EMENTA (Caso exista):
ATO REGULATÓRIO: Nota Técnica nº 118/2007-SRE/ANEEL de 11 de maio de 2007
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
NOME DA INSTITUIÇÃO: COMPANHIA ESTADUAL DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA – CEEE GT
CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À CONSULTA PÚBLICA Nº 015/2007
TEXTO/INSTITUIÇÃO
2º Empreendimento – Subestação e ramal de 230 kV
Usina Térmica Canoas
Conforme Contrato de Cessão Não Onerosa de Uso
firmado entre a CEEE e Petróleo Brasileiro S.A. PETROBRÁS em 01 de julho de 2002 a CEEE opera
e manutenciona as LT’s Cidade Industrial x Usina
Térmica Canoas e Usina Térmica Canoas x Gravataí
2 resultantes do seccionamento da LT Cidade
Industrial x Gravataí 2 circuito 1, além da SE Usina
Canoas, constituída de dupla barra com disjuntor de
Fl 23 da Nota Técnica nº 118/2007- Conforme
correspondência
SRE/ANEEL de 11/05/2007
GAB/DIR/NVQJ/115/2003 de 16/07/2003 a CEEE
opera e manutenciona os seguintes empreendimentos
121. Para fins da primeira revisão tarifária cedidos ou doados:
das concessionárias transmissoras de energia
elétrica, serão tratadas as atividades 1º Empreendimento – Subestação e ramal de 230 kV
denominadas “adicionais livres”, onde pessoal Usina Dona Francisca
e instalações da empresa regulada prestam Conforme Contrato de Cessão Não Onerosa de Uso
serviços a terceiros, mas não constituem um firmado entre a CEEE e Dona Francisca Energética
ramo de negócio diferente. Dentre as S.A. em 01 de agosto de 2002 a CEEE opera e
atividades que se enquadram neste tipo, manutenciona as LT’s Usina Itaúba x Usina Dona
destacam-se: compartilhamento de infra- Francisca e Usina Dona Francisca x Santa Maria 3
estrutura, serviços de consultoria na área de resultantes do seccionamento da LT Usina Itaúba x
transmissão e serviços de operação e Santa Maria 3, além da SE Usina Dona Francisca,
manutenção de linhas de transmissão e constituída de dupla barra com disjuntor de
subestações.
transferência, dois disjuntores de LT e dois disjuntores
de trafos para geradores.
TEXTO/ANEEL
Conforme preconiza o artigo 8º da Resolução 489
de 29/08/2002, que alterou o artigo 7º da
Resolução 433 de 10/11/2000, no paragrrafo 6ºé
determinado que será de responsabilidade da
concessionária de transmissão acessada “a
operação e manutenção das instalações cedidas
ou doadas, mediante receita estabelecida pela
ANEEL” solicitamos a receita para a operação e
manutenção dos empreendimentos listados na
coluna ao lado.
JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO
IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando-se os artigos, parágrafos e incisos a que
se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer
dispositivo.
CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS
Fl. 15 do Anexo 1 da Nota Técnica nº Fl. 15 do Anexo 1 da Nota Técnica nº 118/2007- Resolução nº 557 de 19/12/2000 da ANEEL, que
autorizou a CEEE, no Art. 2º alínea I , a
118/2007-SRE/ANEEL, de 11/05/2007
SRE/ANEEL, de 11/05/2007
implantar o seccionamento das duas LT’s 230 kV
Na linha 5 da Tabela de Unidades de linhas de Na linha 5 da Tabela de Unidades de linhas de Farroupilha – Campo Bom, e respectivos trechos
Transmissão a ANEEL considerou 1 circuito Transmissão deve ser considerado 2 circuitos duplos de linhas e módulos de conexão na SE Caxias
duplo de 11 km para o seccionamento da LT de 11 km cada, para o seccionamento das LT´s 230 500/230 kV.
230 kV Farroupilha x Campo Bom com um kV Farroupilha x Campo Bom C1 e C2, perfazendo
valor da Base de Remuneração de portanto um total de 22 km com um valor da Base de
R$ 9.459.949,46 e um CAAE
R$ 4.729.974,73 e um CAAE de Remuneração de
de R$ 1.323.024,54.
R$ 661.512,27.
