA DE APURAÇÃO DE OUTRAS RECEITAS
1. Para fins de revisão tarifária das concessionárias transmissoras de
energia elétrica, serão tratadas aquelas atividades onde pessoal e instalações
da empresa regulada prestam serviços a terceiros, mas não constituem um ramo de
negócio diferente. Dentre as atividades que se enquadram neste tipo,
destacam-se: Compartilhamento de infra-estrutura (módulos de infraestrutura
geral e sistemas de comunicação), Prestação de serviços a terceiros (serviços
de consultoria na área de transmissão, serviços de operação e manutenção de
linhas de transmissão e subestações e serviços de comunicação).
2. 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 distribuição desses
ganhos entre a empresa regulada e os usuários do serviço público regulado,
visando contribuir para a modicidade tarifária. Para isso, deve-se estabelecer
previamente, no momento da revisão tarifária, um valor presumido para as
receitas adicionais a serem consideradas anualmente no próximo período
tarifário.
3. 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 (Receitas de Outras Atividades –
ROA). Portanto, a ROA corresponderá à soma das receitas presumidas de cada
serviço, onde esta deve levar em conta uma análise dos contratos existentes da
empresa.
4. A seguir, são descritos os tratamentos a serem dados a cada uma das
atividades consideradas.
I – COMPARTILHAMENTO DE INFRA-ESTRUTURA
Módulos de Infraestrutura Geral:
5. Para fins de revisão tarifária das transmissoras, toda a receita
auferida (líquida) com contratos de compartilhamento de infra-estrutura com
prestadores de serviço público, 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.
Sistemas de Comunicação:
6. Visando o compartilhamento dos ganhos decorrentes dessa atividade com
os usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime, ou
seja, 50% do lucro líquido será da concessionária e a outra parcela será
destinada à modicidade tarifária. Destaca-se que não serão consideradas
despesas associadas a esta atividade, visto que estas são de responsabilidade
do acessante.
Dessa forma, a receita presumida com compartilhamento de sistemas de
comunicação será dada por:
II – PRESTAÇÃO DE SERVIÇOS A TERCEIROS
7. Os serviços prestados a terceiros podem ser classificados em três
grupos: Serviços de Consultoria, Serviços de Operação e Manutenção de Linhas de
Transmissão e Subestações e Serviços de Comunicação. São adotados os seguintes
critérios para o tratamento regulatório dos serviços prestados a terceiros:
Serviços de Consultoria:
8. Visando o compartilhamento dos ganhos decorrentes dessa atividade com
os usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime, ou
seja, 50% do lucro líquido será da concessionária e a outra parcela será destinada
à modicidade tarifária, conforme preconizado no Contrato de Concessão,
considerando-se um percentual de 40% sobre a receita líquida auferida,
descontados os impostos, como despesas incorridas na prestação do serviço.
Dessa forma, a receita presumida com serviços de consultoria será dada por:
Serviços de Operação e
Manutenção:
9. Visando o compartilhamento dos ganhos decorrentes dessa atividade com
os usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime, ou
seja, 50% do lucro líquido será da concessionária e a outra parcela será
destinada à modicidade tarifária, considerando-se um percentual de 80% sobre a
receita líquida auferida, descontados os impostos, como despesas incorridas na
prestação do serviço. Dessa forma, a receita presumida com serviços de operação
e manutenção será dada por:
Serviços de Comunicação:
10. Visando o compartilhamento dos ganhos decorrentes dessa atividade
com os usuários do serviço público regulado, será adotada uma divisão equânime,
ou seja, 50% do lucro líquido será da concessionária e a outra parcela será
destinada à modicidade tarifária, considerando-se um percentual de 20% sobre a
receita líquida auferida, descontados os impostos, como despesas incorridas na
prestação do serviço. Dessa forma, a receita presumida com serviços de operação
e manutenção será dada por:
11. Por fim, cabe ressaltar que todos os contratos referentes aos
serviços retromencionados e suas particularidades serão analisados no âmbito
das audiências públicas individuais no momento da revisão tarifária de cada
transmissora.