Author: alisonam
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Company: TCU

TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO		TC 024.256/2008-8

GRUPO II – CLASSE VII – Plenário
TC 024.256/2008-8 
Natureza(s): Acompanhamento
Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, Empresa de Pesquisa Energética - EPE e Ministério de Minas e Energia - MME.
Advogado(s): não há.
SUMÁRIO: ACOMPANHAMENTO DO 1O ESTÁGIO DA CONCESSÃO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO DOS EMPREENDIMENTOS DE INTERLIGAÇÃO AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL DE CENTRAIS DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA A PARTIR DE PEQUENAS E MÉDIAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS E TERMELÉTRICAS À BIOMASSA (LEILÃO Nº 008/2008 – ANEEL). APROVAÇÃO COM RESSALVA. RECOMENDAÇÃO. COMUNICAÇÕES.

RELATÓRIO

Adoto como Relatório e fundamento de decidir a instrução de lavra da SEFID, cujos termos transcrevo em sua integralidade: 
“1. INTRODUÇÃO
1.	Trata-se do acompanhamento do 1º Estágio da licitação de outorga de concessão para a prestação de serviço público de transmissão de energia elétrica, incluindo a construção, operação e manutenção de linhas de transmissão, subestações e demais instalações de transmissão, conforme o art. 7^o , inciso I, da IN TCU n^o 27/98, em referência ao leilão n^o 008/2008-ANEEL.
2.	O leilão n^o 008/2008-ANEEL refere-se à Licitação de três lotes de infra-estruturas de transmissão, que irão interligar unidades geradoras Termoelétricas a biomassa, pela queima de bagaço de cana-de-açúcar, e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH, localizadas nos estados de Mato Grosso do Sul e Goiás, ao Sistema Interligado Nacional – SIN na qualidade de energia de reserva.
3.	A interligação entre as Centrais Geradoras realizar-se-á mediante a construção de infra-estrutura de transmissão não pertencente à Rede Básica (SIN), uma vez que são de interesse exclusivo dessas Centrais, cujas tensões nominais são inferiores a 230kV.
4.	Em razão dessa peculiaridade, o presente leilão distancia-se do padrão dos leilões anteriores, na medida em que serão também leiloadas transmissões que não estarão sujeitas à cobrança da Tarifa de Utilização do Sistema de Transmissão – TUST, as quais serão custeadas mediante cobrança de encargos aos Geradores, que, por sua vez, remunerarão os vencedores do certame.
5.	Essa sistemática está pautada no Decreto n^o 2.655, de 2 de julho de 1998, que regulamenta o mercado atacadista de energia elétrica e define as regras de organização do Operador Nacional do Sistema Elétrico, mais precisamente nos parágrafos 4º ao 8º do art. 6º, incluídos pelo Decreto n^o 6.460, de 19 de maio de 2008, cuja transcrição se apresenta:
“CAPíTULO III  - DA TRANSMISSÃO, DA DISTRIBUIÇÃO E DA COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA 
        Art 6º Ressalvados os casos indicados na legislação específica, a atividade de transmissão de energia elétrica será exercida mediante concessão, precedida de licitação, observado o disposto no art. 3º deste regulamento. 
[...]
§ 4º  As instalações de transmissão de interesse exclusivo das centrais de geração a partir de fonte eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas, não integrantes das respectivas concessões, permissões ou autorizações, conectadas diretamente à Rede Básica, poderão ser consideradas Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada - ICG.
§ 5º  A responsabilidade pela implantação e manutenção das ICG será atribuída ao Concessionário de Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica detentor da instalação de Rede Básica conectada, sendo disponibilizada diretamente aos acessantes interessados contra o pagamento dos encargos correspondentes. 
§ 6º  Caberá à ANEEL estabelecer os critérios, formas e condições para o enquadramento de instalações de transmissão de interesse exclusivo das centrais de geração como ICG, bem como definir regras para o acesso de consumidores a estas instalações, a ser feito exclusivamente pela concessionária ou permissionária local de distribuição, e sua forma de custeio. 
§ 7º  Caberá ao Ministério de Minas e Energia estabelecer diretrizes para a realização das licitações de ICG e das respectivas instalações de Rede Básica conectadas, sendo que as ICG serão definidas a partir de chamada pública a ser realizada pela ANEEL, mediante o aporte de garantias pelos interessados no acesso às ICG, e deverão estar previstas no planejamento do setor elétrico nacional. 
§ 8º  A ANEEL disciplinará os prazos e condições para a transferência das ICG às concessionárias ou permissionárias locais de distribuição.” 
6.	Como se observa do excerto, no intuito de se adequar a necessidade de inserção da energia de reserva ao SIN, foi criada a figura da Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG, que se refere às instalações de transmissão de interesse privado de Centrais de Geração, conectadas diretamente à Rede Básica, a partir de fontes de energia incentivadas como eólica, biomassa ou de pequena central hidrelétrica.
7.	Conforme o arranjo instituído pelo Decreto n^o 6.460/08, a implantação e manutenção das ICG’s está a cargo do Concessionário de serviço público de transmissão de energia elétrica detentor da instalação de Rede Básica conectada, cujo custeio é de responsabilidade das Centrais Geradoras conectadas, mediante o pagamento dos encargos a serem determinados pela ANEEL.
8.	Além disso, à ANEEL compete estabelecer os critérios, formas e condições para o enquadramento das ICG’s, o que já foi levado à efeito com a publicação da Resolução Normativa n^o 320, de 10 de junho de 2008, bem como a realização de chamada pública para a definição das ICG’s, mediante o aporte de garantias pelos interessados. 
9.	No presente caso, foi realizada a chamada pública n^o 001/2008, cujo resultado está consubstanciado na Resolução Homologatória ANEEL n^o 681, de 29 de julho de 2008, e que enquadrou 27 Centrais Geradoras para uso compartilhado, 24 para uso individual e mais 12 que devem se interligar diretamente à Rede Básica.
10.	A Resolução Normativa n^o 320/08 além de adotar a sigla ICG para definir as instalação de transmissão de interesse exclusivo para Conexão Compartilhada, cria a sigla IEG, quando se refere às instalações de interesse exclusivo para Uso Individual, conforme esquema da Figura 1.

Rede Básica

G2

C

G1

A

B

ICG

D

E

G4

G3

G

F

G5

IEG

Figura 1 – Esquema das Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG e Individual – IEG.

11.	O leilão para a outorga das concessões dos empreendimentos será realizado em três lotes, com a celebração dos respectivos contratos de concessão por um prazo de trinta anos para as instalações da Rede Básica. Para as instalações exclusivas de caráter compartilhado – ICG e de caráter individual – IEG, serão celebrados contratos com as Geradoras com vigência até 1º de julho de 2025. Os lotes em referência são os descritos a seguir na Tabela 1.

Tabela 1 – Lotes e Empreendimentos do Leilão n^o 008/2008 – ANEEL.

Lote | Infra-Estrutura | Composição
Lote A | Rede Básica | Linhas de transmissão Ilha Solteira 2 – Inocência – Chapadão, em 230kV, constituída de um circuito duplo e um circuito simples e subestações Ilha Solteira 2, Inocência e Chapadão, localizadas no Estado de Mato Grosso do Sul

ICG

LT’s: Inocência – Paranaíba I, Circuito Simples, 19 km, 138kV; LT – Chapadrão – Guatambu, Circuito Simples, 56km, 138kV

SE’s:  Inocência 230/138 kV; SE Chapadão 230/138kV; SE Paranaíba 138kV; Guatambu 138kV

IEG

LT’s: Paranaíba I – UTE Paranaíba II, circuito simples, 138kV; Chapadão – UTE Entre Rios, circuito simples; Chapadrão – UTE Porto das Águas; Chapadão – UTE Chapadão; Chapadão – UTE Costa Rica; Guatambu – PCH Figueira; Guatambu – UTE Nardini.

SE’s: Paranaíba I; Chapadão; Guatambu; UTE Paranaíba II; UTE Entre Rios; UTE Porto das Águas; UTE Chapadão; UTE Costa Rica; PCH Figueira; UTE Nardini.

Lote B | Rede Básica | Linha de Transmissão Chapadão – Imbirussu – Sidrolândia – Anastácio em 230kV e Subestações Sidrolândia, Rio Brilhante e Ivinhema, localizadas no Estado de Mato Grosso do Sul;
| ICG | LT’s: Rio Brilhante – Santa Luzia II, Circuito Simples, 22 km, 138kV SE’s: Sidrolância 230/138kV; Rio Brilhante 230/138kV; Ivinhema 230/138kV; Santa Luzia II 138kV;

IEG

LT’s: Santa Luzia II – UTE Santa Luzia I; Santa Luzia II – UTE Eldorado; Ivinhema – UTE Ivinhema; Ivinhema – UTE Cerona; Ivinhema – UTE Terra Verde.

SE’s: Santa Luzia II 138kV; Ivinhema 138kV; UTE Santa Luzia I 138 kV; UTE Eldorado 138 kV; UTE Ivinhema 138 kV; UTE Cerona 138kV; UTE Terra Verde 138 kV.

Lote C | Rede Básica | Linha de Transmissão Chapadão – Jataí, Plamerias – Edéia e Barra dos Coqueiros – Quirinópolis em 230kV e Subestações Jataí. Edéia e Quirinópolis localizadas nos Estados de Mato Grosso do Sul e Goiás.
| ICG | LT’s: Jataí – Mineiros, Circuito Simples, 65 km, 138kV; Mineiros – Morro Vermelho, Circuito Simples, 60 km, 138kV. SE’s: Jataí 230/138 kV; Quirinópolis; Edéia; Mineiros; Morro Vermelho.

IEG

LT’s: Jataí – UTE Jataí, Cirucutio Simples – 138kV; Jataí - UTE Perolândia; Mineiros – UTE Água Emendada; Morro Vermelho – UTE Alto Taquari; Quirinópolis – UTE Quirinópolis; Quirinópolis – UTE Boa Vista; Edéia – UTE Trocpical Bionergia I; Edéia – UTE Tropical Bioenergia I.

SE’s: Jataí; Mineiros; Morro Vermelho; Quirinópolis; Edéia; UTE Jataí; UTE Perolândia; UTE Água Emendada; UTE Alto Taquari; UTE Quirinópolis; UTE Boa Vista; UTE Tropical Bionergia I; UTE Bionergia II.

2 ANÁLISE
2.1 LEGISLAÇÃO
12.	As outorgas de concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica são regidas pelas Leis n^os 8.987/95, 9.074/95 e seu regulamento, 9.427/96, 9.491/97, 9.648/98, 10.848/04, no que couber, pelos critérios e normas gerais da Lei n^o 8.666/93 e Resoluções Normativas ANEEL n^os 067 e 068 de 2004. Cabe à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL a execução e o acompanhamento dos procedimentos relativos à transmissão de energia elétrica, consoante estabelece a Lei n^o 9.427/96 e o Decreto n^o 4.932/2003, alterado pelo Decreto n^o 4.970/2004.