Fl. 15 do Anexo 1 da Nota Técnica nº Fl. 15 do Anexo 1 da Nota Técnica nº 118/2007- Esta LT é composta de um trecho rural de 21,2
SRE/ANEEL, de 11/05/2007
118/2007-SRE/ANEEL, de 11/05/2007
km e um trecho urbano de 3,8 km. O trecho
urbano foi construído em concreto com 2 cabos
Na linha 3 da Tabela de Unidades de linhas de Na linha 3 da Tabela de Unidades de linhas de por fase. Conforme a Tabela XI “Unidades
Transmissão a ANEEL considerou para o Transmissão deve ser considerar para o cálculo da Modulares de Linhas de Transmissão” da Fl 10
3º Empreendimento – Subestação e ramal de 230 kV
Fibraplac com 3,6 km
Conforme Escritura Pública Nº 9.908, Folha 114,
Livro nº 59-C dos serviços Notariais do Distrito do
Sabão e Viamópolis, Comarca de Viamão – RS. A
FIBRAPLAC – Chapas de MDF LTDA fez a doação
à Companhia Estadual de Energia Elétrica do ramal
que seccionou a LT Gravataí 2 x Osório 2, passando a
constituir as LT Gravataí 2 x Fibraplac e Fibraplac x
Osório 2, ambas da Rede Básica, bem como da
subestação. A SE é constituída de barra simples, duas
seccionadoras de LT e um disjuntor de transformador
(a cargo do empreendedor).
transferência, dois disjuntores de LT e dois disjuntores
de trafos para geradores (a cargo do empreendedor).
Esta SE possui mais dois disjuntores de LT que
passarão a operar quando da energização do segundo
ramal que seccionará a da LT Cidade Industrial x
Gravataí 2 circuito 2.
Base de Remuneração o valor contábil da CEEE
corrigido para jun/05 de R$ 10.022.000,00, pois esta
linha foi construída uma parte em zona rural e outra
numa zona urbana.
da Nota Técnica nº 126/2007-SRE/ANEEL de
11/05/2007 não consta LT urbana cujos valores
são mais elevados que a rural. A CEEE gastou,
em valores contábeis, R$ 2.098.862,40 para
executar os 3,8 km do trecho urbano, resultando
um valor de R$ 552.332,31 por km, que corrigido
para jun/05 é de R$ 646.173,52 por km, enquanto
a ANEEL reconheceu R$ 267.582,41 por km a
preços de jun/05.
Além disto, a CEEE teve um custo com
desapropriação e indenização da ordem de 13%
do valor total da LT, no montante de
R$ 1.127.000,00.
O traçado desta LT atingiu zonas altamente
valorizadas e nobres, destinadas à implantação de
indústrias de transformação e comércio nos
municípios de Parobé e Taquara, o que levou a
um custo de indenização da ordem de 14% do
valor total da LT (R$ 2.389 mil no custo
contábil).
Na linha 2 da Tabela de Unidades de linhas de Na linha 2 da Tabela de Unidades de linhas de
Transmissão a ANEEL da LT 230 kV Caxias Transmissão deve ser considerada como Base de
Remuneração para a da LT 230 kV Caxias x Taquara
x Taquara.
o valor contábil corrigido para jun/05 de
R$ 19.874.000,00.
Fl. 16 do Anexo 1 da Nota Técnica nº Fl. 16 do Anexo 1 da Nota Técnica nº 118/2007- O traçado desta LT exigiu várias remoções na
faixa de passagem (área densamente povoada),
SRE/ANEEL, de 11/05/2007
118/2007-SRE/ANEEL, de 11/05/2007
casas, galpões e uma parte significativa de uma
Na linha 2 da Tabela de Unidades de linhas de Na linha 2 da Tabela de Unidades de linhas de indústria de beneficiamento de fios e cabos
Transmissão a ANEEL do ramal de linha de Transmissão deve ser considerado como Base de elétricos o que acarretou um custo de indenização
transmissão Camaquã/Cidade Industrial para a Remuneração, para o ramal de linha de transmissão de R$ 1.497 mil (custo contábil), 41% do total do
Camaquã/Cidade Industrial para a Porto Alegre 9, o valor da obra.
Porto Alegre 9.
valor contábil de R$ 3.637.000,00.
