REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 939/2021
Tipo de documento: texto_integral
Assunto: Alteração
Situação: REVOGADA
Publicação: 2021-07-02
Autor: ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 939, DE 29 DE JUNHO DE 2021
Altera o submódulo 2.3 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – PRORET.
Voto
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas
atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto na Lei nº
9.991, de 24 de julho de 2000, com redação dada pela Lei nº 13.280, de 03 de maio de 2016, e o que
consta do Processo nº 48500.004949/2018-10, resolve:
Art. 1º Alterar o Anexo V do submódulo 2.3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária -
PRORET, conforme Anexo.
Parágrafo único. O Submódulo de que trata o caput está disponível no endereço SGAN –
Quadra 603 – Módulo I – Brasília – DF, bem como no endereço eletrônico
Art. 2º Esta Resolução entra em vigor em 1º de agosto de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
Este texto não substitui o publicado no D.O. de 02.07.2021, seção 1, p. 79, v. 159, n. 123 e o retificado no
D.O. de 31.08.2021.
(Revogada pela REN ANEEL 1.003, de 01.02.2022)

ANEXO XV
Módulo 2: Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição
Submódulo 2.3
BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA

1. OBJETIVO
1. Estabelecer a metodologia a ser utilizada para definição da Base de Remuneração Regulatória (BRR)
nos processos de Revisão Tarifária Periódica (RTP) das concessionárias de serviço púbico de distribuição
de energia elétrica.
2. ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias do
serviço público de distribuição de energia elétrica.
3. CRITÉRIOS GERAIS
3.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – BRR
3. Os ativos da concessionária são remunerados por meio da Base de Remuneração Regulatória e da Base
de Anuidade Regulatória.
4. A Base de Remuneração Regulatória (BRR) é composta pelos valores dos seguintes itens:
I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico),
considerando os seguintes grupos de contas de ativos:
i) Terrenos – Distribuição, Geração;
ii) Reservatórios, barragens e adutoras;
iii) Edificações, obras civis e benfeitorias – Distribuição, Geração; e
iv) Máquinas e equipamentos – Distribuição, Geração.
II – Intangível, considerando a conta de Servidões;
III – Almoxarifado de operação; e
IV – Obrigações especiais.
5. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) é composta por valores equivalentes aos seguintes grupos de
contas do AIS e Intangível:
I – Intangível – Software, Outros;
II – Terrenos – Administração;

III – Edificações, obras civis e benfeitorias – Administração;
IV – Máquinas e equipamentos – Administração;
V – Veículos; e
VI – Móveis e utensílios.
6. A remuneração, amortização e depreciação (exceto de terrenos) referentes à BAR são dadas em forma
de anuidades, conforme o Submódulo 2.1 do Proret.
7. Assim, para a definição da Base de Remuneração Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória, são
considerados os grupos de contas listados abaixo:
Tabela 1 – Relação de Grupos de Contas de Ativo
Classificaçã
Código Título
o
1233.1.01.01 Geração – Intangíveis – Usinas – Servidões BRR
1233.1.01.03 Geração – Intangíveis – Usinas – Softwares BAR
1233.1.01.99 Geração – Intangíveis – Usinas – Outros BAR
1233.1.04.01 Geração – Intangíveis – STC – Servidões BRR
1233.1.04.03 Geração – Intangíveis – STC – Softwares BAR
1233.1.04.99 Geração – Intangíveis – STC – Outros BAR
1232.1.01.01 Geração – Usinas – Terrenos BRR
1232.1.04.01 Geração – STC – Terrenos BRR
1232.1.01.02 Geração – Usinas – Reservatório, Barragens e Adutoras BRR
1232.1.04.02 Geração – STC – Reservatório, Barragens e Adutoras BRR
1232.1.01.03 Geração – Usinas – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias BRR
1232.1.04.03 Geração – STC – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias BRR
1232.1.01.04 Geração – Usinas – Máquinas e Equipamentos BRR
1232.1.04.04 Geração – STC – Máquinas e Equipamentos BRR
1232.1.01.05 Geração – Usinas – Veículos BAR
1232.1.04.05 Geração – STC – Veículos BAR
1232.1.01.06 Geração – Usinas – Móveis e Utensílios BAR
1232.1.04.06 Geração – STC – Móveis e Utensílios BAR
1233.3.01.01 Distribuição – Intangíveis – L,R,S – Servidões BRR
1233.3.01.03 Distribuição – Intangíveis – L,R,S – Softwares BAR
1233.3.01.99 Distribuição – Intangíveis – L,R,S – Outros BAR
1233.3.04.01 Distribuição – Intangíveis – STA – Servidões BRR
1233.3.04.03 Distribuição – Intangíveis – STA – Softwares BAR
1233.3.04.99 Distribuição – Intangíveis – STA – Outros BAR
1232.3.01.01 Distribuição – Terrenos – (L,R,S) BRR
1232.3.04.01 Distribuição – Terrenos – (STA) BRR
1232.3.01.03 Distribuição – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – (L,R,S) BRR
1232.3.04.03 Distribuição – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – (STA) BRR
1232.3.01.04 Distribuição – Máquinas e Equipamentos – (L,R,S) BRR
1232.3.04.04 Distribuição – Máquinas e Equipamentos – (STA) BRR
1232.3.01.05 Distribuição – Veículos – (L,R,S) BAR
1232.3.01.05 Distribuição – Veículos (Operacional Especial) – (L,R,S) BRR
1232.3.04.05 Distribuição – Veículos – (STA) BAR
1232.3.01.06 Distribuição – Móveis e Utensílios – (L,R,S) BAR

Classificaçã
Código Título
o
1232.3.04.06 Distribuição – Móveis e Utensílios – (STA) BAR
1233.4.01.01 Administração – Intangíveis – Servidões BAR
1233.4.01.03 Administração – Intangíveis – Softwares BAR
1233.4.01.99 Administração – Intangíveis – Outros BAR
1232.4.01.01 Administração – Terrenos BAR
1232.4.01.03 Administração – Edificações, Obras Civis e Benfeitorias BAR
1232.4.01.04 Administração – Máquinas e Equipamentos BAR
1232.4.01.05 Administração – Veículos BAR
1232.4.01.06 Administração – Móveis e Utensílios BAR
3.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BRR
8. Para a avaliação dos ativos das concessionárias vinculados à concessão do serviço público de
distribuição de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na RTP, devem ser
observadas as seguintes diretrizes:
a) a base de remuneração aprovada na revisão tarifária anterior deve ser "blindada". Como Base Blindada
entende-se os valores aprovados por laudo de avaliação na última revisão tarifária, associados aos ativos
existentes, em operação, excetuando-se as movimentações ocorridas (baixas, depreciação) e as
respectivas atualizações, além dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações;
b) as inclusões entre as datas-bases da revisão tarifária anterior e da atual, desde que ainda em operação,
compõem a Base Incremental e são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo;
c) os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração
blindada (item a) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-bases da revisão tarifária anterior
e da atual – base incremental (item b);
d) considera-se como data-base do laudo de avaliação o último dia do sexto mês anterior ao mês da
revisão tarifária da RTP;
e) a base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-base do laudo de
avaliação e a data da revisão tarifária;
3.2.1. TRATAMENTO DA BASE BLINDADA
9. Para a avaliação dos ativos que compõem a base blindada, devem ser adotados, nesta sequência, os
seguintes procedimentos:
a) devem ser expurgadas da base blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases da revisão tarifária
anterior e da atual;
b) após a exclusão dessas baixas, os valores remanescentes de cada bem da base blindada devem ser
atualizados, ano a ano, pela variação do IPCA;

c) o valor monetário referente às Obrigações Especiais da base blindada será obtido atualizando-se o
valor aprovado na revisão tarifária anterior pela variação do IPCA. Nenhum valor deverá ser deduzido das
Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na base blindada;
d) deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre as datas-bases da
revisão tarifária anterior e a atual, obtendo-se o valor da base de remuneração blindada atualizada;
e) os Índices de Aproveitamentos – IA, referentes aos bens da base blindada, deverão ser revistos,
conforme critérios estabelecidos neste Submódulo.
3.2.2. TRATAMENTO DA BASE INCREMENTAL
10. Para a avaliação dos ativos que tenham sido adicionados ao patrimônio, desde que ainda em
operação, devem ser adotados, nesta sequência, os seguintes procedimentos:
a) as inclusões entre as datas-bases da revisão tarifária anterior e a atual, desde que ainda em operação,
são avaliadas utilizando-se a metodologia definida neste Submódulo;
b) deve ser aplicado o cálculo da parcela não aproveitada. Para subestações, terrenos, edificações, obras
e benfeitorias devem ser indicados os percentuais considerados para o índice de aproveitamento, para
fins de sua inclusão na base de remuneração, a partir da verificação e da análise qualificada do efetivo
aproveitamento do ativo respectivo no serviço público de distribuição de energia elétrica;
c) deve ser levado em consideração o efeito da depreciação acumulada ocorrida entre a data de entrada
em operação e a data-base da RTP, obtendo-se o valor da base de remuneração.
3.3. MANUTENÇÃO DA BASE
11. A base de remuneração gerada é regulatória e sua avaliação, homologada pela ANEEL, deverá ser
registrada contabilmente, sem atualização, no Ativo Imobilizado em Serviço – AIS, bem como seus efeitos
nas Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica – Obrigações Especiais, até o segundo
mês subsequente à aprovação do resultado da revisão tarifária pela Diretoria Colegiada da ANEEL.
3.4. CRITÉRIOS PARA INCLUSÃO DE ATIVOS
12. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são
classificados em elegíveis e não elegíveis, sendo que todos devem ser avaliados, observando-se o
seguinte:
a) os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica são elegíveis
quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica. Serão
desconsiderados da base de remuneração aqueles ativos que compõem a BAR;
b) os ativos não são elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou utilizados em atividades
não vinculadas ao serviço público de distribuição de energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados
por grêmios, clubes, fundações entre outros; bens desocupados/desativados; e bens cedidos a terceiros.