Decreto n^o 2.003/96

13.	No âmbito do Tribunal de Contas da União, o exame das outorgas de concessões está regulado pela Instrução Normativa n^o 27, de 2 de dezembro de 1998, que dispõe sobre a fiscalização dos processos de desestatização pelo TCU.
2.2 PRIMEIRO ESTÁGIO
14.	O art. 7º da IN TCU n.º 27/98 exige no primeiro estágio a apresentação, por parte da ANEEL, dos seguintes documentos:
a)	relatório sintético sobre os estudos de viabilidade técnica e econômica do empreendimento, com informações sobre o seu objeto, área e prazo de concessão ou de permissão, orçamento das obras realizadas e a realizar, data de referência dos orçamentos, custo estimado de prestação dos serviços, bem como sobre as eventuais fontes de receitas alternativas, complementares, acessórias e as provenientes de projetos associados;
b)	relatório dos estudos, investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou investimentos já efetuados, vinculados à outorga, de utilidade para a licitação, realizados ou autorizados pelo órgão ou pela entidade federal concedente, quando houver; 
c)	relatório sintético sobre os estudos de impactos ambientais, indicando a situação do licenciamento ambiental.
15.	No intuito de atender ao disposto no Art. 7º, I, da IN TCU n^o 27/98, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL enviou a esta SEFID, por meio dos Ofícios n^o 610/2008 – SCT/ANEEL de 04 de setembro de 2008 (fls. 1 a 7 do principal) e n^o 699/2008-SCT/ANEEL de 7 de outubro de 2008 (fls. 23 a 27, Principal):
•	Relatório R1 (Anexo 1) – Estudo da Empresa de Pesquisa Energética – EPE-DEE-RE-034-2008-R0 Análise  Socioambiental de Alternativas – Relatório R1 – Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Reforços Estruturais para o Mato Grosso do Sul;
•	Relatório R1 (Anexo 3) – Estudo da Empresa de Pesquisa Energética – EPE-DEE-RE-109-2008-R4 Análise  Técnico-Econômica de Alternativas – Relatório R1 – Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Reforços Estruturais para o Mato Grosso do Sul;
•	Ato Justificatório referentes ao leilão n^o 008/2008 – ANEEL (Anexo 2) – relatório sintético do empreendimento, com a viabilidade técnica e econômica, relatório sintético sobre o impacto ambiental; 
2.3 VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA
16.	O estudo de viabilidade técnica e econômica visa a apresentar a justificativa de necessidade de expansão ou reforço do sistema de transmissão, as características e os requisitos técnicos básicos dos empreendimentos, os cálculos do montante de investimento dos empreendimentos e o cálculo do custo estimado de prestação do serviço considerado como o limite superior para as propostas financeiras da  Receita Anual Permitida (RAP), teto de leilão.
17.	Os empreendimentos ora em análise são semelhantes no que concerne ao exame da viabilidade técnica e econômica. Por esse motivo, serão listadas as premissas gerais dos três lotes que compõem o edital de leilão n^o 008/2008 – ANEEL. Quando necessário, serão mencionadas as especificidades de cada lote, com indicação das folhas e os respectivos anexos.
18.	Na Tabela 2, estão listadas as premissas básicas para o cálculo do custo estimado da prestação do serviço, ou seja a RAP.
19.	A ANEEL publicou resolução normativa, na qual estão definidos a estrutura ótima de capital e o custo de capital a serem utilizados na definição da receita teto para as licitações  do ano de 2008, para contratação das concessões para a prestação do serviço público de transmissão, na modalidade de leilão público (Resolução Normativa ANEEL n^o 301, de 19 de fevereiro de 2008).
2.3.1 Introdução
20.	A ANEEL adota o leilão reverso como procedimento licitatório para a definição do agente vencedor responsável pela construção, operação e manutenção das linhas de transmissão. O lance ofertado é o valor da Receita Anual Permitida - RAP, pretendido pelas empresas participantes do certame licitatório. A menor oferta é considerada vencedora. A RAP é repassada para a tarifa de energia elétrica e é um dos componentes do preço total cobrado do consumidor.
21.	A ANEEL desenvolveu estudos com o objetivo de estimar um valor teto para aceitabilidade das propostas. Valores superiores ao definido pela ANEEL são considerados lesivos ao consumidor e por isso não são aceitos. A RAP não pode ser excessivamente baixa, a ponto de inviabilizar o leilão por falta de interessados, o que colocaria em risco o fornecimento de energia elétrica no país, tampouco excessivamente elevada, colocando em risco a modicidade tarifária com conseqüências no custo de vida da população e na capacidade competitiva dos produtos nacionais.
22.	Os cálculos da RAP máxima têm como base a teoria da taxa interna de retorno, que determina o valor do fluxo de caixa anual para que o valor presente líquido do investimento seja zero (Atos Justificatórios Anexo 5.1 – anexo 2). As saídas são estimadas e consideram o investimento necessário, as despesas com operação e manutenção, os tributos e encargos, a taxa interna de retorno com um grau de endividamento ótimo, o custo do capital próprio e o custo de capital de terceiros. As entradas são definidas pelo valor da RAP.
23.	A Tabela 3 consolida os valores alcançados nos últimos 9 leilões de LT antes do atual (não se considera o leilão n^o 007/2008 – “Linhão do Madeira”, pois ainda não foi realizado), estando em destaque os resultados dos últimos leilões n^o 004/2008 e n^o 006/2008. A primeira coluna especifica o número e o ano do leilão. A segunda coluna soma a RAP teto de edital dos lotes ofertados em cada leilão e obtém a totalização do leilão. A terceira coluna representa a somatória das ofertas vencedoras obtidas em cada leilão. A última coluna calcula o deságio médio do leilão, que é encontrado pela diferença entre a RAP teto de edital e a RAP vencedora do leilão, dividida pela RAP teto de edital.

Tabela 2 – Premissas Utilizadas no Cálculo do Custo Estimado do Serviço.
Item | Premissas

Saídas
(Ato Justificatório,)

Valor dos desembolsos. Durante o período da concessão correspondente à implantação do empreendimento as saídas serão consideradas lineares e constantes.

Entradas
(Ato Justificatório)

Receita anual permitida a partir da entrada em operação comercial das instalações.

Estrutura de Capital
(n^o 045/2007-SRE/ANEEL)

35% de capital próprio e 65% de capital de terceiros.

Taxa de Remuneração
(n^o 044/2008-SRE/ANEEL)

12,37% ao ano real para o capital próprio e 6,33% ao ano real para o capital de terceiro. WACC de 7,05%

O&M anual
(n^o 095/2007 – SCT/ANEEL e n^o 216/2007-SCT/ANEEL)

2,0% sobre o investimento inicial abaixo de R$100.000.000,00.
2,0% sobre o investimento inicial empreendimentos localizados na Amazônia
1,8% sobre o investimento inicial acima de R$100.000.000,00.

Taxa de depreciação
(Ato Justificatório, Anexos 2)

Varia de acordo com o lote. Para o Lote A, a taxa média de depreciação anual: 2,74% sobre o investimento inicial depreciável.

Tributos e encargos incidentes sobre a receita bruta de transmissão
(Ato Justificatório, Anexos 2)

Pis/Cofins: Não considerado para o cálculo da RAP
CPMF: Não considerado
Taxa de Fiscalização: 0,50%
Pesquisa e desenvolvimento: 1,00%

Tributos incidentes sobre o lucro tributável
(Ato Justificatório, Anexos 2)

Contribuição social: 9%
IR normal: 15%
IR adicional: 10% (incide sobre o que exceder a R$ 240 mil)

Prazo de construção do empreendimentos (meses)
(Ato Justificatório, Anexos 2)

Lote A: 18        Lote B: 18             Lote C: 18

Operação e Manutenção

Segundo a ANEEL, os valores referentes à PIS/COFINS serão reembolsados posteriormente ao pagamento do tributo, sendo um acréscimo à RAP.

Tabela 2 – Premissas Utilizadas no Cálculo do Custo Estimado do Serviço - Continuação.
Item | Premissas

Investimento Inicial
(Ato Justificatório, Anexos 2 – principal fls. 51 a 59)

Calculado com base nos custos modulares de referência da ELETROBRÁS de junho de 2002 atualizados para junho de 2008 com base na variação do dólar e do IGP-M – método do “custo ajustado” – NT n^o 160/2008-SCT/ANEEL
Lote A R$ 357.124.900,00 
Lote B R$ 225.525.510,00                            
Lote C R$ 200.489.390,00

Receita Máxima Permitida
(Atos Justificatórios, Anexos 2 - principal fls. 51 a 59)

O procedimento utilizado para a obtenção do valor da Receita Máxima foi o de determinar a projeção do fluxo de caixa da concessão descontada pela taxa interna de retorno – TIR desejada, fazendo com que o valor presente líquido do fluxo de caixa seja igual a zero.
Lote A R$ 58.756.817,46 
Lote B R$ 38.229.938,15                               
Lote C R$ 42.003.669,32

Dados encaminhados pelo Ofício n^o 724/2008-SCT/ANEEL no dia 15 de outubro de 2006.

24.	Vê-se que o deságio alcançado nos últimos leilões (n^os 004/2008 e 006/2008) são inferiores à média alcançada nos anteriores. Tal fato decorreu de inovações realizadas pela ANEEL na determinação dos valores de investimento da infra-estrutura de transmissão, com o emprego da metodologia do “preço ajustado”, descrita na instrução relativa ao acompanhamento do TC – 002.883/2008-1 – leilão n^o 004/2008.
Tabela 3 – Deságios Médios em Leilões de Linhas de Transmissão.
Leilão | Soma RAP Edital | Soma RAP Leilão | Deságio Médio Leilão
01/2003 | R$    410.239.770,00 | R$    249.274.452,00 | 39,24%
01/2004 | R$    430.195.090,00 | R$    280.484.673,00 | 34,80%
02/2004 | R$    216.488.330,00 | R$    117.882.756,00 | 45,55%
01/2005 | R$    511.528.050,00 | R$    289.929.264,00 | 43,32%
05/2006 | R$    203.347.070,00 | R$      99.371.096,00 | 51,13%
03/2006 | R$    119.441.990,00 | R$      60.470.696,00 | 49,37%
04/2007 | R$    148.562.520,00 | R$      67.097.824,20 | 54,84%
Total | R$ 2.039.802.820,00 | R$ 1.164.510.761,20 | 42,91%
___ | ____ | ____ | ____
04/2008 | R$ 395.364.900,00 | R$ 315.567.462,50 | 20,18%
06/2008 | R$ 56.226.700,00* | R$ 35.072.641,00* | 37,62%
Total | R$ 451.594.600,00 | R$ 350.640.103,50 | 22,35%
* não foi considerado o Lote D, para o qual não houve lance.
Fonte: Estudo interno - Sefid, dados retirados do Site da ANEEL (www.aneel.gov.br/area.cfm?id_area=58), site da Bovespa (www.bovespa.com.br) e TC n^o 002.883/2008-1.

2.3.2 Especificidades do Leilão n^o 008/2008 - Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG e Individual – IEG
DESCRIÇÃO
25.	Como já abordado, o presente leilão difere-se dos demais por introduzir infra-estruturas de transmissão que não pertencem à Rede Básica e que são de interesse exclusivo de agentes de geração, que correspondem às Centrais Geradoras de energias incentivadas como a eólica, biomassa e PCH’s, as quais necessitam conectar suas gerações ao Sistema Interligado Nacional para escoamento da energia.
26.	Essa interligação será realizada por intermédio de instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão de caráter compartilhado – ICG ou individual – IEG, cujas regras estão disciplinadas nos parágrafos 4º a 8º do art. 6º do Decreto n^o 2.655/98, inseridos pelo Decreto n^o 6.460/08, e pela Resolução Normativa n^o 320/08 da ANEEL, da qual se extrai excerto que trata da classificação de instalação de transmissão como ICG.
“Da Classificação de Instalação de Transmissão Como ICG 
Art. 2° São classificadas como ICGs as instalações de transmissão, não integrantes da Rede Básica, destinadas ao acesso de centrais de geração em caráter compartilhado à Rede Básica, definidas por chamada pública a ser realizada pela ANEEL e licitadas em conjunto com as instalações de Rede Básica para duas ou mais centrais de geração. 
§1° São consideradas ICGs os barramentos, linhas de transmissão, transformadores de potência, inclusive aqueles com lado de alta tensão em nível de Rede Básica e lado de baixa tensão com nível inferior a 230 kV e suas conexões, bem como equipamentos de subestação não classificados como instalações de Rede Básica, outorgados na forma do caput. 
§ 2º As instalações de transmissão de interesse exclusivo e caráter individual de centrais de geração com mesmo nível de tensão das ICGs poderão integrar o certame de transmissão de que trata o caput”. 
27.	No presente caso, no que se refere ao arranjo da receita do concessionário, foi definida como remuneração o conjunto das receitas da infra-estrutura relativa à Rede Básica, às ICG’s e IEG’s que foram agrupadas em um mesmo lote.
28.	Isso significa que a ANEEL repartiu em lotes a infra-estrutura que vai a leilão, sendo que, em cada um deles, constam trechos de Rede Básica, ICG’s e IEG’s, cuja responsabilidade pela  implantação e manutenção, como prescreve o Decreto n^o 2.655/98, será atribuída ao Concessionário de serviço público de transmissão de energia elétrica detentor da instalação de Rede Básica conectada.
29.	Embora a IEG na realidade seja um tipo de ICG, como dispõe o Decreto n^o 2.655/98, suas peculiaridades contribuíram para que houvesse três tipos de infra-estrutura compondo um mesmo lote, com tratamentos diferenciados para a receita de cada um deles. A Tabela 4 resume as principais características dessas infra-estruturas.
Tabela 4 – Características Gerais da Infra-Estrutura de Transmissão que vai a Leilão.
| Rede Básica | ICG | IEG
Modalidade de Contrato | Contrato de Concessão | Contrato com a Central Geradora | Contrato com a Central Geradora