Acréscimos de equipamentos em Subestações SE Campo Bom – RBF - Rede Básica de Fronteira – Quando a ANEEL autorizou a abertura das LT
Gravataí 2 x Farroupilha (Caxias) em Campo
08/03/2003
Bom a CEEE seguindo o Procedimento de Rede,
1 CT 230 BPT – Acrescido 1 chave – TR1
implementou os módulos para Barra Principal e
1 CT 230 BPT – Acrescido 2 chaves – TR2
Transferência nos TR´s da RBF que existiam na
1 CT 230 BPT – Acrescido 2 chaves – TR3
SE, mas que não possuíam arranjo para este tipo
1 CT 69 BPT –
de barra, já que esta SE tinha uma barra simples
1 CT 69 BPT –
Fl. 15 do Anexo 1 da Nota Técnica nº Fl. 15 do Anexo 1 da Nota Técnica nº 118/2007SRE/ANEEL, de 11/05/2007
118/2007-SRE/ANEEL, de 11/05/2007
cálculo da Base de Remuneração da LT 230
kV Caxias x Caxias 2 o valor de
R$ 213.320,99 (Anexo V da Nota Técnica
126/2007) por km mais 15% de acréscimo.
Acréscimos de equipamentos em Subestações
Acréscimos de equipamentos em Subestações
de 230 kV em cada uma das derivações das LT´s
SE Campo Bom – DIT – Demais Instalações da em questão.
Em complemento a esta adequação foi necessário
Transmissão CO – 08/03/2003
colocar-se módulos do lado de baixo dos TR´s
1 EL 69 BPT
RBF para que se pudesse operar em paralelo e, ao
1 IB 69 BPT
mesmo tempo, foi necessário adequar-se o setor
1 EL 69 BPT – Acrescido 1 chave – EL SAP
de 69 kV para BPT, a fim de que na perda de um
1 EL 69 BPT - Acrescido 1 chave – EL CND
módulo de baixa dos TR´s não viesse a perder o
referido TR e houvesse corte de carga em toda a
região desta SE.
Por fim, instalou-se um módulo para a LT Novo
Hamburgo para que pudesse ser atendida a partir
da mesma barra de 69 kV, tendo em vista que
antes partia sem módulo da baixa de um dos TR
230/69 kV, que existia na SE.
SE Livramento RBF – Rede Básica de Fronteira – Quando a ANEEL autorizou a abertura das LT
25/11/2002
Alegrete 2 x Bagé 2 em Livramento, a CEEE
1 CT 230 BPT – Acrescido 2 chaves – TR 1
seguindo o Procedimento de Rede, implementou
o módulo para Barra Principal e Transferência no
TR da RBF que existia na SE, mas que não
possuía arranjo para este tipo de barra, já que esta
SE tinha uma barra simples de 230 kV, na
derivação da LT em questão.
SE Porto Alegre 13 – DIT - Demais Instalações da Quando a CEEE solicitou em 1999 uma série de
obras, o Comitê Coordenador do Planejamento da
Transmissão SS – 10/12/2000
Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, através
7 EL 13,8 BPT
do Programa Determinativo da Transmissão 2 IB 13,8 BPT
Horizonte Dezembro 2001, e o Operador
Nacional do Sistema Elétrico - ONS visando
garantir o atendimento do mercado, segundo os
critérios de qualidade vigentes à época,
apresentaram um elenco de obras emergenciais
para o atendimento eletro-energético ao Estado
do Rio Grande do Sul. Dentre estas obras
constava a instalação de um segundo TR para o
atendimento do mercado de distribuição da
Acréscimos de equipamentos em Subestações
Acréscimos de equipamentos em Subestações
SE Pelotas 3 – DIT - Demais Instalações da Quando a CEEE solicitou em 1999 uma série de
obras, o Comitê Coordenador do Planejamento da
Transmissão SS – 27/01/2002
Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, através
3 EL 13,8 BPT
do Programa Determinativo da Transmissão 1 IB 13,8 BPT
Horizonte Dezembro 2001, e o Operador
2 CT 13,8 BPT
Nacional do Sistema Elétrico - ONS visando
6 EL 13,8 BPT
garantir o atendimento do mercado, segundo os
1 IB 13,8 BPT
critérios de qualidade vigentes a época,
apresentaram um elenco de obras emergenciais
Resolução 523/2002
para o atendimento eletro-energético ao Estado
1 TR 138x13,8 KV 25 MVA
do Rio Grande do Sul. Dentre estas obras
constava a instalação de dois TR´s para o
atendimento do mercado de distribuição da
CEEE.
Esta instalação, onde foi feita a obra, é
propriedade da Transmissora e a ANEEL
autorizou a CEEE instalar os TR´s nesta SE. Em
conseqüência foi necessário instalar-se também
os módulos de 138 kV, o TR 138/13,8 kV e os
alimentadores de 13,8 kV para que pudesse ser
atendido o mercado consumidor, pois nesta SE
não existia qualquer atendimento em 138 kV.