13. Para aplicação dos critérios de elegibilidade para inclusão na base de remuneração, faz-se necessária
uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, diferenciando conveniência de
necessidade, no que se refere à atividade de distribuição de energia elétrica e geração associada.
14. A relação dos ativos inventariados classificados como não elegíveis deve ser apresentada à ANEEL
contendo as devidas justificativas. Esses bens e/ou instalações devem ser avaliados e o laudo de sua
avaliação deve ser apresentado em separado.
15. Os imóveis que não possuam documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da
concessionária podem ser incluídos na base de remuneração, desde que se enquadrem nas seguintes
condições:
a) ser um imóvel elegível (imóvel operacional);
b) encontrar-se registrado na contabilidade;
c) existir documentação que comprove a aquisição; e
d) existir comprovação de que a documentação de titularidade de propriedade encontra-se em processo
de regularização (protocolo em cartório ou similar).
16. Deve ser apresentada uma relação, em separado, dos imóveis que se encontram nessa situação
(elegíveis para inclusão na base de remuneração e que não possuem documentação de titularidade de
propriedade definitiva em nome da concessionária), fornecendo informações sobre a situação atual de
cada um no que se refere à posição em termos de documentação e atividades exercidas pela
concessionária no local (destinação de uso).
17. O imóvel que não atender a qualquer uma das condições acima relacionadas não pode ser incluído
na base de remuneração. A concessionária pode, a seu exclusivo critério, encaminhar, formalmente, para
apreciação da ANEEL, requerimento para inclusão na base de remuneração de imóvel eventualmente
excluído pela razão exposta acima. A solicitação mencionada deve ser devidamente justificada e
documentada.
3.5. MÉTODO DE AVALIAÇÃO
18. A avaliação dos ativos da concessionária de distribuição de energia elétrica é realizada utilizando o
Método do Valor Novo de Reposição – VNR, conforme definido neste Submódulo.
19. O Método do Valor Novo de Reposição – VNR estabelece que cada ativo é valorado, a preços atuais,
por todos os gastos necessários para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os
mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. Para fins deste Submódulo, a aplicação
deste método se dá pela utilização do Banco de Preços Referenciais, do Banco de Preços da
Concessionária ou de Orçamento Referencial.

20. Para avaliação de determinados bens, conforme definido neste Submódulo, a valoração se dará pela
atualização de valores contábeis pelo índice IPCA, sendo definido como Valor Original Contábil (VOC)
Atualizado.
21. O Banco de Preços Referenciais representa os custos médios regulatórios, por agrupamento, de
componentes menores e custos adicionais, conforme definido no Anexo V deste Submódulo.
22. O Banco de Preços da Concessionária é definido como o banco formado com base em informações
da própria empresa, podendo ser aplicado unicamente para os equipamentos principais ou também para
os componentes menores e custos adicionais, conforme definido neste Submódulo.
23. O Orçamento Referencial representa o valor de um bem ou suas partes constituintes através da
comparação de dados de mercado relativos a outros de características similares, aplicado exclusivamente
sobre Edificações, obras civis e benfeitorias.
24. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores:
▪ Valor Novo de Reposição (VNR): Refere-se ao valor individual do bem, valorado, a preços atuais,
conforme os critérios estabelecidos neste Submódulo.
▪
Valor de Mercado em Uso (VMU): É definido como o Valor Novo de Reposição – VNR, deduzido da
parcela de depreciação, a qual deve respeitar sempre os percentuais de depreciação acumulada
registrados na contabilidade para o bem considerado, a partir da data de sua imobilização.
▪ Base de Remuneração Bruta (BRRb): É definido como o Valor Novo de Reposição do conjunto de bens
e instalações da concessionária, que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e o Intangível, deduzido do
índice de aproveitamento integral, do valor bruto de obrigações especiais e dos ativos totalmente
depreciados.
▪ Base de Remuneração Líquida (BRRl): É definido como o Valor de Mercado em Uso do conjunto de bens
e instalações da concessionária, que integram o Ativo Imobilizado em Serviço e o Intangível, deduzido do
valor líquido de obrigações especiais, do índice de aproveitamento depreciado e adicionado o valor do
almoxarifado em operação.
25. Para os grupos de ativos "Terrenos", "Edificações, Obras Civis e Benfeitorias" e "Subestações", é
aplicado um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de
energia elétrica, definindo-se assim o Índice de Aproveitamento para esses ativos.
26. O Índice de Aproveitamento de terrenos, edificações e subestações é aplicado sobre o Valor Novo de
Reposição – VNR, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral – IAI; e, sobre o Valor de Mercado em
Uso – VMU, definindo-se o Índice de Aproveitamento Depreciado – IAD.
27. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função
e/ou atribuição do ativo, diferenciando conveniência de necessidade, no que se refere à atividade
concedida de distribuição de energia elétrica.

28. As situações relativas a reformas ou a repotenciação de ativos devem ser conduzidas conforme
critérios estabelecidos no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE e Manual de Controle
Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. Para fins de avaliação, os bens reformados deverão estar
identificados no Laudo de Avaliação e serão valorados pelo valor novo de reposição, desde que
comprovada sua baixa por meio do sistema de ODD e dos custos de sua efetiva reforma.
29. Os bens que passarem apenas por procedimentos como limpeza, aferição e outros de pequena
relevância que não impactem em sua vida útil, efetuados entre a baixa e a nova imobilização, serão
considerados como simples transferência.
4. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO
30. As avaliações devem ser realizadas, considerando-se, fundamentalmente, os resultados de inspeções
de campo com o objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos ativos.
31. Os procedimentos de avaliação devem observar obrigatoriamente as instruções do MCSE e do
MCPSE.
4.1. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS
32. São objeto de avaliação todos os bens e instalações contabilizados no subgrupo de contas referentes
a "MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS", especialmente os abaixo elencados:
i) Subestações: conjunto de bens, de instalações e de serviços de infraestrutura geral, dos módulos de
equipamentos gerais e de manobra da subestação (infraestrutura geral, entrada e saída de linha,
interligação de barramento, conexão de transformador, conexão de reatores, conexão de capacitores
etc.);
ii) Linhas e redes de distribuição: equipamentos, estruturas e condutores elétricos aéreos, subterrâneos
ou submersos, utilizados para a distribuição de energia elétrica, ou aqueles utilizados com função
exclusiva de interligação de subestações ou circuitos, operando em tensões menores que 230 kV;
iii) Equipamentos de medição: medidores de grandezas associadas ao funcionamento de sistemas
elétricos de distribuição;
iv) Sistemas de telecomunicação, telecontrole, teleprocessamento, proteção, controle e supervisão -
automação;
v) Sistemas de despacho de carga;
vi) Demais máquinas e equipamentos: oficinas de manutenção, almoxarifado etc.; e
vii) Usinas hidrelétricas, térmicas e PCHs.

33. A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se, por base, o Valor Novo de Reposição
depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e percentual de depreciação acumulada registrado
na contabilidade.
34. Os trabalhos de campo devem iniciar-se com a verificação física dos bens para sua identificação e
obtenção de suas características técnicas. Além dessa verificação, também devem ser analisados os
registros da engenharia, bem como devem ser coletadas informações sobre as datas de entrada em
operação e a depreciação acumulada, extraídas dos registros contábeis.
35. O cadastro patrimonial e o registro contábil das estruturas e/ou bases de equipamentos na conta
"Máquinas e Equipamentos" devem obrigatoriamente obedecer aos critérios definidos no MCSE e MCPSE.
36. As máquinas e equipamentos de propriedade da concessionária, localizados em imóveis de
propriedade de terceiros, desde que estejam vinculados ao serviço público de distribuição de energia
elétrica e registrados na contabilidade, devem ser considerados nos trabalhos de avaliação.
37. A concessionária deve, a partir dos resultados do levantamento de campo realizado pela avaliadora,
proceder aos ajustes necessários em seus controles de engenharia (correções de informações imprecisas
referentes a quantidades e características técnicas).
38. A concessionária deverá manter um backup de todas as memórias de cálculo e das informações
utilizadas, incluindo uma cópia do relatório do sistema georreferenciado na data-base do laudo de
avaliação.
4.1.1. DETERMINAÇÃO DO VALOR NOVO DE REPOSIÇÃO – VNR
39. A avaliação patrimonial não representa o valor de mercado, mas sim, um valor referencial, oriundo
da aplicação do aproveitamento e da depreciação sobre os custos de reposição para equipamentos,
benfeitorias e obras civis em operação (contemplados os gastos com instalações e outros custos
adicionais, e expurgados os gastos com impostos recuperáveis – ICMS; já os impostos não-recuperáveis
são considerados na formação de custos).
40. Assim, os itens que compõem o valor final dos ativos fixos (Valor Novo de Reposição – VNR)
considerados na avaliação são descritos nas seguintes parcelas:
VNR = VF + COM + CA + JOA (1)
▪
VF – Valor de Fábrica: corresponde aos equipamentos principais, representados pelas Unidades de
Cadastro (UC/UAR), conforme o MCPSE;
▪ COM – Componentes Menores: conjunto de componentes acessórios vinculados a um determinado
equipamento principal;
▪ CA – Custos Adicionais: compreende os custos necessários para colocação do bem em operação,
incluindo os custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete, entre outros, conforme estabelecido
no MCSE.

▪ JOA – Juros sobre Obras em Andamento: representa a remuneração da obra em curso e é aplicado para
subestações, linhas e redes de distribuição.