Período

Concessão – 30 anos

Concessão - 15 anos.
5 primeiros anos: período de estabilização

Concessão - 15 anos

Arrecadação da Receita

Tarifa de Utilização do Sistema de Transmissão - TUST

Encargos à Centrais Geradoras
Já definida nos primeiros 5 anos – período de estabilização

Encargos à Centrais Geradoras

Determinação da Receita

Leilão

Leilão
Predeterminada no período de estabilização. Após este período é recalculada e redistribuída entre as Centrais Geradoras

Leilão

Ao final do contrato | São repassadas à União | São repassadas às distribuidoras locais | São repassadas às distribuidoras locais
30.	A RAP do leilão será composta pelo somatório das receitas máximas permitidas das ICG’s, IEG’s e Rede Básica, consideradas no período de prestação concomitante do serviço de transmissão. Para cada lote, a ANEEL definiu o percentual de cada infra-estrutura, conforme a tabela 5.
Tabela 5 – Receita Máxima Permitida – Lotes.
Lote | LOTE A | LOTE B | LOTE C
IEG | 9.894.001,61 | 18,79% | 6.738.289,25 | 19,07% | 11.168.449,89 | 27,31%
Rede Básica | 33.782.341,48 | 64,17% | 19.701.883,42 | 55,75% | 15.858.271,63 | 38,78%
ICG | 8.972.367,26 | 17,04% | 8.897.867,21 | 25,18% | 13.861.188,28 | 33,90%
Rede Básica + ICG | 42.754.708,74 | 81,21% | 28.599.750,63 | 80,93% | 29.719.459,91 | 72,69%
Total | 52.648.710,35 | 100,00% | 35.338.039,88 | 100,00% | 40.887.909,80 | 100,00%

31.	Como já abordado, a teoria da taxa interna de retorno, que determina o valor do fluxo de caixa anual para que o valor presente líquido do investimento seja zero, foi empregada para os cálculos das RAP’s de cada infra-estrutura.
32.	No caso das IEG’s, os valores foram determinados por ocasião da chamada pública n^o 1/2008, na qual foram inscritas as centrais geradoras que optaram pela implantação das instalações de uso individual pela concessionária vencedora do leilão de transmissão. A Resolução Homologatória n^o 681, de 29 de julho de 2008, em seu anexo III, apresenta uma tabela contendo as seguintes informações: Central de Geração, Data de Início do Pagamento do Encargo da Instalação de Uso Individual; Ponto de Acesso à Rede Básica; Ponto de Conexão à ICG; e o Valor máximo de Receita Anual Permitida – RAP a ser utilizado como preço teto (R$).
33.	No caso das ICG’s, a lógica de definição das receitas do Concessionário foi diferente em relação às IEG’s. Por considerar que a infra-estrutura é compartilhada e, por conseguinte, rateada entre as Centrais, a ANEEL empregou o conceito de período de estabilização, que permite o conhecimento prévio daquilo que será pago por um período preestabelecido, que no caso é de cinco anos.
34.	Na mesma Resolução Homologatória n^o 681/2008, no anexo II, estão apresentados os encargos anuais de conexão das instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada – ICG (valores referenciados a 1º de julho de 2008) para as centrais de geração habilitadas na chamada pública n^o 001/2008, que representam os valores de encargos de conexão que serão percebido pela futura concessionária até 30 de junho de 2015.
35.	A partir de 1º de julho de 2015,  e até 30 de junho de 2025, os encargos de conexão serão calculados e estabelecidos pela ANEEL para cada central de geração, em conjunto com as revisões e reajustes da receita anual permitida, e na forma prevista no art. 7º da Resolução Normativa ANEEL n^o 320/2008, considerando os valores auferidos até 30 de junho de 2015, de forma a amortizar e remunerar os investimentos e as despesas realizadas com construção, operação e manutenção das ICG’s pela Concessionária.

Resolução Normativa n^o 320/2008
[...]
Art. 7º A diferença , para mais ou para menos, entre a receita anualmente obtida com o encargo das ICG’s calculado de acordo com os art. 5º e 6º e a receita necessária às ICG’s será contabilizada e rateada pelos usuários que se conectam às ICG’s após o período de estabilização de que trata o art. 6º.

36.	As RAP’s da Rede Básica, IEG’s e ICG’s foram determinadas pela definição dos valores dos investimentos de cada infra-estrutura e o emprego da teoria da Taxa Interna de Retorno, cujo custo do capital foi determinado em estudos anteriores e fixado pela ANEEL, por meio da Resolução Normativa ANEEL n^o 301/2008, em 7,05% ao ano para todo 2008, considerando ainda os prazos distintos de prestação dos serviços de transmissão: Rede Básica – 30 anos; ICG’s e IEG’s – 15 anos.
37.	Em virtude das proporções das receitas de cada infra-estrutura dentro de um mesmo lote, a ANEEL determinou as porcentagens de composição das RAP’s de cada lote, como mostrado na tabela 5, e melhor visualizado na figura 2.
38.	No caso específico das ICG’s, como há o período de estabilização e já são conhecidos os valores dos encargos que serão pagos pelas Centrais Geradoras, há que se repisar e ilustrar a regra de ajuste que ocorrerá a partir de 1º de julho de 2015.

RAP do Lote

RAP 
Rede Básica

RAP 
ICG

RAP 
IEG

RAP do Lote com deságio

deságio

Figura 2 – Esquema de Composição da RAP

39.	Para cada Central Geradora, se a RAP_ICG for superior ao encargo já estipulado na Resolução Homologatória  n^o 681/2008, anexo II, ao final do período de estabilização, a ANEEL promoverá um ajuste para mais, a fim de compensar a defasagem durante os primeiro cinco anos, que deverá ser feito em um prazo não menor do que 5 anos, valendo a mesma premissa para a situação inversa, conforme esquema apresentado na figura 3.

Situação: RAP_ICG maior do que o Encargo Estabilizado

R$

RAP_ICG

Encargo Estabilizado

Término da Concessão (15 anos)

Período de Estabilização (5 anos)

Período de Ajuste
(mínimo 5 anos)

Situação: RAP_ICG menor do que o Encargo Estabilizado

R$

Encargo Estabilizado

RAP_ICG

Término da Concessão (15 anos)

Período de Estabilização (5 anos)

Período de Ajuste
(mínimo 5 anos)

Figura 3 – Esquema de Ajuste dos Encargos – ICG após o Período de Estabilização.

40.	No que diz respeito à descrição dessa nova modelagem, até o momento buscou-se simplificar o entendimento das principais regras envolvidas, as quais estão consubstanciadas no Decreto n^o 2.655/98, Resolução Normativa ANEEL n^o 320/2008 e nas proposições presentes na documentação da ANEEL quanto à minuta de contrato. 
41.	No entanto, a criação desse novo mecanismo de integração de Centrais Geradoras de biomassa e PCH’s envolveu o desenvolvimento de várias regras, cujo detalhamento nesta instrução tornaria prolixa a análise. Nesse sentido, faz-se a indicação das principais regras relativas às ICG’s, IEG’s e a entrada de novas Centrais ao longo da prestação dos serviços de transmissão, as quais estão bem detalhadas às folhas 3 a 6 do principal (do item “a” ao “g”), ofício n^o 610/2008-SCT/ANEEL.
ANÁLISE PRELIMINAR
42.	A partir da entrega dos documentos relativos ao acompanhamento do 1º Estágio, em decorrência do ineditismo deste tipo de leilão, procedeu-se a uma análise preliminar de modo a aprofundar o entendimento da metodologia aplicada e de possíveis inconsistências. 
43.	Os principais pontos levantados nessa avaliação preliminar foram objeto de diligência encaminhada à ANEEL (fls 15 a 16), a qual solicitava:
[...]
a) esclarecimentos pela opção de se agrupar nos mesmos lotes infra-estruturas de transmissão pertencentes tanto à Rede Básica, quanto às ICG’s e IEG’s, considerando:
i) a modicidade tarifária dos usuário da RB;
ii) compartilhamento de riscos entre usuários da RB e das ICG’s;
iii) amparo legal e, com fundamento no§7º do art. 6º do Decreto n^o 2.566/98, a existência de diretrizes do Ministério de Minas e Energia para a realização das licitações de ICG’s e das respectivas instalações de Rede;
iv) justificativa econômica-financeira
b) os fluxos de caixa para cada um dos lotes, separando-os em fluxos distintos os dados referentes à infra-estrutura de transmissão da Rede Básica e das ICG’s associadas;
c) estudos desenvolvidos pela Casa Civil e outros órgãos sobre a definição dos ofertantes de energia que subsidiaram o planejamento das Linhas de Transmisssão;
d) os valores das garantias aportadas em decorrência da chamada pública n^o 001/2008 e as potências injetáveis de cada Unidade Geradora;
e) para cada lote, os valores de investimento da infra-estrutura de transmissão da Rede Básica e respectivas RAP’s calculados pela metodologia do “preço ajustado”, de que trata a Nota Técnica no 020/2008-SCT/ANEEL, e pelos custos modulares da Eletrobrás.
ANÁLISE
44.	Quanto à natureza das ICG’s, ou seja da prestação do serviço de transmissão em questão, tem-se que foram prescritas dentro do art. 6º do Decreto n^o 2.655/98, cujo caput informa que, ressalvados os casos indicados na legislação especifica, a atividade de transmissão de energia elétrica será exercida mediante concessão e precedida de licitação, razão pela qual a ANEEL entende que a prestação de serviço de transmissão das infra-estruturas de interesse exclusivo das centrais de geração para conexão compartilhada e individual ocorre em sede de concessão.
45.	O arranjo estruturado para o desenvolvimento dessa infra-estrutura foi pautado por dois pontos principais. Em primeiro lugar, cita-se a dificuldade de articulação entre as próprias Centrais Geradoras no sentido de viabilizar uma infra-estrutura de transmissão compartilhada, haja vista pertencerem a um mercado concorrencial de energia elétrica, e em segundo lugar, faz-se referência à importância que a energia proveniente dessas fontes possuem, no médio prazo, para a segurança de energia elétrica (energia de reserva), cujo montante se estima na ordem de 2.000MW, os quais poderão ser injetados no sistema já a partir de 2010.
46.	No que diz respeito à modelagem econômico-financeira empregada pela ANEEL no presente leilão, verifica-se que a avaliação primou pelo custo como principal parâmetro de comparação entre as infra-estruturas – Rede Básica, ICG’s e IEG’s –, sem levar em consideração as diferenças de riscos existentes em cada uma delas. 
47.	A preocupação nesse quesito reside justamente na distribuição dos riscos envolvidos nos dois tipos principais de infra-estrutura. É possível depreender-se que os riscos envolvidos na prestação do serviço público de transmissão da Rede Básica são pequenos, pois os custos são rateados por todos os usuários do Sistema Interligado Nacional e que pagam, mediante tarifa, a remuneração do Concessionário (TUST). Em contrapartida, e com fundamento nesse raciocínio, no caso das ICG’s e IEG’s, infere-se que o risco seja maior na medida em que existe a possibilidade de inadimplência das centrais geradoras, responsáveis pela remuneração do Concessionário, cujos impactos podem ser elevados haja vista a quantidade pequena de agentes pagantes, quando se compara a todos os usuários do SIN. 
48.	Ao se adotar a RAP do lote como o somatório das RAP’s das diferentes infra-estruturas, e que os deságios auferidos no leilão serão repassados indistintamente para cada parte integrante do lote no mesmo percentual, está-se primando pelo custo como parâmetro de comparação e determinação da receita.
49.	Tal modelagem trabalha com notória transferência de riscos das ICG’s para a Rede Básica. Salienta-se o fato de que as ICG’s irão atender a uma parcela privada de Centrais Geradoras, com interesses exclusivos, as quais deverão remunerar, mediante encargo, a transmissora. Ressalta-se ainda, no entanto, que o interesse exclusivo das Centrais Geradoras não é fator impeditivo para o ingresso de novos usuários, cujas regras de entrada são reguladas pela ANEEL.
50.	Tendo por fundamento os resultados dos últimos leilões de linhas de transmissão, com elevadas disputas, tem-se a consciência de que se a Rede Básica associada ao atual certame fosse leiloada em separado, certamente o deságio seria maior, contribuindo assim para a modicidade tarifária daqueles que pagam a TUST. Em contrapartida, em decorrência de deságios menores, provavelmente os encargos das Centrais Geradoras seriam superiores.
51.	Da forma como foi prevista a repartição da RAP do lote, mediante a aplicação de percentagens predefinidas (vide tabela 5), dificulta-se otimizações aplicáveis à Rede Básica, cuja atratividade depreende-se que seja superior às de interesse exclusivo das centrais geradoras.  
52.	Tal raciocínio foi levado à ANEEL em reunião realizada no dia 02 de outubro de 2008, na sala de reuniões da SEFID. Segundo os técnicos da Agência, as razões que justificam a modelagem nesse formato, e a maneira como foram concebidas as inclusões no Decreto n^o 2.655/98, encontram-se exatamente na dificuldade de articulação das centrais geradoras, na importância da energia de reserva para o Sistema Integrado Nacional (razões já explanadas), bem como na possibilidade de licitação deserta no caso de separação das infra-estruturas – Rede Básica, ICG’s e IEG’s –, justificativa esta que corrobora o entendimento da equipe técnica da Sefid.
53.	Nesse sentido, de modo a dar viabilidade às ICG’s e IEG’s, estas infra-estruturas foram agrupadas em conjunto com a Rede Básica, coadunando-se com o comando do Decreto 2.655/98, art. 6º, § 5º, o qual preceitua que a responsabilidade pela implantação e manutenção das ICG’s será atribuída ao Concessionário de serviço público de transmissão de energia elétrica detentor da instalação de Rede Básica conectada, sendo disponibilizada diretamente aos acessantes interessados contra o pagamento dos encargos correspondentes.
54.	Argumentam ainda que é o primeiro leilão desse tipo, e que, portanto, não há parâmetros de comparabilidade que possam subsidiar uma análise mais profunda que permita informar da viabilidade  de um arranjo diferente. Além disso, consignam que uma abordagem mais global permite visualizar que os custos de geração e distribuição são bem superiores aos custos de transmissão, situação esta que justificaria a busca pela viabilidade do certame de transmissão, e que mesmo pagando menos encargos de transmissão, as Centrais Geradoras podem ofertar energia a um preço menor, anulando assim o impacto a maior no pagamento da tarifa pela utilização da Rede Básica – TUST.
55.	Na mesma reunião, a equipe da SEFID sugeriu que em vez de aplicar apenas os percentuais que já estavam definidos, utilizar-se-ia médias ponderadas como critério de seleção de maneira a incentivar maiores deságios na Rede Básica. No entanto, tal proposta não foi adiante uma vez que permite situações extremas  - uma das simulações que foram realizadas indicavam a possibilidade de encargo zero para as Centrais Geradora.
56.	Há que se registar a não existência, na legislação, de proibição de que as Centrais de Geração, por sua conta e risco e atendendo os preceitos estipulados pela ANEEL, possam construir suas próprias infra-estruturas de transmissão.
57.	Ademais, o § 7º do art. 6º do Decreto n^o 2.655/98 estabelece que compete ao Ministério de Minas e Energia estabelecer diretrizes para a realização das licitações de ICG e das respectivas instalações de Rede Básica conectada. Questionada a ANEEL sobre a existência dessas diretrizes, a SEFID foi informada de que não há instruções específicas do Ministério quanto à realização das licitações de ICG’s.
58.	Assim, em relação ao fato de que as infra-estruturas foram agrupadas num mesmo lote, cujas RAP’s serão repartidas por percentuais já predefinidos, entende-se que de fato há uma transferência de riscos das infra-estruturas ICG’s e IEG’s para a Rede Básica, mas que a formatação de algo diferente realmente ficaria comprometida, haja vista o Decreto n^o 2.655/98 vincular a responsabilidade pela implantação e manutenção das ICG’s e IEG’s ao detentor da concessão da Rede Básica, sendo, destarte, a modelagem atual consentânea com a Política Pública instituída. 
59.	Na Figura 4 e Tabela 6, tem-se ilustrações do efeito de um deságio de 20% no lote A, de onde se observa que não há alteração nas proporções das componentes das RAP’s, sendo que o mesmo deságio seria compartilhado pelos usuários do sistema integrado, mediante o pagamento de TUST, e as Centrais Geradoras, mediante encargos.