SE Porto Alegre 10 – DIT - Demais Instalações da Quando a CEEE solicitou em 1999 uma série de
obras, o Comitê Coordenador do Planejamento da
Transmissão SS – 13/10/2002
Expansão dos Sistemas Elétricos – CCPE, através
4 EL 69 BPT
do Programa Determinativo da Transmissão 1 IB 69 BPT
CEEE.
Esta instalação, onde foi feita a obra, é
propriedade da Transmissora e a ANEEL
autorizou a CEEE instalar o TR nesta SE. Em
conseqüência foi necessário instalar-se também
os módulos de alimentadores de 13,8 kV para que
pudesse ser atendido o mercado consumidor, bem
como as adequações para que os TR´s pudessem
ser interligados pela baixa, lado de 13,8 kV.
LT 230 kV Ramal Scharlau
06/01/2000
“55. O resultado final constitui-se na soma dos custos
de O&M e custos administrativos eficientes e está
descrito na tabela abaixo. Para que estes custos
fiquem coerentes com o período civil, é preciso
corrigir a inflação do período entre julho e dezembro
Acréscimos de Linhas de Transmissão
A Nota Técnica nº 118/2007-SRE/ANEEL, de
11 de maio de 2007, apresenta a metodologia
aplicada e os resultados finais da revisão
tarifária periódica da concessionária de
transmissão de energia elétrica Companhia
RB -Rede Básica–
SE Santa Rosa RBF – Rede Básica de Fronteira –
25/07/2002
1 CT 230 BPT – Acrescido 2 chaves – TR 1
Acréscimos de equipamentos em Subestações
Horizonte Dezembro 2001, e o Operador
Nacional do Sistema Elétrico - ONS visando
garantir o atendimento do mercado, segundo os
critérios de qualidade vigentes a época,
apresentaram um elenco de obras emergenciais
para o atendimento eletro-energético ao Estado
do Rio Grande do Sul, dentre estas obras constava
a instalação de um TR 230/69 kV para o
atendimento do mercado de distribuição da
CEEE.
Esta instalação, onde foi feita a obra é,
propriedade da Transmissora e a ANEEL
autorizou a CEEE instalar o TR nesta SE. Em
conseqüência foi necessário instalar-se também
os módulos de 69 kV para que pudesse ser
atendido o mercado consumidor.
Quando a ANEEL autorizou a abertura das LT´s
com entrada para as linhas de transmissão Santa
Rosa –Guarita e Santa Rosa – Santo Ângelo 2, a
CEEE seguindo o Procedimento de Rede,
implementou o módulo para Barra Principal e
Transferência no TR da RBF que existia na SE,
mas que não possuía arranjo para este tipo de
barra, já que esta SE tinha uma barra simples de
230 kV.
Quando a ANEEL autorizou a receita da obra da
SE Scharlau, não foi levado em conta que para a
instalação dos módulos que constam da
Resolução 306/2000, era necessária a abertura da
LT Farroupilha x Charqueadas em 230 kV, já que
esta passava a 840 metros da SE Scharlau.
Uma vez que o índice de inflação medido pelo
IPCA julho a dezembro de 2005 são conhecidos,
o valor apurado para este período foi 2,45%.
Diante do exposto acima, a CEEE solicita a
correção deste percentual para 2,45%.
Tabela 10
Custo Total CEEE R$ 129.257.412,43
Custo O&M CEEE R$ 77.554.447,46
A Nota Técnica nº 125/2007-SRE/ANEEL, de
11 de maio de 2007, estabelece a metodologia
e cálculo dos Custos de Operação e
Manutenção das Transmissoras de Energia
Elétrica.
Dentre os procedimentos apresentados,
destacamos:
“85. Finalmente, para o cálculo final dos custos
operacionais
deve-se
considerar
o
período
imediatamente anterior à data da revisão, ou seja,
julho de 2004 a junho de 2005. Dessa forma, o custo
total, bem como os custos de operação e manutenção
considerados resultantes da aplicação desse método,
estão demonstrados na tabela abaixo. Como podemos
notar, os valores guardam maior consistência com o
“85. Finalmente, para o cálculo final dos
custos operacionais deve-se considerar o perfil das empresas em relação aos valores contábeis.
período imediatamente anterior à data da Os valores foram atualizados mensalmente até
revisão, ou seja, julho de 2004 a junho de maio/2005, sendo utilizado o índice do IPCA para as
2005. Dessa forma, o custo total, bem como contas de Pessoal e Serviços de Terceiros e o índice
os custos de operação e manutenção do IGP-M para as contas de Materiais e Outros, de
considerados resultante da aplicação desse acordo com o parágrafo 61 desta NT”.
método, estão descritos na tabela abaixo. Tabela 10
Como podemos notar, os valores guardam Custo Total CEEE R$ 134.061.266,26
maior consistência com o perfil das empresas Custo O&M CEEE R$ 80.436.759,76
em relação aos valores contábeis.”