4.1.1.1. Valor de Fábrica (Equipamentos Principais)
41. Os equipamentos principais são aqueles definidos como Unidades de Cadastro – UC, ou Unidades de
Adição e/ou Retirada – UAR, pelo MCPSE. Para os equipamentos principais, o valor de um bem novo,
idêntico ou similar ao avaliado é obtido a partir do Banco de Preços da Concessionária.
42. Entende-se como Banco de Preços da Concessionária o banco formado com base em informações de
todas as compras efetivamente realizadas pela concessionária, incluindo os custos de Ordem de Compra
(ODC), sendo que, para apuração do valor unitário médio ponderado na data-base do laudo da RTP,
deverão ser consideradas, por código de material, todas as aquisições dos bens ocorridas no último ciclo
tarifário da empresa, compreendido entre as datas-bases do laudo atual e do anterior.
43. Os impostos recuperáveis, conforme legislação em vigor, bem como os eventuais descontos ou
benefícios para compra eventualmente identificados, devem ser excluídos dos valores das compras
praticadas pela concessionária. No caso do ICMS, deverá ser agregada a parcela não recuperável do
imposto e o adicional decorrente da perda financeira do fluxo de crédito da parcela recuperável.
44. O valor de fábrica será dado pela seguinte fórmula:
VF = CEP + CODC + Cicms (2)
𝐶𝑖𝑐𝑚𝑠(𝑅)
1
𝐶𝑖𝑐𝑚𝑠= 𝐶𝑖𝑐𝑚𝑠(𝑁𝑅) + ∙( 𝑖)𝑛+ 𝑛∙𝑖−1)
𝑛∙𝑖 (1 +
(3)
1
𝑖= (1 + 𝑟𝑤𝑎𝑐𝑐) ⁄ −1
12 (4)
onde:
VF:Valor de fábrica;
Cep: Custo do equipamento principal (nota fiscal), sem ICMS;
Codc Custo de ordem de compra, associado ao equipamento principal, conforme MCSE;
Cicms: Parcela do ICMS a ser incorporado ao valor de fábrica;
Cicms(NR): Parcela do ICMS não recuperável, dado em R$;
Cicms(R): Parcela do ICMS recuperável, dado em R$;
I: Taxa de desconto mensal; e
N: número de meses (48).
45. Os bens deverão ser atualizados de acordo com as fórmulas paramétricas constantes do Anexo III
deste Submódulo. Deverá ser considerada a data de pagamento do bem e os valores deverão ser
atualizados para a data-base do laudo.
46. Para os bens que não se encontrarem no banco de preços da concessionária deverão ser considerados
bens de características similares para o propósito de avaliação. Se ainda assim, não for encontrado bem
similar, este deve ser avaliado por meio da atualização dos valores históricos contábeis pela aplicação da
fórmula paramétrica correspondente ao equipamento, conforme o Anexo III deste Submódulo.
4.1.1.2. Componentes Menores

47. O custo do Componente Menor será definido a partir do Banco de Preços Referenciais, atribuído a
cada equipamento principal, conforme critérios estabelecidos neste Submódulo.
48. Excepcionalmente, no período entre a data-base do último laudo e o início de aplicação do Banco de
Preços Referenciais, o custo do Componente Menor será definido por meio de percentuais obtidos a partir
de análise da totalidade dos projetos vinculados às Ordens de Imobilização (ODI) executadas desde a
última revisão tarifária de cada concessionária. Do total dos projetos, deverão ser expurgados aqueles
que contenham registros apropriados indevidamente. Deverão ser expurgados ainda, por obra, os
materiais referentes ao kit padrão do Programa Luz para Todos.
4.1.1.3. Custos Adicionais
49. O Custo Adicional será definido a partir do Banco de Preços Referenciais, atribuído a cada
equipamento principal, conforme critérios estabelecidos neste Submódulo.
50. Excepcionalmente, no período entre a data-base do último laudo e o início de aplicação do Banco de
Preços Referenciais, o Custo Adicional – CA será definido por percentuais obtidos a partir de análise da
totalidade dos projetos vinculados às Ordens de Imobilização (ODI) executadas desde a última revisão
tarifária de cada concessionária. Do total de projetos, deverão ser expurgados aqueles que contenham
registros apropriados indevidamente. Deverão ser expurgados ainda, por obra, os custos referentes à
instalação do kit padrão do Programa Luz para Todos.
4.1.1.4. Juros Sobre Obras em Andamento – JOA
51. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se o WACC real após impostos,
aplicando-se a fórmula a seguir, de acordo com as considerações abaixo.
( )
N
=  ( + ) N + 1 − i −

JOA 1 r 12 1 * di
i = 1 (5)
onde:
JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);
N: número de meses, de acordo com o tipo de obra;
r: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e
di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro.
Prazos médios de construção (meses):
Tabela 2 – Prazos Médios de Construção por Tipologia e Agrupamento
Grupos* 1, 2 e
Tipologia Grupos* 4 e 5
3
Redes de Distribuição Aéreas (RDA) 5 3
Redes de Distribuição Subterrâneas (RDS) 6 4
Linhas de Distribuição Aéreas e Subterrâneas
12 14
(LDA/LDS)

Subestações (SE) 9 8
* Grupos definidos na Tabela 5 deste Submódulo.
Fluxo financeiro: deve-se considerar 40% de desembolso distribuído ao longo da primeira metade do
prazo de construção e 60% distribuídos ao longo da segunda e última metade do prazo de construção
considerado, conforme tabela abaixo.
Tabela 3 – Desembolso Mensal por Tipologia e Agrupamento
Grupos 1, 2 e 3 Grupos 4 e 5
Desemb.

| RDA | RDS | LDA/LDS | SE | RDA | RDS | LDA/LDS | SE |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| d1 | 15,00% 13,00% | 6,66% | 8,00% 25,00% 20,00% | 5,71% | 10,00% |  |  |
| d2 | 15,00% 13,00% | 6,66% | 8,00% 35,00% 20,00% | 5,71% | 10,00% |  |  |
| d3 | 20,00% 14,00% | 6,66% | 8,00% 40,00% 30,00% | 5,71% | 10,00% |  |  |

d4

| 25,00% 20,00% | 6,66% | 8,00% | 30,00% | 5,71% | 10,00% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| d5 | 25,00% 20,00% | 6,66% | 8,00% | 5,71% | 15,00% |
| d6 | 20,00% | 6,70% | 15,00% | 5,71% | 15,00% |
| d7 | 10,00% | 15,00% | 5,74% | 15,00% |  |
| d8 | 10,00% | 15,00% | 8,57% | 15,00% |  |
| d9 | 10,00% | 15,00% | 8,57% |  |  |
| d10 | 10,00% | 8,57% |  |  |  |
| d11 | 10,00% | 8,57% |  |  |  |
| d12 | 10,00% | 8,57% |  |  |  |

d13 8,57%
d14 8,58%
52. Não serão admitidos JOA aplicados nos medidores.
53. O custo de capital (WACC) deverá considerar a média ponderada dos valores regulatórios vigentes,
conforme Submódulo 2.4 do Proret, ao longo do ciclo tarifário da empresa.
54. A ANEEL poderá utilizar-se da comparação de ativos entre concessionárias (equipamento principal,
preço médio por tipo de instalação, percentual de custos adicionais e componentes menores) para definir
ajustes nos valores a serem considerados na formação da base de remuneração de valores para a RTP,
que serão determinados pelo banco de preços da concessionária.
4.1.2. BANCO DE PREÇOS REFERENCIAIS
55. O Banco de Preços Referenciais (BPR) aplica-se na valoração dos custos de componentes menores e
custos adicionais para os bens modularizáveis, conforme definido a seguir.
4.1.2.1. Estrutura Modular
56. O Banco de Preços Referenciais está estruturado de forma modular, em que se associa um módulo a
cada equipamento principal, devendo este estar codificado de acordo com o MCPSE.
57. Os bens são classificados em Essenciais, Acessórios e de Infraestrutura, conforme a tabela seguinte,
sendo que os módulos são atribuídos apenas aos bens essenciais e acessórios.

Tabela 4 – Classificação dos Bens
Bens de
Bens Essenciais Bens Acessórios
Infraestrutura
- Estrutura (255)
- Equipamentos de rede
- Condutor (190)
- Equipamentos de linha - Sistemas diversos
- Transformador de
- Equipamentos de - Imóveis operacionais
Distribuição (565)
subestações - Equipamentos não
- Transformador de Força
- Equipamentos de modularizáveis
(570)
sistemas de medição
- Medidores (295)
58. A estrutura modular do banco é apresentada no Anexo IV e a relação completa de módulos é
apresentada no Anexo V deste Submódulo.
59. A atualização dos valores de COM e CA do banco de preços da data-base do banco até a data-base do
laudo será por meio do índice IPCA.
60. Para aplicação dos módulos, deverá ser observada a classificação da empresa de acordo com o
agrupamento da tabela a seguir.