Deságio 20%

RAP _RB = R$ 33.782.341,48

RAP do Lote

RAP do Lote com deságio
R$ 42.118.968,28

RAP _IEG = R$ 9.894.001,61

RAP _ICG = R$ 8.972.367,26

Figura 4 – Esquema de Composição da RAP.

Tabela 6 – Receita Máxima Permitida – Exemplo: Lote A e deságio de 20%.

Lote

LOTE A

LOTE 
c/ deságio 20%

IEG | R$ 9.894.001,61 | 18,79% | R$ 7.915.201,29 | 18,79%
Rede Básica | R$ 33.782.341,48 | 64,17% | R$ 27.025.873,18 | 64,17%
ICG | R$ 8.972.367,26 | 17,04% | R$ 7.177.893,81 | 17,04%
Total | R$ 52.648.710,35 | 100,00% | R$ 42.118.968,28 | 100,00%

60.	Além das questões relativas à estrutura da RAP, há que se analisar mais profundamente a determinação dos valores das mesmas, mais especificamente a análise do fluxo de caixa que deu origem às RAP’s da Rede Básica e das ICG’s.
61.	Conforme os estudos encaminhados pela ANEEL (atos justificatórios – Anexo 2), foi adotado apenas um fluxo de caixa para as infra-estruturas da Rede Básica e ICG’s, considerando as entradas como a Receita auferida pelo concessionário. 
63.	Os períodos de recebimento são diferentes, 15 anos para as ICG’s e 30 anos para a Rede Básica. Em decorrência desse fato, o fluxo conjunto foi estruturado com um recorte nas entradas (15º ano), considerando ainda como percentual constante a relação entre ICG e Rede Básica (figura 5 – exemplo lote A), para assim permitir a convergência das iterações necessárias para a determinação da TIR, executadas no programa de planilhas eletrônicas – Excel.

Fluxo de Entradas

15 anos

15 anos

RAP_ICG = R$ 8.972.367,26

RAP 
Lote

 RAP_RB = R$ 33.782.341,48

Relação constante durante a determinação do fluxo

RAP_ICG / RAP_RB = 26,55%

Figura 5 – Modelagem adotada pela ANEEL para a determinação das RAP_ICG e RAP_RB – Exemplo Lote A.

63.	Essa metodologia foi previamente analisada na SEFID, sobre a qual foi levantada possibilidade de se estar onerando o usuário da Rede Básica além do necessário e, assim, desonerando as Centrais Geradoras dos encargos devidos. Em decorrência dessa suspeição, foi solicitado à ANEEL, mediante diligência, que fossem encaminhados, para cada lote, os fluxos de caixa em separado tanto para a ICG, quanto para a Rede Básica.
64.	O resultado dessa solicitação corroborou o entendimento prévio da equipe técnica, na medida em que restou comprovado que a adoção de fluxos de caixa em conjunto, com as receitas da ICG e da Rede Básica vinculadas previamente por proporções preestabelecidas, faz com que a RAP da Rede Básica seja maior, tendo por base o fluxo em separado. Esta conclusão foi obtida pela própria ANEEL que apresentou em resposta à diligência a seguinte tabela.
Tabela 7 – Comparação das RAP’s da Rede Básica e ICG, com adoção de fluxos de caixa em conjunto e separados.
Lote | Receita Rede Básica Ato Justificatório (cálculo conjunto Rede Básica e ICG) | Receita Rede Básica (cálculo separado da ICG) | Receita ICG Ato Justificatório (cálculo conjunto Rede Básica e ICG) | Receita ICG (cálculo separado da Rede Básica)
A | R$ 33.782,34 | R$ 32.749,67 | R$ 8.972,37 | R$ 10.325,63
B | R$ 19.701,88 | R$ 18.643,60 | R$ 8.897,87 | R$ 10.275,37
C | R$ 15.858,27 | R$ 14.044,57 | R$ 13.861,19 | R$ 16.249,28

65.	Vê-se que quanto menor a participação da Rede Básica na relação (RB/ICG) maiores são as diferenças a menor com o emprego de fluxo de caixa em separado. Em contrapartida, vê que há um aumento no encargo a ser pago pelas Centrais Geradoras. 
66.	A ANEEL, por seu turno, justificou da seguinte maneira a adoção do fluxo de caixa em conjunto:
“Ambos os critérios são corretos, gerando fluxos de caixa que  produzem VPL’s {valor presente líquido} igual a zero segundo a mesma taxa de desconto, diferindo os critérios nas premissas utilizadas para sua obtenção: no critério da RB e ICG juntas é fixado o valor do degrau segundo a proporção do investimento, e no critério da RB e ICG separadas o degrau é obtido a partir da soma dos fluxos de caixa da RB e das ICG em separado.
[...] a escolha pelo critério RB e ICG juntas apresenta as seguintes vantagens:
- O uso de apenas um fluxo de caixa é mais adequado a aplicação das metodologias vigentes na ANEEL para o cálculo dos futuros reajustes e revisões tarifárias;
- Como o risco associado à RB é menor que aquele associado às ICG, impõe-se ao concessionário um risco menor para todo o empreendimento, visto que, segundo este critério, a receita referente à RB é maior do que seria segundo o critério da RB e ICG separadas.”
67.	A partir disso, faz-se as seguintes ponderações:
•	Quanto à primeira abordagem, entende-se que quaisquer metodologias aplicadas pela ANEEL para o cálculo de futuros reajustes não podem estar acima de elementos concretos que vão contra a modicidade tarifária. Outrossim, no caso das IEG’s, salienta-se que no cálculo da RAP_IEG, foi adotado um fluxo de caixa próprio, cujos resultados já são de conhecimento público quando da publicação da Resolução Homologatória n^o 681/08, em cujo anexo III se encontram os valores máximos de RAP a serem utilizados como preço teto no leilão, motivo pelo qual questiona-se pela não adoção do mesma sistemática para as ICG’s, com adoção de fluxos de caixa próprios.
•	No que se refere ao risco, já restou demonstrado que já existe uma mitigação do risco do proponente na medida em que as ICG’s e IEG’s são leiloadas em conjunto com a Rede Básica, considerando ainda o fato de que as proporções de cada uma dessas infra-estruturas na RAP é predeterminada, situação esta que distribui uniformemente os deságios do leilão. Desse modo, não é, propositadamente, onerando além do justo a Rede Básica, que se estará aumentando a viabilidade de todo o certame. 
68.	Diante dessas constatações, cabe ao Tribunal recomendar à ANEEL que proceda à adoção de fluxos de caixa em separado, o que resultará na estrutura de RAP semelhante à apresentada na Tabela 8, cujo resultado pode ser comparado com os resultados dos estudos da ANEEL – Tabela 9 que é a reprodução da Tabela 5.
Tabela 8 – Receita Máxima Permitida, com adoção de fluxos separados – Lotes.
Lote | LOTE A | LOTE B | LOTE C
IEG | 9.894.001,61 | 18,68% | 6.738.289,25 | 18,90% | 11.168.449,89 | 26,94%
Rede Básica | 32.749.671,43 | 61,83% | 18.643.603,24 | 52,29% | 14.044.571,44 | 33,87%
ICG | 10.325.626,85 | 19,49% | 10.275.366,78 | 28,82% | 16.249.277,98 | 39,19%
Rede Básica + ICG | 43.075.298,28 | 81,32% | 28.599.750,63 | 80,21% | 29.719.459,91 | 71,68%
Total | 52.969.299,89 | 100,00% | 35.657.259,26 | 100,00% | 41.462.299,32 | 100,00%

Tabela 9 – Reprodução da Tabela 5 – Receita Máxima Permitida – Lotes.
Lote | LOTE A | LOTE B | LOTE C
IEG | 9.894.001,61 | 18,79% | 6.738.289,25 | 19,07% | 11.168.449,89 | 27,31%
Rede Básica | 33.782.341,48 | 64,17% | 19.701.883,42 | 55,75% | 15.858.271,63 | 38,78%
ICG | 8.972.367,26 | 17,04% | 8.897.867,21 | 25,18% | 13.861.188,28 | 33,90%
Rede Básica + ICG | 42.754.708,74 | 81,21% | 28.599.750,63 | 80,93% | 29.719.459,91 | 72,69%
Total | 52.648.710,35 | 100,00% | 35.338.039,88 | 100,00% | 40.887.909,80 | 100,00%
69.	Vê-se que o somatório das RAP’s é superior com a adoção de fluxos separados. Tal situação, no entanto, não inviabilizaria ajustes de modo a se manter o mesmo somatório da proposta inicial, haja vista os valores serem relativamente pequenos. 
70.	Assim, o que essa análise pretende é dar transparência à metodologia aplicada pela ANEEL na definição das RAP’s da Rede Básica e ICG, uma vez que ela pode estar contribuindo para a geração de subsídios cruzados, cuja adoção entende-se que demandaria uma orientação prévia e expressa de política pública nesse sentido.
71.	Há que se registrar que não foi possível esgotar a análise acerca do tema, principalmente quanto aos quesitos matemáticos, razão pela qual sugere-se o aprofundamento do tema, dando conhecimento, inclusive, a outros órgãos como o Ministério de Minas e Energia e o Congresso Nacional, na esfera das comissões de defesa do consumidor da Câmara dos Deputados e do Senado Federal.
72.	Desse modo, quanto à avaliação em questão, é apresentado na figura 6 um esquema que possibilita um melhor entendimento sobre a relação entre a definição da RAP que será levada a leilão e o fluxos de caixa, segundo os estudos da ANEEL em contraposição a uma abordagem diversa com fluxos separados. 