“55. O resultado final constitui-se na soma dos
custos de O&M e custos administrativos
eficientes e está descrito na tabela abaixo.
Para que estes custos fiquem coerentes com o
período civil, é preciso corrigir a inflação do
período entre julho e dezembro de 2005, cujo
valor foi de 2%.”
de 2005, cujo valor foi de 2,45%.”
Estadual de Energia Elétrica - CEEE.
Dentre os procedimentos apresentados,
destacamos:
Sabe-se que os processos inflacionários retiram
poder de compra dos agentes econômicos. Dessa
forma tem-se como prática comum a correção dos
valores (capitais, custos, salários, etc.) por índices
de preços, compatíveis com a cesta de bens.
Especificamente, no caso das Empresas do Setor
Elétrico Brasileiro a ANEEL tem se pautado pelo
uso de índices como IGP-M e IPCA, como
indexadores dos custos destas empresas.
Contudo, ao observar a evolução do atual
processo
de
Revisão
Tarifária
das
Concessionárias de Transmissão houve, por parte
dessa Agência, a omissão da correção destes
valores ou mudança nos critérios adotados.
Assim, dado que nos períodos de 2003 e 2004
houve a reposição da inflação, não há justificativa
para a não correção dos custos operacionais finais
do período de julho de 2004 a junho de 2005.
Este procedimento, de repor o índice de preços do
período, somente se tornaria desnecessário caso a
inflação fosse zero.
Segundo literatura sobre o assunto (MARION, José C.
Contabilidade Empresarial. São Paulo: Atlas, 2000.), os registros
contábeis são efetuados com base no valor de
aquisição do bem ou custo original (histórico).
Entretanto, um problema do Custo Histórico
Como Base de Valor para os registros contábeis é
que, quanto mais antigo for o evento registrado
(contabilizado), diante de uma economia
inflacionária, mais pobre torna-se um indicador
(desatualizado). O seu valor corrente de mercado,
certamente, será maior do que aquele registro
(histórico).
Todavia, a correção monetária adotada em alguns
países, reconstrói (restaura, atualiza) os valores
históricos em históricos-corrigidos, trazendo-os
em moeda corrente numa certa data, conforme a
flutuação de preços na economia.
O valor constante da NT nº 125/2007SRE/ANEEL, de 11/05/2007, Tabela 10, R$
129.257.412,43, contempla o somatório dos
custos operacionais obtidos através das contas
contábeis da CEEE, a preços correntes, no
período de julho/2004 a junho/2005 (valores
históricos).
Conforme a teoria econômica e contábil exposta
acima, atualizamos os custos mensais até maio/05
(mês de fechamento do ciclo tarifário), ou seja, o
saldo contábil do mês de julho/04 foi atualizado
até maio/05, o do mês de agosto/04 até maio/05, o
do mês de setembro/04 até maio/05 e, assim
sucessivamente, até chegarmos a maio/05. O mês
de junho/05 foi deflacionado para maio/05.
Aplicamos a correção do IGP-M nas contas de
Materiais e Outros e a correção do IPCA nas
contas de Pessoal e Serviços de Terceiros,
conforme orientação SRE/ANEEL, e obtemos o
valor para os custos operacionais de R$
134.061.266,26.
Portanto, diante dos argumentos acima, a CEEE
solicita a correção dos Custos Operacionais, da
atual Revisão Tarifária das Concessionárias de
Transmissão para o período de julho de 2004 a
junho de 2005 pela ANEEL, de acordo com a
metodologia proposta.
Analisando o valor do custo operacional da
ANEEL em relação ao valor corrigido pela
CEEE, encontramos uma diferença de 3,72%, a
qual irá impactar sobre os Custos de O&M das
NI’s eficientes e no Custo Administrativo Final.
Além disto, conforme o item 55 da NT nº
118/2007 – SRE/ANEEL, de 11/05/2007, “... , é
preciso corrigir a inflação do período entre julho
e dezembro de 2005, ...”, que, de acordo com o
colocado na Justificativa anterior, a qual trata
deste item, o percentual a ser aplicado deve ser de
2,45%.