Tabela 5 – Agrupamento de Empresas
Grupos Empresas
AMAZONAS ENERGIA; EQUATORIAL PARÁ; ENEL SP; LIGHT; ENERGISA RONDÔNIA;
Grupo 1
ENERGISA ACRE; ENERGISA TOCANTINS; ENEL RJ; CEMIG
CEEE; COPEL; EDP ES; EDP SP; CEB; CPFL PIRATININGA; RGE SUL; ELEKTRO; CELESC;
Grupo 2 EQUATORIAL MARANHÃO; CPFL PAULISTA; ENEL GO; ENERGISA MATO GROSSO;
ENERGISA MINAS GERAIS; ENERGISA SUL SUDESTE; CPFL SANTA CRUZ; CELPE; COELBA
ENEL CE; ENERGISA MATO GROSSO DO SUL; ENERGISA SERGIPE; EQUATORIAL ALAGOAS;
Grupo 3
EQUATORIAL PIAUÍ; COSERN; ENERGISA PARAÍBA
RORAIMA ENERGIA; CHESP; ENERGISA BORBOREMA; ENERGISA NOVA FRIBURGO; DMED;
Grupo 4 ELFSM; SULGIPE; COCEL; COOPERALIANÇA; DEMEI; EFLJC; EFLUL; ELETROCAR; FORCEL;
HIDROPAN; DCELT; MUX ENERGIA; UHENPAL
61. Para os bens que possuem correspondência modular, mas não tiverem valor definido para o módulo
no banco de preços referenciais, no período de aplicação do banco, bem como para os bens que não
possuem correspondência modular, a valoração do COM e CA desses TUCs para a base de remuneração
será feita a partir da apuração do AIS, ou seja, pelo Valor Original Contábil (VOC) atualizado.
62. Para os medidores em Subestações, bem como para os de fronteira, a classificação do Medidor deve
ser efetivada no TUC 305 (Painel, Mesa de Comando e Cubículo), o qual será considerado como um Tipo
de Bem de Infraestrutura, sendo valorado pelo VOC atualizado.
63. Para os bens de Infraestrutura, a valoração será feita pelo VOC atualizado. A tabela a seguir relaciona
os TUCs de Infraestrutura.
Tabela 6 – Lista dos TUCs de Infraestrutura
Código Tipo de Unidade de Cadastro
ARMAZENAGEM, MANIPULAÇÃO E TRANSPORTE DE COMBUSTÍVEL
100
LÍQUIDO OU GASOSO
112 ARMAZENAGEM, MANIPULAÇÃO E TRANSPORTE DE RESÍDUO
120 BALANÇA PARA VEÍCULOS DE CARGA
135.03 CONJUNTO DE ISOLADORES DE PEDESTAL
145 CÂMARA E GALERIA
180 CONDUTO E CANALETA
190.03 CONJUNTO DE CADEIA DE ISOLADORES
205.05 SERVIDÕES
215 EDIFICAÇÃO
220 ELEVADOR E TELEFÉRICO
250 ESTRADA DE ACESSO
265 ESTRUTURA SUPORTE DE EQUIPAMENTO E DE BARRAMENTO
270 FIBRA ÓTICA
285 INSTALAÇÕES DE RECREAÇÃO E LAZER
305 PAINEL, MESA DE COMANDO E CUBÍCULO
315 PONTE ROLANTE, GUINDASTE OU PÓRTICO
355 SISTEMA ANTI-RUÍDO
360 SISTEMA DE ABASTECIMENTO DE ÁGUA
365 SISTEMA DE ÁGUA DE ALIMENTAÇÃO
375 SISTEMA DE ALIMENTAÇÃO DE ENERGIA
385 SISTEMA DE AR COMPRIMIDO
395 SISTEMA DE ATERRAMENTO
400 SISTEMA DE COLETA DE ÓLEO ISOLANTE

Código Tipo de Unidade de Cadastro
405 SISTEMA DE COLETA E TRATAMENTO DE LIXO
410 SISTEMA DE COMUNICAÇÃO E PROTEÇÃO CARRIER
415 SISTEMA DE COMUNICAÇÃO LOCAL
SISTEMA DE DADOS METEOROLÓGICOS, HIDROLÓGICOS E
430
SISMOLÓGICOS
445 SISTEMA DE DRENAGEM, ENCHIMENTO E ESGOTAMENTO
450 SISTEMA DE ESGOTO SANITÁRIO
455 SISTEMA DE EXAUSTÃO, VENTILAÇÃO E AR CONDICIONADO
460 SISTEMA DE ILUMINAÇÃO E FORÇA
SISTEMA DE LUBRIFICAÇÃO, DE ÓLEO DE REGULAÇÃO E DE ÓLEO
465
ISOLANTE OU PARA ISOLAMENTO
480 SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA INCÊNDIO
485 SISTEMA DE PROTEÇÃO, MEDIÇÃO E AUTOMAÇÃO
495 SISTEMA DE RADIOCOMUNICAÇÃO
515 SISTEMA DE RESFRIAMENTO DE EQUIPAMENTOS
520 SISTEMA DE VIGILÂNCIA ELETRÔNICA
540 SUBESTAÇÃO SF 6
545 SUBESTAÇÃO UNITÁRIA
555 TERRENO
610 URBANIZAÇÃO E BENFEITORIAS
615.03 VEÍCULO OPERACIONAL ESPECIAL (Derrick Digger)
64. A tabela a seguir sintetiza os procedimentos de valoração dos bens, conforme o tipo e característica.
Tabela 7 – Valoração dos Bens
Valor de Fábrica Componentes Menores e Custos

Bens (Equipamento Adicionais
Principal) Características Valoração
Com
valor no Módulo BPR
Banco de preços
BPR
da concessionária, Modularizado
Essenciais e Sem
atualizado pelas VOC
Acessórios valor no
fórmulas Atualizado
BPR
paramétricas
VOC
Não Modularizado
Atualizado
Infraestrutura VOC Atualizado
4.1.2.2. Tratamento de Casos Atípicos
65. Além dos TUCs de infraestrutura e não modularizados, alguns tipos de obras serão tratados como
casos atípicos, sendo que todas as obras enquadradas nessa situação deverão ser valoradas pelo VOC
atualizado e estarão sujeitas à validação e ajustes pela fiscalização da ANEEL.
66. As principais obras que se enquadram nessa situação são:
▪
Expansão em Linha Viva;
▪
Recondutoramento de circuitos;
▪
Recapacitação de linhas;
▪
Instalação ou substituição de UAR que não seja a própria UC;

▪ Redes e Linhas de Distribuição Subterrâneas ou Submersas (todas as TUCs associadas);
▪ Estruturas tipo Torre (TUC 255.02);
▪ Estruturas tipo Poste em Linhas de Distribuição (TUC 255.01);
▪ Sistemas especiais de medição; e
▪ Novas tecnologias, ainda não modularizadas.
67. As obras que se enquadrarem como casos atípicos devem estar claramente identificadas no laudo de
avaliação, especificando o "Tipo de Projeto" como Atípico e a descrição da obra. Demais situações de
obras não passíveis de modularização deverão ser informadas previamente à área de fiscalização, que
caso sejam aceitas como atípicas, seguirão o mesmo tratamento dessas.
4.1.2.3. Aplicação
68. O Banco de Preços Referenciais, revisão 2.0 do Submódulo 2.3, será aplicado aos investimentos
realizados e unitizados contabilmente entre a data 1º de junho de 2016 a 31 de julho de 2021. O Banco
de Preços Referenciais, revisão 2.1 deste Submódulo, será aplicado aos investimentos realizados e
unitizados contabilmente a partir de 1º de agosto de 2021. O prazo de transição de 180 (cento e oitenta)
dias se aplica nos casos de revisão metodológica do banco.
69. Excepcionalmente, para efetivar a primeira aplicação no laudo do Banco de Preços Referenciais,
revisão 2.0 do Submódulo 2.3, deverá ser observado o prazo mínimo de 12 meses entre a data inicial de
aplicação do banco e a data-base do laudo de avaliação.
70. Para a aprovação da base de remuneração, nos investimentos realizados no período de aplicação do
Banco de Preços Referenciais, será considerado como limite inferior o valor de 90% (noventa por cento)
do VOC atualizado e como limite superior o valor de 110% (cento e dez por cento) do VOC atualizado. Essa
faixa de aceitação se aplica no valor global dos investimentos por Tipo de Instalação (Redes de
Distribuição, Linhas de Distribuição, Subestações e Medição), valorados exclusivamente pelo Banco de
Preços Referenciais e excluindo-se o JOA.
71. A ANEEL fará a validação dos controles necessários à aplicação do Banco de Preços Referenciais,
previamente à entrega do Laudo de Avaliação, que incluem o Sistema de Georreferenciamento e o
Sistema de Controle Patrimonial.
72. Caso não seja possível a validação, especialmente quanto à codificação dos ativos, a definição dos
custos de componentes menores e custos adicionais, na avaliação dos bens, se dará pela fiscalização do
AIS, a partir de análise da totalidade dos projetos vinculados às Ordens de Imobilização (ODI), ficando a
concessionária sujeita a penalidade conforme Resolução Normativa nº 846, de 11 de junho de 2019, ou o
que vier a sucedê-la.
4.1.3. ÍNDICE DE APROVEITAMENTO
73. Deverá ser aplicado o índice de aproveitamento em máquinas e equipamentos de subestações sobre
o VNR.
74. O índice de aproveitamento estabelecido para o grupo de ativos que compõem uma subestação
(transformador de força, disjuntor, chaves seccionadoras, barramento, transformadores de corrente e de