Modelagem ANEEL

RAP_IEG

+

+

RAP_ICG

+

 RAP_RB

RAP 
Lote

Abordagem com fluxos separados

RAP_IEG

RAP 
Lote

RAP_ICG

 RAP_RB

Figura 6 – Fluxo de Entradas das RAP’s.

ASPECTOS RELEVANTES
73.	Levando-se em consideração a importância da energia de reserva propiciada pelas Centrais de Geração ora vinculadas a este leilão, faz-se necessário avaliar mais amiúde os mecanismos que garantem o compromisso das Centrais Geradoras em fornecer energia e, assim, em se conectar às ICG’s e IEG’s que serão construídas.
74.	O primeiro mecanismo que se destaca refere-se ao disposto no § 7º do art. 6º do Decreto n^o 2.655/98,  no qual as ICG’s serão definidas a partir de chamada pública a ser realizada pela ANEEL, mediante o aporte de garantias pelos interessados no acesso às ICG’s. 
75.	Entende-se que essa garantia não deve ser elevada a ponto de inviabilizar seu aporte, tampouco pequena de modo a não refletir o comprometimento necessário das Centrais Geradoras para com o certame e a estabilidade da modelagem proposta. 
76.	Com essa abordagem e em atenção à diligência enviada à ANEEL, a Agência encaminhou a listagem com os valores das garantias aportadas pelas Centrais Geradoras que desejam ter acesso às ICG’s que será disponibilizadas no atual leilão. Com base em um análise preliminar sobre os montante das garantias e a despeito da ausência de uma análise mais detalhada, entende-se que os valores das garantias se mostram razoáveis, correspondendo a um valor total de R$ 126.705.000,00 (cento e vinte e seis milhões e setecentos e cinco mil reais) para todas as Centrais Geradoras que aportaram garantias.
77.	O segundo mecanismo é a contratação das Centrais Geradoras por intermédio dos leilões de energia. No dia 14 de agosto de 2008, ocorreu o leilão n^o 001/2008 de energia de reserva proveniente de biomassa, cujas estimativas de energia perfaziam um montante em torno de 2.300 MW, todavia foram negociados apenas 548 MW, referentes a produtos com entrada em operação em 2009 e 2010. Pelos resultados do leilão n^o 001/2008 (com energia menor do que a potencial) e da chamada pública n^o 001/2008 (estimativa de 2.300 MW), conclui-se que a maior parte da energia será destinada ao mercado livre.
78.	O terceiro mecanismo diz respeito à fidedignidade dos estudos anteriormente realizados para se determinar quais Centrais Geradoras poderiam injetar energia no sistema. Em reunião realizada na Sefid, no dia 04 de setembro de 2008, que marcou a entrega da documentação relativa ao leilão em análise, a equipe técnica foi informada sobre estudo realizado pela Casa Civil que avaliou a região e a oferta potencial de energia.
79.	Foi solicitado à ANEEL, em diligência, o encaminhamento desse estudo da Casa Civil, avençado em reunião, e outros que pudessem estabelecer conexão entre os estudos realizados e a definição das Centrais Geradoras participantes do certame.
80.	Em atendimento a essa solicitação, a ANEEL entregou estudo da EPE sobre a Análise Técnico-Econômica de Alternativas – Relatório R1 – Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Estados do Mato Grosso do Sul e Goiás – Integração das Usinas Térmicas a Biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas.
81.	Todavia, esse estudo é posterior à Chamada Pública n^o 001/2008 e apenas dá indicação à ANEEL da viabilidade econômica de diferentes alternativas, o que de fato não representa o objetivo pelo qual foram solicitadas informações adicionais. Desse modo, em virtude do exíguo período de análise, não será feito aprofundamento sobre o planejamento que definiu as áreas atendidas pela transmissão e as possibilidades de conexão na região em análise, nos Estados de Mato Grosso do Sul e Goiás.
82.	Por fim, esclarece-se que no dia 15 de outubro, por intermédio do ofício n^o 724/2008-SCT/ANEEL, portanto 45 dias após a entrega dos primeiros documentos, a ANEEL encaminhou novas planilhas de cálculo de investimentos e receitas dos empreendimentos que comporão o edital do certame em análise.
83.	Segundo à ANEEL, as alterações que motivaram as retificações residem nos seguintes fatos:
“ [...]
•	modificações contidas nos relatórios de detalhamento da alternativa de viabilidade técnica-econômica selecionada, tanto do ponto de vista técnico quanto socioambiental, tais como: extensão das linhas de transmissão, configuração dos cabos, adequação aos procedimentos de rede do ONS;
•	inclusão da conexão entre as subestações Ilha Solteira e Ilha Solteira 2;
•	inserido custos incorridos com os estudos das características das subestações;
•	atualização dos custos para 1º de outubro de 2008, pela variação do dólar e IGP-M para as instalações de Rede Básica e ICG e pelo IPCA para as IEG.”

84.	Os valores de investimentos e das receitas constam atualizados na tabela 2, que traz as premissas básicas do leilão em tela.
85.	Neste ponto cabe ressaltar dois aspectos: inicialmente, faz-se citar a intempestividade na entrega de documentação adicional, 45 dias após o envio do início da análise, e num segundo momento a não atualização dos elementos solicitados na diligência realizada à ANEEL, mormente na solicitação referente à comparação entre fluxos de caixa em conjunto e em separado.
86.	Desse modo, os valores contidos na Tabela 7 – “Comparação das RAP’s da Rede Básica e ICG, com adoção de fluxos de caixa em conjunto e separados” – não foram atualizados, restando informar que, embora não se tenha os valores mais atualizados, os fundamentos da análise permanecem os mesmos.
2.3.3 Avaliação dos Investimentos
87.	No sentido de reduzir o valor dos investimentos e com isso a RAP, contribuindo assim para a modicidade tarifária, foi recomendado à ANEEL, por meio do Acórdão 649/2005 (Plenário) item 9.3.3., que se avaliasse novas metodologias para estimar os custos de construção das linhas de transmissão e das subestações, de modo a espelhar de maneira mais fidedigna os resultados dos leilões que apresentavam expressivos deságios. Essa recomendação por sua vez se tornou uma determinação mediante o Acórdão n^o 1866/2007 (Plenário), item 1.1., que determinou à ANEEL o encaminhamento ao TCU, no prazo de 30 dias, o plano executivo atualizado de implantação do banco de dados de “Custos-Padrão” da Agência, o cronograma detalhado, os setores responsáveis pela implementação e a sistemática utilizada para aferição e atualização dos preços dos equipamentos e demais componentes do banco de dados.
88.	Por intermédio do Ofício n^o 478/2008-SCT/ANEEL, de 11 de julho de 2008, a ANEEL informou que o processo de elaboração da referência própria de Custos-Padrão da ANEEL se encontrava em fase de validação da metodologia de orçamentação e de simulações para testes dos programas de elaboração de orçamentos de linhas de transmissão e subestações, estando a finalização do banco de dados de custos de referência e a publicação da Resolução, instituindo os custos de referência, previstas para outubro de 2008.
89.	Desse modo, uma vez que não dispõe ainda de seus Custos-Padrão, a Agência, para este leilão optou por realizar a mesma metodologia de determinação de custos que foi empregada nos  demais leilões de LT’s de 2008 (n^os 004/2008, 006/2008 e 007/2008), a qual consiste em uma ponderação entre os valores atualizados dos “Custos Modulares” da Eletrobrás e os valores atualizados que foram ofertados pelas propostas vencedoras, considerando os deságios auferidos nos empreendimentos já licitados desde 2000, até o leilão n^o 004/2007. A metodologia empregada nessa ponderação está detalhada na NT n^o 160/2008-SCT/ANEEL (fls. 6 a 17, Principal - TC – 020.252/2008-0). Os passos da metodologia foram descritos na instrução relativa ao leilão n^o 004/2008 (TC – 002.883/2008-1).
90.	Essa metodologia e toda a sistemática de orçamentação empregada pela ANEEL foi objeto de profunda análise por oportunidade do leilão n^o 007/2008 – “Linhão do Madeira” (TC – 020.268/2008-0). Em virtude da elevada materialidade e relevância do leilão, por ocasião da análise do 1º estágio, optou-se pela realização de apartados, nos mesmos moldes do que havia sido realizado nos leilões das hidrelétricas de Santo Antônio e Jirau do Complexo Energético do Rio Madeira. O processo foi apartado para apreciação em separado da SEFID, sobre os aspectos econômico-financeiros, da SECOB, relativo aos investimentos, e da 4ª Secex, em relação às questões ambientais.
91.	À Secob foi solicitada a apreciação da regularidade, consistência e exatidão dos valores relativos ao orçamento dos materiais, serviços e obras a serem empregados na concessão. Para tanto, a Secretaria procedeu a uma extensa análise dos aspectos concernentes à determinação dos custos e preços que subsidiaram a Empresa de Pesquisa Energética – EPE e a ANEEL, no planejamento e na determinação dos investimentos da infra-estrutura de transmissão para o leilão do “Linhão do Madeira”.
92.	A Secob avaliou a metodologia de orçamentação adotada pela ANEEL, na qual se analisou as fontes, a consistência e a atualização dos dados disponíveis. Ademais, a Secretaria procurou ir além, buscando razões de deficiência e oportunidades de melhoria na definição mais adequada dos investimentos da infra-estrutura de transmissão, uma vez que constituem a base de determinação da Receita Anual Permitida – RAP que vai a leilão, sendo, destarte, o principal parâmetro de comparação para os proponentes do leilão, na medida em que externaliza o valor máximo que o poder público está disposto a retribuir para a prestação do serviço público.
93.	Assim, em atenção ao que foi solicitado sobre a avaliação dos investimentos do leilão n^o 007/2008, a análise da Secob orientou-se pelos seguintes aspectos: 
•	Responsabilidade da ANEEL na definição adequada dos valores de investimento;
•	Imprescindibilidade de uma base de dados fidedigna de preços e custos de itens que compõem obras e serviços de infra-estruturas de transmissão;
•	Consistência da metodologia de orçamentação;
•	Necessidade de caracterização correta da obra;
•	Necessidade de manifestação pública sobre contribuições de ordem técnica obtidas em Audiência Pública.

94.	As conclusões obtidas pela análise da Secob foram um marco na avaliação dos investimentos de linhas de transmissão, cujos achados contribuíram sobremaneira para um melhor entendimento sobre a forma de orçamentação utilizada pela ANEEL.
95	A Secob informou que vem realizando análises para subsidiar o acompanhamento de processos licitatórios, adquirindo experiências positivas com esta sistemática, mas que, nos casos das obras do setor elétrico, a experiência tem demonstrado que é fato recorrente a falta de elementos mínimos de projeto que permitam a plena caracterização da obra.
96.	Desse modo, acerca da baixa precisão e da qualidade insuficiente das informações prestadas, a Secretaria esclareceu que não foi possível verificar inconsistências ou erros graves de cálculo na aplicação da metodologia e execução das planilhas orçamentárias.
97.	Em atenção ao comando explícito do despacho do Exmo. Ministro Relator Benjamin Zymler (fl 12, TC – 020.268/2008-0), quanto à regularidade, a Secob consultou legislações e normas infralegais pertinentes, pela análise das quais concluiu que, apesar de haver razoável normatização para os segmentos de energia elétrica (da geração à comercialização), não há paradigma regulamentado para servir de referência de custos de transmissão, como ocorre, por exemplo, nos casos do SICRO (Sistema de Custos Rodoviários/DNIT) e do SINAPI (Sistema Nacional de Pesquisa de Custos e Índices da Construção Civil/CEF). 
98.	No que se refere à consistência da orçamentação da ANEEL, informou que, com base nos quantitativos previstos no orçamento, não foi possível fazer inferências com suficiente precisão, haja vista o orçamento base apresentado ter sido preparado com base nos valores do Banco de Dados da Eletrobrás, corrigidos, conforme o caso, com as premissas estabelecidas na normatização da ANEEL (Resoluções, Notas Técnicas, documentação conexa). Tal escolha resulta em um nível razoável de imprecisão e de discrepâncias entre os valores do Banco de Dados e os praticados pelo mercado, o que pode ser comprovado pelos altos deságios verificados nos leilões de concessão de transmissão de energia elétrica realizados.
99.	Nesse caso, embora a ANEEL venha aplicando percentuais de deságios nos orçamentos derivados da base da Eletrobrás, a Sefid, em consonância com a Secob, entendeu que a metodologia não é adequada, exatamente por inserir incerteza à orçamentação. Diante disto, apenas um banco de dados específico da Agência é capaz de permitir avanços nesse quesito.
100.	Por fim, no que se refere à exatidão, a Secob informou que não foi verificada inexatidão ou incoerência relevante nas planilhas que apresentam os valores de investimento para as obras em tela. Os percentuais e índices utilizados (taxa de câmbio, IGP-M, taxas médias de deságio, REIDI, e outros) foram corretamente aplicados.
101.	Tendo por fundamento as análises realizadas por esta Sefid e pela Secob no processo TC – 020.268/2008-0 (Linhão do Madeira), o Tribunal exarou o Acórdão n^o 1945/2008 Plenário, em que aprovou com ressalvas o 1º Estágio e recomendou à ANEEL que envidasse esforços necessários à conclusão do banco de dados referenciais de obras e equipamentos de transmissão – Custo Padrão – ANEEL, de modo a permitir a caracterização do valor de investimento de itens de infra-estrutura nos próximos leilões de transmissão, informando ao Tribunal a data para o início operacional do sistema.
102.	Ademais, no que tange às práticas de orçamentação e determinação dos investimentos e das RAP’s, com fundamento nas recomendações do Acórdão n^o 649/2005, item 9.3.3., é possível quantificar o benefício de controle da consideração dos valores de deságio dos leilões na determinação do investimento e RAP dos lotes objetos do leilão, com a incorporação da metodologia do “Preço Ajustado”, cujo valor é apresentado na Tabela 10.
103.	A Tabela 10 foi adaptada de uma outra elaborada pela ANEEL (principal, fl. 46), a qual compara os valores das RAP’s, apenas para a Rede Básica, calculados com base nos Custos Padrão – Eletrobrás e pela atual metodologia, que, embora represente avanços, ainda apresenta inúmeras inconsistências e imprecisões, conforme análise prévia.
104.	Em relação aos investimentos, vê-se que o benefício financeiro do controle apurado anualmente para as Receitas Anuais Permitidas, que serão repassadas para a tarifa, é de R$35.428.790,00 (trinta e cinco milhões e quatrocentos e vinte e oito mil e setecentos de noventa reais).
Tabela 10 – Comparação entre as RAP’s: Custo Padrão – Eletrobrás x Metodologia Preço Ajustado.

Lote

RAP RBx1000
Custo Eletrobrás

RAP RB x1000
“Preço Ajustado”

Diferença

DIF. RAP RB (%)

A | R$   60.171,53 | R$ 39.683,14 | R$ 20.488,39 | 34,05%
B | R$   31.648,38 | R$ 22.418,12 | R$   9.230,26 | 29,17%
C | R$   21.806,83 | R$ 16.096,69 | R$   5.710,14 | 26,19%
Total | R$ 113.626,74 | R$ 78.197,95 | R$ 35.428,79 | 31,18%

2.3.4 Custos de Operação e Manutenção
105.	Os custos de operação e manutenção (O&M) das LTs e subestações são incorporados no cálculo da RAP como saídas anuais no fluxo de caixa em montante percentual do investimento estimado.
106.	A ANEEL, até o leilão n^o 002/2002, adotava o valor de 1,5% de O&M. A partir de 2003, sob a justificativa de que o valor inicialmente adotado não contemplava a estrutura física e administrativa da empresa, os chamados custos indiretos, acrescentou-se mais 1,5% totalizando os atuais 3%. 
107.	Essa alteração teve um impacto significativo no cálculo da RAP, razão pela qual a Sefid entendeu que haveria a necessidade de melhoria na metodologia para estimar o valor de O&M empregada pela ANEEL.
108.	O Acórdão 649/2005 (Plenário) recomendou, em seu item 9.3.4, que a ANEEL elaborasse  novas metodologias para estimar custos eficientes com operação e manutenção. Para o leilão n^o 004/2007, a Agência apresentou, por meio da NT n^o 095/2007 – SCT/ANEEL, uma nova metodologia que fez reduzir os custo de O&M para o patamar de 2% do investimento estimado.
109.	A partir do leilão n^o 004/2008, com fundamento nas Nota Técnicas n^o 095/2007 – SCT/ANEEL  e n^o 216/2007-SCT/ANEEL, o valor desse percentual de O&M passou a ser dependente da localização do empreendimento e do valor do investimento estimado, conforme especificado na Tabela 11.
110.	Dada a redução nos custos de Operação e Manutenção em virtude da atuação do Controle, e com fundamento no Acórdão n^o 649/2005, foi possível determinar o valor do benefício financeiro para cada um dos lotes, cujos resultados são apresentados na Tabela 12. 
Tabela 11 – Definição dos Custos de Operação e Manutenção.
Critério | O&M / Investimento (%)
Investimento > R$100.000.000,00 | 1,8%
Investimento < R$100.000.000,00 | 2,0%
Empreendimento localizado na Amazônia | 2,0%

111.	O benefício financeiro foi calculado a partir da substituição dos valores de custos de O&M nos fluxos de caixa em separado da Rede Básica (conforme diligência à ANEEL), mantendo-se constante todos os outros parâmetros, inclusive a taxa interna de retorno, calculando-se assim uma nova RAP para cada lote correspondente à porcentagem de 3% do investimento para O&M, conforme era praticado anteriormente.

Tabela 12– Determinação do Benefício Financeiro do Controle.
Lote | Investimento sujeito a O&M (10³) | RAP (R$10³)            (O&M=3% inv) | Porcentagem ^(c) | RAP(R$10³) 006/2008 | diferença (R$10³)
Lote A | 245.974,29 | 3,0% | 35.792 | 1,8% | 32.750 | 3.042
Lote B | 133.081,22 | 3,0% | 20.342 | 1,8% | 18.644 | 1.698
Lote C | 108.414,11 | 3,0% | 15.428 | 1,8% | 14.045 | 1.383
| | | | | total = | 6.124
a)	regra: investimento menor do que R$100.000.000,00 (cem milhões de reais) ou na região amazônica, O&M = 2,0% do investimento sujeito à O&M, acima de R$100.000.000,00 (cem milhões de reais), O&M = 1,8% do investimento sujeito à O&M;

112.	Cumpre ressaltar, que os dados aqui apresentados referem-se aos fluxos de caixa em separado da Rede Básica de cada lote, encaminhados pela ANEEL por ocasião de diligência realizada à Agência. Todavia, em decorrência de atualizações entregues no dia 15 de outubro de 2008, (ofício n^o 724/2008-SCT/ANEEL), tais valores não correspondem mais aos investimentos que serão leiloados.
113.	Assim sendo, considerando todos os lotes, constata-se que o benefício financeiro do controle realizado sobre os valores de O&M corresponde ao valor anual de R$6.124.000,00 (seis milhões e cento e vinte e quatro mil reais).
2.4 ESTUDO DO IMPACTO AMBIENTAL
114.	Conforme o inciso VI do Art. 2º da Resolução CONAMA n^o 001, de 23 de janeiro de 1986, dependerá de elaboração de estudo de impacto ambiental e respectivo relatório de impacto ambiental (RIMA) o licenciamento ambiental de linhas de transmissão de energia elétrica acima de 230 kV, sendo a competência do órgão ambiental estadual emitir as licenças ambientais necessárias à implantação do empreendimento.
115.	Os empreendimentos ora em análise ainda não possuem licenças ambientais. As proponentes vencedoras do leilão deverão implantar as instalações de transmissão observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis. Elas também deverão adotar todas as providências necessárias, junto aos órgãos responsáveis, para a obtenção dos licenciamentos, por sua conta e risco, cumprindo todas as suas exigências (Atos Justificatórios – Anexo 2).
116.	No Ato Justificatório do leilão, Anexo 2, fls 22 a 30V, e no relatório da EPE (EPE-DEE-RE-034-2008-r0), Anexo 1, constam relatórios sintéticos sobre o impacto ambiental, para o empreendimento como um todo, sobre a caracterização do eixo da diretriz do traçado preliminar para a construção das linhas de transmissão e sobre as características sócio-ambientais do traçado proposto. Esses estudos tratam das características gerais para a implantação da linha de transmissão e novas subestações, considerando aspectos da localização das centrais geradoras, planejamento, geologia, meio ambiente, com foco na macro-caracterização da região de estudo e avaliação socioambiental do corredor.
117.	Para o momento, foram consideradas satisfatórias as informações relativas aos estudos de caracterização ambiental, aos procedimentos adotados para a obtenção do licenciamento ambiental, bem como as informações referentes às características e requisitos técnicos das instalações de transmissão.
3 BENEFÍCIOS FINANCEIROS DO CONTROLE EXTERNO 
118.	O valor da Receita Anual Permitida (RAP) teto de leilão foi reduzido, no presente leilão, em comparação com os anteriores, em função de mudanças promovidas pela ANEEL em decorrência de determinações e recomendações exaradas por este Tribunal em Acórdãos emitidos durante acompanhamentos anteriores. A redução do valor teto de leilão aumenta a segurança do consumidor de energia elétrica no tocante à modicidade tarifária.
119.	Nessa direção, foi possível determinar os benefícios financeiros da atuação do controle externo na adoção de uma nova metodologia para determinação dos valores dos investimentos de cada lote e na adoção de um percentual menor do custo de operação e manutenção sobre esses mesmos investimentos, conforme se vê nos itens 2.3.3 e 2.3.4. 
120.	Assim, em referência às Tabelas 10 e 12, o benefício financeiro anual da ação de controle sobre o atual leilão é de R$35.428.790,00 (trinta e cinco milhões e quatrocentos e vinte e oito mil e setecentos de noventa reais) mais de R$6.124.000,00 (seis milhões e cento e vinte e quatro mil reais) - relativos à operação e manutenção, o que corresponde a um benefício total nos 5 primeiros anos de R$207.763.950,00 – (duzentos e sete milhões e setecentos e sessenta e três mil e novecentos e cinquenta reais), ressaltando-se que este valor é referente à infra-estrutura de transmissão da Rede Básica, pela qual os usuários pagam a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST.
4 CONCLUSÃO DO PRIMEIRO ESTÁGIO
121.	Os empreendimentos em análise são pioneiros no sentido de efetivar a integração de Centrais de Geração à biomassa e PCH’s ao Sistema Interligado Nacional, nos Estados de Mato Grosso do Sul e Goiás, possibilitando assim o escoamento dessas energias.
122.	O certame ainda é pioneiro pois leva a leilão infra-estruturas de transmissão que não pertencem à Rede Básica, cujos encargos serão rateados entre as Centrais Geradoras beneficiadas, e que farão parte de uma concessão paralela à da Rede Básica, esta remunerada por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST.
123.	Essa infra-estrutura não pertencente à Rede Básica foi denominada pelo Decreto n^o 6.460/08 de Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG. Quando considerado de uso individual, convencionou-se denominar de IEG.
124.	A relevância desse projeto é permitir o escoamento de uma energia injetável na ordem de 2.000MW, com entrada em operação das centrais geradoras para o ano de 2010.
125.	Com fundamento nessas informações e naquelas presentes ao longo dessa instrução, enumeram-se as principais constatações da análise do 1º estágio do presente leilão n^o 008/2008.
•	Em virtude da dificuldade de organização das centrais de geração num projeto comum de transmissão e da importância da energia gerada pela queima de bagaço de cana e por pequenas centrais hidrelétricas na região, num montante de 2.000MW, a fim de viabilizar a transmissão dessa energia, criou-se, a partir da publicação do Decreto n^o 6.064/08,  uma nova categoria de infra-estrutura de transmissão, sujeita à concessão, mas não pertencente à Rede Básica, as quais foram denominadas de ICG e IEG.
•	A metodologia de orçamentação empregada pela ANEEL está alinhada com o que vem sendo realizado nos leilões de 2008. Por ocasião da análise do 1º estágio do leilão do “Linhão do Madeira” (n^o 007/2008), que contou com a análise especializada da SECOB, teve-se dimensão do grau de imprecisão que acompanham os cálculos de investimento e, por conseguinte, os valores das RAP’s, componentes da tarifa. A ANEEL já se pronunciou quanto à entrada em operação do seu sistema próprio de orçamentação – Custo Padrão – ANEEL, o que deverá ocorrer em outubro deste ano. Todavia, tal metodologia não foi empregada ainda para este leilão, permanecendo, assim, todas as inconsistências já apontadas no leilão anterior.
•	De maneira a viabilizar o leilão atual, a ANEEL promoveu uma nítida transferência de riscos das infra-estruturas de interesse exclusivo para a Rede Básica por intermédio de três mecanismos:
•	Agrupamento num mesmo lote de infra-estruturas pertencentes à Rede Básica, ICG’s e IEG’s;
•	Distribuição percentual prévia na participação da RAP de cada uma dessas infra-estruturas – segundo esse critério, para quaisquer deságios ocorridos nos leilões, o percentual obtido será atribuído indistintamente a cada uma das infra-estruturas; e
•	Determinação da RAP da Rede Básica e ICG com o emprego de fluxos de caixa conjuntos (vide figura 5).  