potencial e religadores que compõem o "bay", do transformador da subestação), resulta da aplicação de
um índice que considera o fator de utilização da subestação e a expectativa para os próximos 10 (dez)
anos, do crescimento percentual da carga atendida pela subestação. Esse índice está limitado a 100% e é
calculado da seguinte forma:
𝐷𝑀
𝐹𝑈𝑆= (6)
𝑃𝑇𝐼
ECC = (1+TCA1) * (1 + TCA2) *....* (1+ TCA10) ......(7)
IAS (%) = FUS * ECC * 100.............(8)
onde:
IAS: Índice de Aproveitamento para Subestação (%);
FUS: Fator de Utilização da Subestação (%);
DM: Demanda Máxima em MVA verificada nos últimos 2 anos;
PTI: Potência Total Instalada em MVA (ONAF - ventilação forçada, quando houver);
TCA: Estimativa percentual de crescimento anual de carga máxima atendida pela subestação; e
ECC: Expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação, para o período projetado
de 10 anos, comprovada pelos demonstrativos de aumento de demanda dos quatro últimos anos. Para
efeitos de verificação de consistência, é utilizada a evolução de carga dos últimos 4 anos bem como as
premissas de desenvolvimento econômico da área atendida pela respectiva subestação.
75. A demanda para a análise de carregamento é a máxima ocorrida para uma determinada configuração
de rede, segregando-se eventuais manobras temporárias ocorridas entre transformadores e/ou
subestações.
76. Entende-se por Reserva Imobilizada o bem ou conjunto de bens que, por razões de ordem técnica
voltada à garantia e à qualidade do sistema elétrico, embora não estando em serviço, estejam à disposição
e que podem entrar em operação, de imediato, ou em curto espaço de tempo.
77. Quando a demanda máxima multiplicada pela expectativa de crescimento percentual da carga
atendida pela subestação, para o período projetado de 10 anos (ECC), for igual ou menor à potência total
de (n-1) transformadores instalados, o transformador excluído para esta análise, mesmo que energizado,
será considerado como reserva.
78. A Demanda Máxima (DM) multiplicada pela ECC, na fórmula acima, para o cálculo do índice de
aproveitamento, deverá levar em consideração o valor comercial imediatamente superior. Por exemplo:
Se DM x ECC for 38,5 MVA, considerar na fórmula, esse produto, como 40 MVA (considerando este o valor
comercial superior mais próximo).
79. Como exemplo, considere-se uma subestação que possui três transformadores trifásicos instalados,
cuja potência unitária seja de 40 MVA, e sua demanda máxima vezes o ECC, seja menor ou igual a 80 MVA
= 40 MVA*(3-1): o terceiro transformador será considerado como reserva. Esse equipamento não será
considerado no cálculo do índice de aproveitamento da subestação onde se encontra.

80. Os transformadores reserva poderão ser aceitos pela ANEEL, com 100% de aproveitamento, para
casos bem específicos (por exemplo: sistemas radiais), desde que devidamente justificados pela
concessionária. Também será considerada como reserva a unidade transformadora que esteja instalada
em uma região elétrica atendida por mais de uma subestação, desde que cumpra os critérios
estabelecidos neste Submódulo.
81. A aplicação do índice de aproveitamento deve incidir sobre os equipamentos que compõem os bays
dos transformadores. Os demais bens e instalações devem ser excluídos da aplicação do índice de
aproveitamento.
82. Casos atípicos deverão ser apresentados pela concessionária e serão analisados pela ANEEL. A regra
geral estabelece que o planejamento da distribuidora deve representar o mais fielmente possível a
realidade do seu crescimento de mercado. Caso esta previsão não se realize, haverá ainda a oportunidade
de a concessionária revisar o seu planejamento de curto prazo e ajustar as suas instalações.
4.2. ATIVOS DE GERAÇÃO
83. Para os ativos de geração, os valores de reposição devem ser obtidos por intermédio de parâmetros
de referência (R$/kW), tomando-se, por base, a tipologia, as características físicas e os custos realizados
de usinas construídas nos últimos anos, além do estudo da FGV "Análise do cálculo do valor econômico
da tecnologia específica da fonte – VETEF para implantação do Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA – Fevereiro de 2004".
84. O valor de reposição obtido pela aplicação desta metodologia, no caso das Pequenas Centrais
Hidrelétricas – PCH´s, deve ser apresentado na seguinte estrutura:
Tabela 8 – Valor Novo de Reposição de PCH
% Custo

Item Classe Unidade VNR
Total
Gerador 1 R$/kW
Turbina 2 R$/kW
Reservatório, barragem e
3 R$/kW
adutora
Edificações e obras civis 4 R$/kW
Urbanização e benfeitorias 5 R$/kW
Outros sistemas 6 R$/kW
Equipamentos da casa de
7 R$/kW
força
Equipamentos gerais 8 R$/kW
Conduto forçado 9 R$/kW
Transformação 10 R$/kW
Conexão 11 R$/kW
Custos indiretos - %
85. No caso das usinas térmicas, os valores de reposição devem ser apresentados na mesma estrutura da
tabela anterior, com as devidas adaptações.

86. Para os investimentos incrementais, em que não se aplique essa metodologia, deve-se utilizar o
mesmo procedimento adotado para valorar "Máquinas e equipamentos", conforme Item 4.1. Dessa
forma, aplica-se o VOC atualizado, sujeito à validação e ajustes pela fiscalização da ANEEL.
87. Somente serão considerados, na revisão tarifária periódica, os ativos de geração que atenderem às
exigências previstas no § 6º do art. 4º da Lei nº 9.074, de 1995.
4.3. TERRENOS
88. Os ativos referentes a terrenos devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis pelo
IPCA (VOC Atualizado).
89. Deve, obrigatoriamente, ser indicado o percentual considerado para o índice de aproveitamento do
terreno avaliado, para fins de sua inclusão na base de remuneração, a partir da verificação e da análise
qualificada do efetivo aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica.
90. O aproveitamento do terreno deve ser inicialmente verificado durante a vistoria de campo para
posterior cálculo do índice de aproveitamento, que deve constar do relatório de avaliação, com a devida
fundamentação.
91. A determinação do índice de aproveitamento obedece aos seguintes critérios:
a) o percentual de aproveitamento de um terreno sob avaliação é definido pela razão entre a área
efetivamente utilizada (ou área aproveitável), e a área total do terreno utilizado para a construção de
obras e/ou instalação de bens para o serviço público de distribuição de energia elétrica. Devem ser
inclusas, como áreas de efetiva utilização (ou áreas aproveitáveis), as áreas de segurança, de manutenção,
de circulação, de manobra e de estacionamento, aplicáveis, em função do tipo, do porte e das
características da edificação ou da instalação existente.
b) no caso de terrenos de subestações existentes e em serviço, quando a subestação não ocupar toda a
área aproveitável do terreno, e este não puder ser legalmente fracionado para fins de alienação, pode ser
considerada, ainda, como área aproveitável, a título de reserva operacional, um percentual adicional de
até 20% calculado sobre o percentual de aproveitamento, medido conforme os critérios estipulados no
item anterior.
c) no caso específico de terrenos de edificações, pode ser considerado um percentual adicional de até
10% da área total do terreno, para áreas verdes efetivamente existentes, também reconhecidas como
áreas aproveitáveis.
92. Para cada terreno avaliado, deve ser levantado e apresentado, obrigatoriamente, arquivo eletrônico
com as informações mínimas que caracterizem integralmente o terreno.
4.4. SERVIDÕES

93. Os ativos referentes às servidões devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis
pelo IPCA (VOC Atualizado).
94. Devem ser explicitados, no relatório de avaliação, os procedimentos e critérios utilizados para
validação dos saldos das contas contábeis nos quais as servidões encontram-se registradas, observandose, sempre, as instruções do MCSE.
95. Devem ser consideradas, na base de remuneração, as faixas de servidões adquiridas de forma
onerosa, observando-se os critérios utilizados na contabilidade para registro desses ativos.
96. As faixas de servidão com escritura de propriedade devem ser consideradas na base de remuneração,
pelo mesmo critério utilizado para direitos de uso e de passagem adquiridos de forma onerosa.
4.5. EDIFICAÇÕES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS
97. Devem ser objeto de avaliação todos os bens e instalações que caracterizam unidades de cadastro no
controle patrimonial, conforme preconiza o MCPSE, contabilizadas no subgrupo de contas referentes a
"Edificações, obras civis e benfeitorias". Os abrigos, bases de equipamentos, tanques, silos e outros, que
fazem parte da estrutura da edificação, também estão incluídos nesses bens e instalações que devem ser
avaliados, desde que atendam ao que determina o MCPSE e MCSE.
98. O valor novo de reposição dos ativos da conta edificação deve ser obtido considerando-se os custos
unitários de construção predefinidos, conforme NBR 12.721, desde que:
a) adequadamente ponderados de acordo com a região, o padrão construtivo e a tipologia da edificação;
b) utilizadas referências consagradas (CUB – SINDUSCON, Custos Unitários publicados pela revista Pini); e
c) limitados à aplicação em edificações.
99. As benfeitorias e as obras civis devem ser avaliadas por meio de orçamentos sintéticos.
100. Os trabalhos devem ser iniciados por inspeção física para a identificação e caracterização de todas
edificações, obras civis e benfeitorias, observando-se os componentes estruturais, as características
técnicas e o uso efetivo do imóvel.
101. O levantamento quantitativo dos insumos empregados nessas obras deve ser obtido a partir da
análise das seguintes documentações:
a) inspeções de campo;
b) planta geral da unidade com localização de todas as edificações, indicando as respectivas áreas
construídas;
c) projetos de fundação, estrutura e arquitetura das principais edificações;
d) planilhas de medição de obra, contratos de construção e planilhas orçamentárias; e

e) planta geral das redes externas de água pluvial, de água potável, de esgoto, de incêndio e de iluminação
pública.
102. Deve ser verificado o modo de utilização do imóvel para cálculo posterior do índice de
aproveitamento, que constará da avaliação, com a devida fundamentação.
103. Somente é objeto de remuneração o percentual de área de edificação efetivamente utilizado para
o serviço público de distribuição de energia elétrica, acrescido do percentual referente às áreas comuns,
de circulação, de segurança, e de ventilação/iluminação, correspondentes.
104. Nas reformas e/ou transformações que implicam alteração do valor do bem, registradas na
contabilidade, via Unidade de Adição e Retirada – UAR, conforme orientação do MCPSE, devem ser
respeitadas as depreciações acumuladas, por lançamento contábil bem como a relevância das reformas
e/ou transformações em relação ao todo.
105. As edificações, obras civis e benfeitorias de propriedade da concessionária erigidas em terrenos de
propriedade de terceiros, desde que estejam vinculadas ao serviço público de distribuição de energia
elétrica e registradas na contabilidade, também devem ser consideradas nos trabalhos de avaliação.
106. Sem prejuízo das informações do cadastramento patrimonial definidas pelo MCPSE, também devem
ser levantadas e apresentadas, obrigatoriamente, para cada edificação, obra civil e benfeitoria, as
seguintes informações:
i) data-base da avaliação;
ii) nome da edificação, obra civil ou benfeitoria;
iii) localização (endereço completo, rua, avenida, número, bairro, município, estado, etc.);
iv) utilização;
v) área total construída (m2);
vi) área operacional (m2);
vii) acréscimos de áreas e respectivas datas de imobilização das reformas realizadas;
viii) descrição sumária (estrutura; acabamento externo – fachada, vidros, elevação do fechamento,
cobertura, pisos etc.; acabamentos internos – paredes, pisos, esquadrias, portas, forro etc.); tipo de
fundação; entre outras informações relevantes;
ix) caracterização do fechamento/cercamento da área: tipo (muro, tela galvanizada com mourões, entre
outros); quantidade de metros lineares e altura ou área em m2;

x) caracterização das áreas de estacionamento, de circulação, de manobras existentes; tipo de
pavimentação; áreas totais (m2); número de vagas cobertas/descobertas; entre outras informações
relevantes;
xi) caracterização das áreas cobertas (tipo de cobertura, área total em m2); e
xii) caracterização de outras áreas eventualmente existentes.
107. Em nenhuma hipótese, deve ser utilizado o método comparativo de mercado para a avaliação das
edificações, obras civis e benfeitorias. Lojas, escritórios e edifícios comerciais devem ser avaliados
adotando-se somente o método do custo de reposição, citado anteriormente.
108. No caso de a concessionária ter adquirido, durante o período incremental, um imóvel que contenha
edificação construída antes da data de sua aquisição, o valor da edificação obtido para o VNR, conforme
o método do custo de reposição, deverá ser considerado com a taxa de depreciação no período que
corresponda à idade do edifício. A idade do edifício deverá ser comprovada por meio de documentação
(IPTU, Habite-se etc.). Na hipótese de não haver disponibilidade dessa documentação, a ANEEL poderá
arbitrar um valor residual para a edificação.
109. No caso de discrepâncias significativas entre o valor de avaliação apresentado e o valor obtido pela
atualização do valor contábil, sem a devida justificativa, a ANEEL poderá adotar este último critério para
a obtenção do VNR. Para determinação do respectivo VMU, o cálculo deve ser feito respeitando-se,
necessariamente, os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade para cada bem
do ativo considerado.
4.6. VEÍCULOS
110. Os ativos referentes a veículos devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis pelo
IPCA (VOC Atualizado).
111. A validação das listas de controle patrimonial específicas pode ser feita mediante realização de
inspeções de campo por amostragem aleatória simples, conforme definido para os medidores, no item
7.1 deste Submódulo.
4.7. MÓVEIS E UTENSÍLIOS
112. Os ativos referentes a móveis e utensílios devem ser avaliados a partir da atualização de valores
contábeis pelo IPCA (VOC Atualizado).
113. A validação das listas específicas de controle patrimonial pode ser feita mediante realização de
inspeções de campo por amostragem aleatória simples, conforme definido para os medidores, no item
7.1 deste Submódulo.
114. Após a verificação física dos móveis e utensílios escolhidos aleatoriamente, e validação dos controles
da concessionária, a empresa de avaliação deve analisar a relação contábil desses bens, evitando-se que
a relação validada contenha informações que não reflitam a realidade.

115. No que se refere aos equipamentos de informática incluídos nesse grupo de bens, deve ser levada
em consideração na análise a evolução tecnológica desses bens.
4.8. SOFTWARES
116. Os ativos referentes a softwares devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis
pelo IPCA (VOC Atualizado).
117. Deve ser efetuado levantamento dos softwares efetivamente utilizados pela concessionária,
identificando as características técnicas de cada um (fabricante, nome do software, versão, módulos
adquiridos/instalados, empresa responsável pela implantação, função/utilização principal, entre outras).
Deve ser identificada a conta contábil na qual cada software encontra-se registrado e se o software
relacionado é utilizado também por outras concessionárias pertencentes ao mesmo grupo.
118. No caso de softwares desenvolvidos pela própria concessionária, deve-se verificar a abertura de
Ordem de Serviço para o desenvolvimento do software. Caso positivo, o software deve ser avaliado.
4.9. ALMOXARIFADO DE OPERAÇÃO
119. O almoxarifado de operação, vinculado à operação e manutenção de máquinas, instalações e
equipamentos necessários à prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, é
considerado para compor a base de remuneração.
120. Deve integrar a base de remuneração os saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das seguintes
subcontas previstas no MCSE, excluindo valores referentes a eventuais Unidades de Adição e Retirada –
UAR existentes:
1107.1 – Matéria Prima e Insumos para produção de Energia Elétrica;
1107.2 – Material (exceto os saldos das subcontas: 1107.2.04 – Destinado à alienação; 1107.2.03 –
Emprestado; e 1107.2.06 – Resíduos e sucatas);
1107.3 – Compras em curso;
1107.4 – Adiantamentos a fornecedores;
1107.7 – (-) Provisão para Redução ao Valor Recuperável.
5. TRATAMENTO DA DEPRECIAÇÃO, ADIÇÕES, BAIXAS E OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
5.1. DEPRECIAÇÃO

121. Para a determinação do valor de mercado em uso – VMU, deve ser utilizado somente o Método da
Linha Reta para a depreciação, considerando-se obrigatoriamente o percentual de depreciação
acumulada, registrada na contabilidade para cada bem do ativo considerado.
122. Em nenhuma hipótese, os critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os
percentuais de depreciação acumulada de cada bem registrado na contabilidade podem ser modificados.
Não se admite a utilização de quaisquer outros critérios de depreciação. As situações relativas às reformas
gerais de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no MCSE e no MCPSE.
123. O valor de mercado em uso para a composição da base de remuneração será obrigatoriamente igual
a zero, quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme identificação no respectivo registro
contábil.
124. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo percentual de depreciação
acumulada registrada na contabilidade, fica vedada qualquer tipo de equalização que leve em
consideração percentuais acumulados de depreciação registrados na contabilidade por conta ou grupo
de contas contábeis.
125. Para efeito de depreciação, são utilizadas as taxas anuais de depreciação para os ativos de uso e
para as características semelhantes, no âmbito da distribuição de energia elétrica, de acordo com o
MCPSE.
126. Se constatadas imperfeições nos cálculos de depreciação dos bens, a ANEEL deverá recalcular a
depreciação acumulada desses ativos para efeito de avaliação com base no MCPSE.
5.2. ADIÇÕES E BAIXAS
127. As adições de novos ativos, no período entre revisões tarifárias periódicas à base de remuneração,
deverão seguir a metodologia definida no MCSE.
128. Quanto ao estabelecimento de limites para a inclusão de ativos na base de remuneração, apenas
deverão ser considerados os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia
elétrica classificados nas atividades de distribuição, de administração, de comercialização e de geração –
esta última observando-se a condição de excepcionalidade anteriormente mencionada.
129. Se constatada a retirada de operação de equipamento cuja baixa não foi efetuada na contabilidade
da concessionária, a fiscalização da ANEEL deverá proceder à baixa do ativo no Laudo de Avaliação.
5.3. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
130. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do consumidor, das
dotações orçamentárias da União, das verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais
vinculados aos investimentos aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão. As Obrigações
Especiais não são passivos onerosos e nem créditos do acionista. São atualizadas com os mesmos critérios
e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos agentes.

131. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória como redutoras do ativo
imobilizado em serviço.
132. Para fins de revisão tarifária, a depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das
Obrigações Especiais não é computada no cálculo da receita requerida da concessionária.
133. As obrigações especiais deverão ser controladas, a partir de janeiro de 2016, pela data de aquisição,
ou seja, os registros serão controlados separadamente quanto à sua amortização, de forma a permitir a
identificação do saldo totalmente amortizado, que não deve reduzir o ativo imobilizado em serviço. O
saldo existente em dezembro de 2015 deverá ser controlado separadamente até sua completa
amortização.
134. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado como parcela
redutora na base de remuneração, deverá ser aplicada a variação verificada entre o Valor Novo de
Reposição total e o Valor Original Contábil não depreciado da conta "Máquinas e Equipamentos", sobre
o saldo das Obrigações Especiais. No caso da aplicação do Banco de Preços Referenciais, o valor novo de
reposição será o resultante dentro dos limites de reconhecimento, conforme critérios deste Submódulo.
135. As quotas de depreciação dos bens constituídos com recursos de Obrigações Especiais,
independentemente da sua data de formação, deverão ter seus efeitos anulados no resultado contábil. A
quota de reintegração calculada sobre o valor do bem adquirido com recurso de Obrigação Especial
debitada na conta 6105.X.17.01 – Depreciação será transferida a débito da subconta 2223.X.02.XX – (-)
Amortização Acumulada – AIS, de forma que o efeito dessa despesa seja anulado no resultado do
exercício. Para a apuração do valor da reintegração, deverá ser utilizada a taxa média de depreciação do
ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos de Obrigações
Especiais.
136. Para os investimentos relacionados ao Programa Luz para Todos – PLpT, na participação das fontes
de recursos referentes à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, Estados, Municípios e Reserva
Global de Reversão – RGR, serão considerados os montantes efetivamente realizados, caso o contrato já
tenha sido integralmente executado fisicamente e liquidados junto à ELETROBRAS ou, então,
proporcionalizados quando o contrato ainda estiver em execução.
137. Como forma de demonstração dos valores de obrigações especiais, as concessionárias deverão, no
Laudo de Avaliação, incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais, o qual deverá mostrar os valores
Brutos e Líquidos de Obrigações Especiais. Para tanto, o percentual acumulado da amortização contábil
deverá ser mantido para a amortização das Obrigações Especiais avaliadas.
6. TRATAMENTO DA BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA – BAR
138. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória não são considerados no Ativo Imobilizado
em Serviço (AIS) que comporá a base de remuneração. Esses ativos são determinados como uma relação
do AIS.
139. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) será determinada pela formulação a seguir:

BAR = 2,7159 . (AIS – IA) -0.167+1 . (IPCA1/IPCA0)0,167 ......(9)
onde:
BAR: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não elétricos
(instalações móveis e imóveis);
AIS: Ativo imobilizado em serviço aprovado na RTP;
IA: Índice de aproveitamento sobre o AIS aprovado na RTP;
IPCA1: Valor do índice IPCA na data da revisão tarifária; e
IPCA0: Valor do índice IPCA em 1º/1/2015.
140. Uma vez definida a base de anuidade regulatória, para o cálculo da anuidade é necessário segregar
em 3 grupos de ativos, ou seja:
▪ Aluguéis: esse grupo de ativos inclui os edifícios administrativos, gerências regionais, almoxarifados
e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de escritórios, equipamentos de
oficina e laboratórios;
▪ Veículos: esse grupo de ativos inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação, exceto
aqueles utilizados em obras de construção; e
▪
Sistemas: esse grupo de ativos inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas
corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão Empresarial e Sistemas
Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores.
141. Assim, para a segregação adotou-se a média verificada de todas as empresas, sendo que a
segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as proporções definidas na
tabela abaixo.
Tabela 9: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos
Grupo de Ativos (% da BAR)
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45%
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12%
Sistemas (𝐵𝐴𝑅𝐼) 43%
142. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos acima definidos:
BAR = BARA + BARV + BAR1 .......(10)
onde:
BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para
infraestrutura de imóveis de uso administrativo;
BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos;
BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática.
143. A formulação para o cálculo das anuidades é apresentada no Submódulo 2.1 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária – Proret.

7. PROCEDIMENTOS PARA LEVANTAMENTO EM CAMPO
7.1. LEVANTAMENTO, DESCRIÇÃO DOS BENS E VALIDAÇÃO DOS CONTROLES
144. Os levantamentos e as descrições dos bens e das instalações que compõem a outorga de distribuição
devem conter as informações de registro do controle patrimonial, conforme estabelecido nas Instruções
de Cadastro Patrimonial do MCPSE, e outras características que os identifiquem univocamente,
possibilitando sua clara identificação e adequada valoração. Os bens e instalações devem ser classificados
por Contrato de Concessão, por Ordem de Imobilização – ODI, e por Tipo de Instalação, observando a
codificação padrão do MCPSE.
145. Todos os ativos imobilizados na Base Incremental relacionados a subestações, terrenos, edificações
e benfeitorias, devem ser obrigatoriamente inspecionados e avaliados. Os ativos relacionados a linhas
serão inspecionados por critério amostral, com unidades de amostragem definidas e elencadas pela
ANEEL.
146. Para validação dos ativos físicos apresentados na avaliação enviada pela concessionária, a ANEEL
utilizará, preferencialmente, o sistema de informação georreferenciada e as informações do sistema
contábil e de controle patrimonial.
147. O inventário físico, produto do levantamento de campo específico para a avaliação dos bens e
instalações, deve observar no mínimo, as características específicas para Usinas, Subestações e Linhas e
Redes de Distribuição abaixo relacionadas.
Usinas
148. Todos os equipamentos relacionados às usinas devem ser levantados em campo para análise de sua
operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma unívoca.
149. Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados para fins de fiscalização, por piso
e posição operativa e por "bays", no caso da subestação elevadora.
Subestações
150. Todas as subestações devem ser vistoriadas, devendo-se indicar no laudo de avaliação o nome da
Subestação, o tipo (aberta, abrigada - inclusive SF6, blindada ou móvel), a localização (rural ou urbana) e
a tensão de operação.
151. Todos os equipamentos e estruturas de equipamentos relacionados com as subestações devem ser
levantados em campo para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características
técnicas, de forma unívoca, seguindo as orientações do MCPSE.
152. A relação de equipamentos inventariados em campo deve ser apresentada para fins de fiscalização
por "Centros Modulares – CM", conforme orientado pelo MCPSE, levando-se em consideração o arranjo
e a posição sequencial operativa.

153. Os equipamentos reserva (Reserva Imobilizada) devem ser levantados e considerados na subestação
onde estiverem alocados, com a observação expressa de "RESERVA" em sua descrição. Os equipamentos
referentes à reserva imobilizada devem estar obrigatoriamente registrados no ativo imobilizado em
serviço, conforme disposições contidas no MCSE e MCPSE. A "reserva quente" é excluída do cálculo da
aplicação do índice de aproveitamento.
Linhas e Redes
154. Para validar os controles da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e
redes, deve ser efetuado levantamento de campo dos equipamentos das linhas e redes dos conjuntos de
unidades consumidoras, selecionados pela ANEEL, para vistoria.
155. Os seguintes itens devem ser objeto de levantamento/vistoria quanto aos seus dados cadastrados:
postes (material, formato, altura e esforço), transformadores de distribuição (tensão, potência, número
de fases), chaves seccionadoras (tipo, tensão, corrente, número de fases), condutores (material, bitola,
formação, isolamento), religadores (tensão, potência, número de fases), reguladores (tensão, potência,
número de fases) e banco de capacitores (número de unidades, tensão, potência, número de fases).
156. Para a realização dos trabalhos de campo deve ser observado o seguinte:
a) vistoriar as linhas e redes selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia, por meio de
mapas georreferenciados atualizados (GIS), elaborados em quadrículas de, no máximo, 800m x 800m e
totalizados por quadrícula e por conjunto de unidades consumidoras, identificando-se quanto a sua
localização (rural ou urbana); e
b) verificar se as diferenças encontradas ficaram dentro dos limites preestabelecidos pela ANEEL.
157. Devem ser registrados e informados, no relatório de avaliação, para cada conjunto de unidade
consumidora selecionado para inspeção pela ANEEL, os qualitativos e quantitativos finais, indicando as
diferenças encontradas, bem como os cálculos realizados para o processo de validação do controle da
concessionária.
158. Devem ser mantidos os desenhos das quadrículas usadas como papéis de trabalho referentes ao
inventário físico/levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das linhas e das
redes, deixando-os, necessariamente, disponíveis para a ANEEL, durante o trabalho de fiscalização. Esses
documentos (dados em papel e arquivos eletrônicos) devem, obrigatoriamente, conter a data do
inventário, as descrições e os quantitativos apurados dos equipamentos e a sequência do trecho
considerado no trajeto em que foram vistoriados.
159. Se as diferenças encontradas ficarem dentro dos limites preestabelecidos, podem ser validados os
controles da engenharia da concessionária referentes às instalações de linhas e redes dos conjuntos de
unidades consumidoras não vistoriadas.

160. Se as diferenças encontradas no total de conjuntos de unidades consumidoras vistoriadas ficarem
fora dos limites preestabelecidos, a vistoria e o levantamento de campo deverão ser estendidos a todos
os conjuntos de unidades consumidoras pertencentes à concessionária.
161. Se durante o levantamento de campo forem observados equipamentos de propriedade de terceiros,
esses equipamentos não deverão constar do Laudo de Avaliação da concessionária, devendo ser
informados os procedimentos adotados para identificação desses bens.
162. A validação dos quantitativos da engenharia dar-se-á utilizando-se a técnica de amostragem
estratificada proporcional por conjunto de unidades consumidoras, observando o seguinte:
a) na técnica de amostragem estratificada proporcional por conjuntos de unidades consumidoras,
proporcionalizam-se os ativos de linhas e redes que compõem os conjuntos da concessionária, conforme
descrito no subitem "f";
b) para efeito de aplicação da técnica de amostragem estratificada proporcional por conjunto, serão
considerados os conjuntos de unidades consumidoras aprovados pela ANEEL em resoluções específicas
para cada concessionária, conforme os critérios estabelecidos pela Módulo 8 do PRODIST, ou o que vier a
sucedê-lo;
c) os elementos integrantes de cada conjunto de unidades consumidoras, considerados na análise, são
as "linhas e redes";
d) o cálculo do tamanho da amostra (m), a ser inspecionada para verificação da aceitação ou não das
listas de engenharia da concessionária, será realizado pela ANEEL, mediante aplicação da fórmula a seguir
relacionada, considerando: 95% de intervalo de confiança (Z igual a 1,96); 10% de margem de erro
amostral (e); e 75% como estimativa inicial da proporção das "linhas e redes" com uma determinada
característica esperada na concessionária (P0):
M
m =
e 2  ( M − )1
+ 1
 