126.	Acrescenta-se que é válida a busca pela viabilidade do certame, ainda mais considerando a importância da energia proveniente das centrais geradoras em tela, bem como pelo ineditismo do formato do leilão. Desse modo, no que diz respeito aos dois primeiros mecanismos enumerados acima, há que se consignar que não é possível determinar objetivamente o impacto nas tarifas e encargos em cada infra-estrutura, quando analisadas em separado, corroborando assim a ação discricionária da Agência.
•	Todavia, quanto ao terceiro mecanismo, vislumbra-se que há possibilidades objetivas de aprimoramento, na medida em que ficou demostrado que a adoção de fluxos de caixa conjunto (Rede Básica e ICG) faz onerar além do necessário a RAP da Rede Básica, com pagamentos maiores de tarifa. A ANEEL, questionada sobre a matéria, justifica que o procedimento traz mais segurança ao certame. No entanto, tem-se o entendimento de que os outros dois mecanismos já sinalizam nessa direção, não justificando, portanto, o emprego de mais um mecanismo que pode ser caracterizado como um subsídio cruzado. Esclarece-se ainda que, no caso das IEG’s, foi adotado fluxos distintos, diferentemente do tratamento dado às ICG’s.
127.	Propõe-se, assim,  que seja recomendado à ANEEL que avalie os valores das RAP’s da Rede Básica e ICG com a adoção de fluxos de caixa em separado.
128.	Desse modo, o que se pretende é dar transparência à metodologia aplicada pela ANEEL na definição das RAP’s da Rede Básica e ICG, uma vez que ela pode estar contribuindo para a geração de subsídios cruzados, cuja adoção entende-se que demandaria uma orientação prévia e expressa de política pública, razão pela qual propõe-se que seja dado conhecimento do tema a outros órgãos como o Ministério de Minas e Energia e o Congresso Nacional, na esfera das comissões de defesa do consumidor da Câmara dos Deputados e do Senado Federal.
129.	Por fim, com fundamento nas constatações acima, propomos:
I.	Aprovar com ressalvas o primeiro estágio, tendo em vista que as insuficiências encontradas no leilão n^o 007/2008, quanto à orçamentação, ainda persistem para o leilão atual, cujos aspectos materiais estão consubstanciados no Acórdão 1945/2008 – Plenário. 
5.	PROPOSTA DE ENCAMINHAMENTO

130.	Ante os fatos relatados nesta instrução e com fundamento no art. 7^o, incisos I, Instrução Normativa n^o 27, de 2 de dezembro de 1998, submeto os autos à consideração superior, propondo:
I.	encaminhar o autos ao Relator Exmo Ministro Benjamin Zymler;
II.	aprovar com ressalvas o 1º Estágio, tendo vista a manutenção de inconsistências apontadas na metodologia de orçamentação dos investimentos (parágrafos 90 a 101);
III.	recomendar à ANEEL que, para o presente leilão e demais, avalie a pertinência de se adotar fluxos de caixa separados quando da determinação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) de infra-estruturas de transmissão da Rede Básica e das ICG’s que vão juntas a leilão (parágrafos 63 a 72);
IV.	tendo em vista a possibilidade de ocorrência subsídios cruzados com a adoção de um mesmo fluxo de caixa na determinação das RAP’s da Rede Básica e das ICG’s, dar ciência do Acórdão, mediante remessa de sua cópia, bem como do Relatório e Voto que o fundamentarem ao Ministério de Minas e Energia, Comissão de Defesa do Consumidor da Câmara dos Deputados e Comissão de Meio Ambiente, Defesa do Consumidor e Fiscalização do Senado Federal (parágrafos 63 a 72); e
V.	retornar os autos para acompanhamento dos demais estágios”.
2.	É o relatório.

VOTO

Cuidam os autos de acompanhamento do 1º estágio da licitação de outorga de concessão da prestação de serviço público de transmissão de energia elétrica, incluindo a construção, operação e manutenção de linhas de transmissão, subestações e demais instalações de transmissão, objeto do leilão no 008/2008-ANEEL.
2.	O mencionado leilão refere-se à licitação de três lotes de infra-estruturas de transmissão, que irão interligar unidades geradoras termoelétricas a biomassa, pela queima de bagaço de cana-de-açúcar, e Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCH, localizadas nos estados de Mato Grosso do Sul e Goiás, ao Sistema Interligado Nacional – SIN na qualidade de energia de reserva. 
3.	Há que se ressaltar o pioneirismo do empreendimento, na medida em que integra as Centrais de Geração à biomassa e PCH’s ao Sistema Interligado Nacional, nos Estados de Mato Grosso do Sul e Goiás, possibilitando o escoamento de uma energia injetável na ordem de 2.000MW, a partir da operação das centrais geradoras prevista para o ano de 2010. 
4.	Ademais, será a primeira licitação para outorga de concessão de linhas de transmissão que não pertencem exclusivamente à Rede Básica, cujos encargos serão rateados entre as Centrais Geradoras beneficiadas, e que farão parte de uma concessão paralela à da Rede Básica, esta remunerada por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST. 
5.	Este modelo de outorga está consubstanciado no Decreto no 6.064/08 que estabeleceu uma nova categoria de infra-estrutura de transmissão, sujeita à concessão, mas não pertencente à Rede Básica. Esta infra-estrutura foi denominada de Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG. Quando considerado de uso individual, de interesse exclusivo de uma central geradora, a Resolução Normativa nº. 320/08 convencionou denominar de IEG. 
6.	A ANEEL repartiu em lotes a infra-estrutura que vai a leilão, sendo que, em cada um deles, constam trechos de Rede Básica, ICG’s e IEG’s, cuja responsabilidade pela implantação e manutenção, como prescreve o Decreto no 2.655/98, será atribuída ao Concessionário de serviço público de transmissão de energia elétrica detentor da instalação de Rede Básica conectada.
7.	O desenvolvimento desse modelo de concessão de infra-estrutura foi pautado por dois pontos principais. O primeiro refere-se à dificuldade de articulação entre as próprias Centrais Geradoras no sentido de viabilizar uma infra-estrutura de transmissão compartilhada, haja vista pertencerem a um mercado concorrencial de energia elétrica. O segundo decorre da importância que a energia proveniente dessas fontes, biomassa e PCH’s, possuem, no médio prazo, para a segurança da matriz energética (energia de reserva), cujo montante se estima na ordem de 2.000MW.
8.	Em conformidade com o inciso I do art. 7º da IN TCU nº. 27/98 cabe analisar nesta oportunidade o relatório sintético sobre os estudos de viabilidade técnica e econômica do empreendimento, dos eventuais investimentos já efetuados, vinculados à outorga, e dos estudos de impactos ambientais, indicando a situação do licenciamento ambiental.
DA ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA
9.	O estudo de viabilidade técnica e econômica visa aferir a necessidade de expansão ou reforço do sistema de transmissão, as características e os requisitos técnicos do empreendimento, o montante de investimento e o custo estimado de prestação do serviço que estabelecerá o limite superior do leilão para as propostas financeiras da Receita Anual Permitida – RAP.
10.	A ANEEL prestou as informações previstas no inciso I do art. 7° da IN TCU n° 27/98. Mereceram destaque da unidade técnica (i) a forma de quantificação dos custos da prestação dos serviços, ou seja, da orçamentação dos investimentos, (ii) a equalização de risco entre as diferentes linhas de transmissão e (iii) a metodologia do cálculo das Receitas Anuais Permitidas – RAP’s. Passo a analisar cada um desses apontamentos.
Dos custos da prestação de serviço
11.	No que concerne aos custos de prestação dos serviços, releva destacar que foi recomendado à ANEEL, por meio do Acórdão 649/2005-Plenário, que avaliasse novas metodologias para estimar os custos de construção das linhas de transmissão e das subestações, de modo a espelhar de maneira mais fidedigna os resultados dos leilões que apresentavam expressivos deságios. 
12.	O Acórdão n^o 1866/2007-Plenário, por sua vez, determinou à ANEEL que encaminhasse ao TCU, no prazo de 30 dias, o plano executivo atualizado de implantação do banco de dados de ‘Custos-Padrão’ da Agência, o cronograma detalhado, os setores responsáveis pela implementação e a sistemática utilizada para aferição e atualização dos preços dos equipamentos e demais componentes do banco de dados.
13.	A ANEEL, por meio do Ofício n^o 478/2008-SCT/ANEEL, informou que o processo de elaboração da referência própria de Custos-Padrão da ANEEL estava em fase de validação da metodologia de orçamentação e de simulações para testes dos programas de elaboração de orçamentos de linhas de transmissão e subestações. A finalização do banco de dados de custos de referência e a publicação da Resolução, que instituirá tais custos, estavam previstas somente para o mês de outubro de 2008.
14.	Destarte, não dispondo ainda de seus Custos-Padrão, a Agência optou por utilizar, neste leilão, a mesma metodologia de determinação de custos que foi empregada nos demais leilões de LT’s de 2008 (n^os 004/2008, 006/2008 e 007/2008), que consiste em ponderação entre os valores atualizados dos ‘Custos Modulares’ da Eletrobrás e os valores atualizados que foram ofertados pelas propostas vencedoras, considerando os deságios auferidos nos empreendimentos já licitados desde 2000, até o leilão n^o 004/2007. 
15.	A metodologia de orçamentação empregada pela ANEEL está, portanto, alinhada com aquelas utilizadas nos leilões de 2008, permanecendo, assim, todas as inconsistências já apontadas no leilão do “Linhão do Madeira”. Transcrevo a seguir, excerto do voto condutor do Acórdão n° 1.866/2007-Plenário, de minha relatoria, em que expus as referidas inconsistências:
13. No tocante à regularidade, consistência e exatidão dos valores relativos ao orçamento de materiais, serviços e obras a serem empregados na concessão, a SECOB procedeu à avaliação dos elementos de custos que subsidiaram a Empresa de Pesquisa Energética - EPE e ANEEL, na determinação dos investimentos necessários à implementação do Projeto.
14. Do exame a que se circunscreveu a SECOB, alguns aspectos merecem particular atenção, porquanto relacionados à fidedignidade na apreciação dos custos do Projeto, os quais, como é cediço, constituem-se no pilar da definição da Receita Anual Permitida (RAP), submetida ao Leilão.
15. Refere-se o primeiro deles à elaboração do orçamento dos custos relativos ao empreendimento. Tal como registrado na instrução reproduzida no Relatório que confere suporte a este Voto, a EPE e ANEEL adotou como valores de referência orçamentária o Banco de Dados da Eletrobrás, cujas planilhas respectivas têm suas versões atualizadas até junho de 2004, tendo em vista inexistirem referenciais de custos para os segmentos de energia elétrica, nos moldes do SICRO e SINAPI, respectivamente para obras rodoviárias e civis.
16. Malgrado tal circunstância, foram adotadas as medidas necessárias à atualização de valores, notadamente aquelas calcadas nas variações cambiais e do IGP-M, além da compatibilização com os percentuais de ajustes obtidos nos últimos leilões. Outrossim, procedeu-se no cálculo do valor final do investimento a incidência de percentuais redutores decorrentes do Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infra-Estrutura - REIDI, instituído pela Lei nº. 11.488/2007.
17. Todas estas medidas foram adotadas em consonância a notas técnicas da ANEEL, enquanto não se encontra disponível o sistema de referência de Custos-Padrão, a ser implantado pela Agência até outubro do ano em curso. Este sistema, informou-se, encontra-se em fase de validação da metodologia de orçamentação e de simulações para testes dos programas de elaboração de orçamentos de linhas de transmissão e subestações, não subsistindo fundamento à determinação constante do encaminhamento proposto pela Unidade Técnica, no sentido de assinar prazo para a conclusão do aludido Banco de Dados.
18. Neste contexto, ressaltou a SECOB que a análise por ela elaborada não se revestiu da acurácia desejável, porquanto a adoção do Banco de Dados da Eletrobrás, ainda com valores corrigidos de acordo com orientações técnicas da ANEEL, imprimem certo grau de incerteza na elaboração orçamentária.
19. Assim, a Unidade Técnica esclareceu que não lhe foi possível verificar inconsistências ou erros graves de cálculo na aplicação da metodologia e execução das planilhas orçamentárias. Outrossim, com relação à exatidão destas planilhas, asseverou-se que nelas não se verificou inexatidão ou incoerência relevante para as obras em questão. Ainda, entendeu-se que os percentuais e índices utilizados (taxa de câmbio, IGP-M, taxas médias de deságio, REIDI e outros) foram corretamente aplicados.
20. Outra questão que, ao meu ver, merece comentários relaciona-se à aplicação da metodologia de deságios de forma restrita para equipamentos sem referências de preços. Tal prática, tal como recomendado pela SECOB, deveria ser estendida, nos limites do aceitável, a todos os itens orçados e sem referencial de preços, o que não se verificou.
21. De fato, a utilização do Banco de Dados da Eletrobrás não constitui balizador específico para obras da natureza daquela ora examinada. Portanto, em nela não se verificando preço referencial para determinados itens é recomendável que a estes se aplique fatores de redução - notadamente a metodologia de deságios, preconizada pela própria ANEEL -, como forma de assegurar valores de investimentos compatíveis com a realidade e que, sobretudo, reflitam na desejável modicidade tarifária.
22. Por esta razão, reputo conveniente a recomendação da SECOB no sentido de que a ANEEL, proceda à revisão do orçamento do Leilão, aplicando redutores de preços para todos os itens da planilha de preços da Eletrobrás, mesmo àqueles sem referenciais de deságios anteriores registrados, devendo, em tais hipóteses, adotar-se valores percentuais de equipamentos o mais similares possível.
16.	Considerando o avançado estágio em que se encontra o processo de elaboração dos Custos-Padrão da ANEEL - fase de validação da metodologia de orçamentação e de simulações para testes dos programas de elaboração de orçamentos de linhas de transmissão e subestações - em que pese a impossibilidade de utilização neste leilão dos Custos-Padrão, entendo, em consonância com a unidade técnica, não haver necessidade de se adotar, neste certame, nenhuma medida quanto a utilização dos custos-padrão. Não obstante, as inconsistências dos orçamentos de linhas de transmissão e subestações caracterizam ressalva relevante na análise deste 1° estagio do leilão n^o 008/2008-ANEEL.
Da equalização de risco entre as diferentes linhas de transmissão
17.	O leilão em exame agrupa em um mesmo lote as infra-estruturas pertencentes à Rede Básica, ICG’s e IEG’s. O modelo econômico-financeiro empregado na presente licitação adota como Receita Anual Permitida-RAP do lote o somatório das RAP’s das deferentes infra-estruturas Ademais estabelece o percentual prévio de participação da RAP de cada uma dessas infra-estruturas, de modo que para quaisquer deságios ocorridos nos leilões, o percentual obtido será atribuído indistintamente a cada uma das infra-estruturas, ignorando-se a diferenças de risco entre elas.
18.	Conforme bem destacou a unidade técnica, os riscos inerentes à realização da receita na prestação de serviço de transmissão da Rede básica são inferiores aos de transmissão das ICG’s e IEG’s, haja vista serem auferidos mediante cobrança de tarifa – TUST - junto a todos os usuários do Sistema Interligado Nacional. Por ouro lado, no caso das ICG’s, o risco de frustração da receita é maior ante o reduzido número de centrais geradoras que remunerarão o concessionário. 
19.	Em razão dessa diferença de risco, caso houvesse licitações distintas para cada tipo de linha de transmissão, obter-se-iam maiores deságios para a Rede Básica, reduzindo o gravame para os usuários que pagam o TUST. Na outra ponta, haveria um incremento no encargo atribuído às centrais geradoras, haja vista os menores deságios no leilão.
20.	Não vislumbro na questão óbice à realização do leilão, tendo em vista que a modelagem definida pela ANEEL, se em um primeiro momento poderia beneficiar as centrais geradoras mediante a redução de seu encargo, beneficia também todo o Sistema Interligado Nacional-SIN na medida em que viabiliza o acesso a uma energia injetável na ordem de 2.000MW.
21.	Realço, ainda, que a eventual redução dos encargos às centrais geradoras, num ambiente concorrencial, permite a redução do preço da energia ofertada, mitigando o impacto do pagamento a maior da tarifa pela utilização da Rede Básica – TUST.
22.	Frise-se que a licitação atende à modelagem concebida no âmbito do Decreto n° 2.655/98, substituindo a improvável articulação das centrais geradoras, garantindo energia de reserva para o SIN, e afastando o risco significativo de licitação deserta em caso de licitação exclusiva das ICG’s e das IEG’s.
23.	Ademais, o leilão guarda estreita relação com os comandos esculpidos no Decreto n° 2.655/98, o qual atribui, em seu art. 6°, § 5°, a responsabilidade pela implantação e manutenção das ICG’s ao concessionário de serviço público de transmissão de energia elétrica detentor da instalação de Rede Básica.
24.	Diante dessas considerações, entendo satisfatório o modelo licitatório proposto pela ANEEL, notadamente quanto à estrutura da Receita Anual Permitida, com a distribuição de riscos entre as infra-estruturas da Rede Básica e das ICG’s.

Do cálculo das Receitas Anuais Permitidas – RAP’s.
25.	Nada obstante, a Sefid salientou a existência de oportunidades objetivas de aprimoramento, no que tange à forma de cálculo das RAP’s. 
26.	Pode-se aferir nos estudos encaminhados pela ANEEL (atos justificatórios – Anexo 2), que no cálculo da Receita Anual Permitida da Rede Básica e das ICG’s foi adotado um único fluxo de caixa para ambas as infra-estruturas, considerando as entradas como a Receita auferida pelo concessionário. 
27.	Deve-se destacar que os períodos de recebimento são diferentes, 15 anos para as ICG’s e 30 anos para a Rede Básica. Destarte, o fluxo conjunto foi estruturado considerando as entradas até o 15º ano, bem como constante a relação entre ICG e Rede Básica. Utilizando-se deste fluxo único determinou-se a Taxa Interna de Retorno-TIR do empreendimento.
28.	A percuciente análise promovida pela Sefid demonstrou que a forma de cálculo das RAP’s oneraria demasiadamente o usuário da Rede Básica e, desoneraria as Centrais Geradoras dos encargos devidos, conforme os cálculos apresentados no relatório que antecede a este voto, notadamente nas tabelas 8 e 9.
29.	Concluiu a unidade técnica que a melhor forma de se calcular as Receitas Anuais Permitidas seria mediante a consideração dos fluxos de caixa ICG e da Rede Básica em separado. A ANEEL, por sua vez, justificou que o procedimento traria mais segurança ao certame.
30.	No entanto, considerando que tanto o agrupamento em um mesmo lote das infra-estruturas pertencentes à Rede Básica, ICG’s e IEG’s, quanto a fixação de um percentual prévio de participação da RAP de cada uma dessas infra-estruturas, já se prestam a garantir maior segurança ao certame, não se faz necessária a imposição desse ônus aos usuários da Rede Básica.
31.	Destaco que em 24.10.2008 foi publicado o Edital 008/2008 referente ao leilão em exame. Segundo informado pelo Gerente Executivo da Auditoria Interna da ANEEL, por intermédio do ofício nº 749/2008 – SCT/ANEEL, a proposta da Sefid teria sido contemplada no edital aprovado na mesma reunião. Dessa forma, não mais persistiria o ônus aos usuários da Rede Básica.
32.	Nada obstante, recentes alterações dos cálculos das RAP’s, notadamente em razão de modificações técnicas no empreendimento e de atualização monetária, bem como a tardia apresentação dos cálculos que subsidiaram a confecção da versão final do edital, apresentados em 28.10.2008, não permitiram à SEFID aferir se houve o efetivo acolhimento de sua proposta, o que deverá ser objeto da análise do segundo estágio do leilão.
33.	Em que pese o atual acolhimento da proposta de alteração na metodologia de cálculo das RAP’s para o leilão ora analisado, entendo conveniente a recomendação proposta pela unidade técnica no sentido de que a ANEEL, para os futuros leilões, avalie a pertinência de se adotar fluxos de caixa separados quando da determinação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) de infra-estruturas de transmissão da Rede Básica e das ICG’s, quando estas forem juntas a leilão.
DOS ESTUDOS DE IMPACTO AMBIENTAL
34.	A Sefid não apresentou nenhuma ressalva ao estudo de impacto ambiental e destacou que os empreendimentos em exame ainda não possuem licenças ambientais, as quais deverão ser providenciadas junto aos órgãos competentes pelos proponentes vencedores do certame. Ademais, as vencedoras deverão implantar as instalações de transmissão em estrita observância à legislação e aos requisitos ambientais aplicáveis.
35.	Em síntese, por ora, são satisfatórios as informações acerca dos estudos de caracterização ambiental, dos procedimentos a serem adotados para obtenção do licenciamento ambiental e das características e requisitos técnicos das instalações de transmissão.
36.	Ante o exposto, Voto por que o Tribunal adote o Acórdão que ora submeto à deliberação deste Colegiado.

TCU, Sala das Sessões Ministro Luciano Brandão Alves de Souza, em 29 de outubro de 2008.

BENJAMIN ZYMLER 
Relator

ACÓRDÃO Nº 2386/2008 - TCU – Plenário

1. Processo: TC 024.256/2008-8.
2. Grupo I – Classe de Assunto: VII – Acompanhamento.
3. Interessado: Tribunal de Contas da União.
4. Órgãos/Entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, Empresa de Pesquisa Energética - EPE e Ministério de Minas e Energia - MME.
5. Relator: Ministro Benjamin Zymler.
6. Representante do Ministério Público: não atuou.
7. Unidade Técnica: Secretaria de Fiscalização de Desestatização (SEFID).
8. Advogado constituído nos autos: não há.
9. Acórdão:

	VISTOS, lidos e relatados estes autos de Acompanhamento de Leilão e Outorga de Concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica;
	ACORDAM os Ministros do Tribunal de Contas da União, reunidos em Sessão do Plenário, ante as razões expostas pelo Relator, em:
9.1. aprovar com ressalvas o 1º Estágio do Acompanhamento do Leilão nº. 008/2008 – ANEEL, tendo vista a manutenção de inconsistências apontadas na metodologia de orçamentação dos investimentos;
9.2. recomendar à ANEEL que, para os futuros leilões, avalie a pertinência de se adotar fluxos de caixa separados quando da determinação das Receitas Anuais Permitidas (RAP) de infra-estruturas de transmissão da Rede Básica e das ICG’s, quando estas forem juntas a leilão;
9.3. encaminhar cópia do presente Acórdão, bem como do Relatório e Voto que o fundamentam, à Casa Civil da Presidência da República; ao Ministério de Minas e Energia - MME, à Empresa de Pesquisa Energética – EPE e à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL;
9.4. restituir os autos à SEFID para que aquela Unidade Técnica dê continuidade ao acompanhamento dos demais Estágios do Leilão nº. 008/2008;

10. Ata n° 44/2008 – Plenário.
11. Data da Sessão: 29/10/2008 – Ordinária.
12. Código eletrônico para localização na página do TCU na Internet: AC-2386-44/08-P.
13. Especificação do quorum:
13.1. Ministros presentes: Ubiratan Aguiar (na Presidência), Valmir Campelo, Guilherme Palmeira, Benjamin Zymler (Relator), Augusto Nardes, Aroldo Cedraz e Raimundo Carreiro.
13.2. Auditor convocado: Augusto Sherman Cavalcanti.
13.3. Auditores presentes: Marcos Bemquerer Costa e André Luís de Carvalho.

UBIRATAN AGUIAR | BENJAMIN ZYMLER
na Presidência | Relator

Fui presente:

PAULO SOARES BUGARIN
Procurador-Geral, em exercício

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