Z 2  P 0  1( − P 0 )
(11)
onde:
m: tamanho da amostra;
M: quantidade total de conjuntos da concessionária;
e: margem de erro amostral;
Z: intervalo de confiança;
P0: característica esperada.
e) caso o tamanho da amostra (m), multiplicado pela estimativa inicial de proporções de sucesso na
concessionária (P0), seja menor do que 5 (cinco), a empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo
de todas as "linhas e redes" da concessionária de distribuição de energia elétrica;
f) a ANEEL realizará amostragem estratificada proporcional, conforme descrição a seguir:

f.1) após a definição do tamanho da amostra (m) que determina o número de conjuntos a serem
inspecionados, será calculada, para cada cluster existente na área de concessão sob análise, a quantidade
de conjuntos a serem sorteados. Utilizando-se da técnica de amostragem estratificada proporcional,
proporcionaliza-se os ativos de linhas e redes que compõem os conjuntos da concessionária, em função
do somatório dos valores do atributo quilômetro de rede aérea primária (km RAP) dos conjuntos que
compõe cada cluster pela quilometragem total da rede área primária da concessionária, usando a seguinte
fórmula:
1 n
km RAP
k
a = m  k =
k km RAP
t (12)
onde:
ak: número de conjuntos a serem amostrados no cluster k;
m: número total de conjuntos da concessionária a serem amostrados;
n: número total de conjuntos que compõem o cluster k;
km RAPk: somatório dos valores de quilômetro de rede aérea primária (kmRAP) dos conjuntos do cluster
k; e
km RAPt: somatório dos valores de quilômetro de rede aérea primária (kmRAP) de todos os conjuntos da
concessionária.
f.2) após o cálculo do número de conjuntos a serem amostrados no cluster k e, para se definir quais os
conjuntos a serem inspecionados pela avaliadora no referido cluster, adota-se, também, o atributo
"potência instalada", dado em kVA, procedendo-se aos seguintes cálculos:
f 2.1) calcula-se, para todos os conjuntos da concessionária a razão (Rcjx):
kVA
=
RcjX
kmRAP
(13)
f.2.2) calcula-se a razão média (Rméd) de cada cluster, considerando os conjuntos classificados nos
clusters existentes naquela área de concessão:
 n
Rcj
x
= x = 1
Rméd
k n
(14)
f.2.3) o primeiro conjunto selecionado para amostragem será aquele que tiver a razão Rcj mais próxima
do valor calculado para a razão média Rméd do cluster sob amostragem.
f.2.4) caso ak seja ímpar, os demais conjuntos a serem selecionados devem ser tomados aos pares. O par
deverá ser formado considerando os valores calculados de Rcj imediatamente acima e abaixo da razão
média do cluster Rméd.

f.2.5) caso ak seja par, os demais conjuntos a serem selecionados devem ser tomados alternadamente,
considerando, primeiramente, os valores calculados de Rcj, imediatamente acima da razão média do
cluster Rméd e, depois, os valores calculados de Rcj imediatamente abaixo da mesma.
g) a ANEEL pode, a seu exclusivo critério, escolher determinada quantidade de conjuntos adicionais para
realização de inspeções de campo pela empresa avaliadora, ficando esta quantidade adicional limitada a
2 conjuntos ou 5% do total de conjuntos, o que for maior;
h) entende-se como proporção de elementos com a característica esperada a razão calculada da seguinte
forma:
m

N * p ˆ
J j
E

ˆ = j p ˆ = j = 1
p (15)
j N AC m

j N
J
j = 1
onde:
Ej: número de elementos com a característica esperada;
Nj: número de elementos físicos efetivamente existentes no conglomerado;
m: tamanho da amostra;
Pj: proporção das "linhas e redes" com uma determinada característica esperada no conglomerado; e
Pac: proporção das "linhas e redes" com uma determinada característica esperada na concessionária.
i) os elementos com a característica esperada são os ativos físicos efetivamente existentes, que
correspondam, tanto em termos quantitativos, quanto qualitativos (referentes às características e
especificações técnicas dos itens inspecionados), aos ativos constantes nos controles operacionais (de
engenharia) da concessionária;
j) com base nas proporções estimadas nos conglomerados (Pj), a empresa avaliadora credenciada pode
obter a estimativa da proporção na concessionária (Pac);
k) caso a estimativa obtida da proporção na concessionária (Pac), subtraídos 10%, seja menor que 80%,
a empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo das "linhas e redes" da concessionária de
distribuição de energia elétrica. Caso o resultado obtido seja maior ou igual a 80%, as listas de engenharia
podem ser validadas e utilizadas para realização dos trabalhos de avaliação e conciliação físico-contábil.
Sistema de Iluminação Pública
163. Até a definitiva transferência dos bens de Iluminação Pública para os Municípios, conforme
estabelece a Resolução Normativa nº 414, de 9 de setembro de 2010, ou o que vier a sucedê-la, estes
ativos comporão a Base de Remuneração Regulatória das Concessionárias de Distribuição de Energia
Elétrica.
Medidores

164. Para os equipamentos de medição (medidores), a validação das listas de controle patrimonial
específicas pode ser feita mediante realização de inspeções de campo por amostragem aleatória simples,
observando-se a localização dos mesmos (rural ou urbana) e mais o seguinte:
a) os elementos a serem considerados na análise são os equipamentos de medição (medidores);
b) para o cálculo do tamanho da amostra (m) a ser inspecionada, deve-se considerar: 90% de nível de
confiança (Z); 10% de margem de erro amostral (e); e 50% como estimativa inicial da proporção dos
equipamentos de medição (medidores); e ter uma determinada característica esperada na concessionária
(P0):
M
=
m
e 2 * ( M − )1
+ 1
Z 2 * ( P 0 * 1( − P 0 ))
(16)
onde:
m: tamanho da amostra;
M: quantidade total de conjuntos da concessionária;
e: margem de erro amostral;
Z: intervalo de confiança.
c) definido o tamanho da amostra, deve ser feita uma seleção aleatória dos ativos da amostra a serem
inspecionados;
d) entende-se como proporção dos equipamentos de medição (medidores) ter uma determinada
característica esperada, cuja razão é calculada da seguinte forma:
E
= j
p ˆ (17)
AC
m
onde:
Ej: número de elementos com a característica esperada;
M: tamanho da amostra;
Pac: proporção dos medidores vinculados à conta Máquinas e Equipamentos com uma determinada
característica esperada na concessionária.
e) os elementos com a característica esperada são os ativos físicos efetivamente existentes que
correspondam, tanto em termos quantitativos, quanto qualitativos (referentes às características e
especificações técnicas dos itens inspecionados), aos ativos constantes no controle patrimonial ou
controle da área comercial da concessionária;
f) com base na proporção estimada, deve-se obter a estimativa da proporção na concessionária (Pac);
g) caso a estimativa obtida da proporção na concessionária (Pac), subtraídos 10%, seja menor que 80%,
deve-se realizar o censo de todos os equipamentos de medição (medidores) da concessionária de
distribuição de energia elétrica. Caso o resultado obtido seja maior ou igual a 80%, as respectivas listas de

controle patrimonial podem ser validadas e utilizadas para realização dos trabalhos de avaliação e
conciliação físico-contábil.
7.2. CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL
165. Esta conciliação tem por objetivo a determinação do percentual acumulado de depreciação, por
bem, que deve ser aplicado sobre o valor novo de reposição para obtenção do valor de mercado em uso
de cada bem.
166. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a
concessionária, a partir dos dados cadastrados no sistema georreferenciado e nos respectivos registros
contábeis, observando a existência de bens que se encontram em fase de unitização e cadastramento,
tendo em vista o prazo de 60 dias estabelecido no MCSE para transferência do Ativo Imobilizado em Curso
– AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço.
167. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na
mesma data-base dos trabalhos de avaliação.
168. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e
identificadas no Laudo de Avaliação e somente serão aceitas sobras de bens identificáveis mediante
comprovação por meio de notas fiscais e de sua respectiva contabilização.
169. As sobras físicas devem ser depreciadas tomando-se, por base, a idade da formação do bem. Não
dispondo de documentação que comprove a data da entrada do bem em serviço, esgotados todos os
meios de que dispõe, a concessionária deve considerar:
a) para os bens de forma de cadastramento individual: atribuir a data de capitalização da ODI/Conta, em
que está localizada o bem;
b) para os bens de forma de cadastramento em massa: atribuir a data do bem idêntico mais antigo da
ODI/Conta.
170. As sobras contábeis não devem ser avaliadas.
171. A ANEEL, quando valida a base de remuneração para inclusão na revisão tarifária, não está validando
as sobras físicas para inclusão nos registros contábeis, devendo a concessionária proceder aos ajustes das
sobras e faltas na contabilidade, conforme estabelece o MCSE, os quais deverão permanecer à disposição
da fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses.
8. LAUDO DE AVALIAÇÃO
8.1. ASPECTOS GERAIS
172. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, conforme Resolução
Normativa nº 635/2014, ou o que vier a sucedê-la, contratada pela concessionária, a qual produzirá um

laudo técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A concessionária responde
solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das
informações fornecidas, inclusive no banco de preços.
173. O laudo de avaliação deve ser classificado como de uso restrito, estando sujeito às disposições
normativas e às nomenclaturas específicas deste Submódulo.
174. A utilização de laudo de uso restrito deve-se ao fato de que a metodologia, os critérios e os
procedimentos estabelecidos para avaliação dos bens e das instalações de propriedade das
concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para determinação da base de
remuneração, têm características próprias, por tratar-se de serviço público de distribuição de energia
elétrica e, portanto, passíveis de reversão à União.
175. Não procedendo a concessionária à avaliação dos ativos e ao encaminhamento das informações,
nos termos e prazos definidos neste Submódulo, ou caso o laudo de avaliação apresentado pela
concessionária não seja aprovado pela ANEEL em virtude de qualidade técnica insuficiente ou nãoconformidades apontadas na fiscalização, caberá à Agência arbitrar a base de remuneração a ser
considerada na revisão tarifária em curso, não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em
apresentar o laudo posteriormente.
176. Os laudos de avaliação deverão ser protocolados na ANEEL no prazo de 120 dias antes da data da
revisão tarifária da concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica.
177. A data-base do laudo de avaliação deve ser o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão
tarifária de cada concessionária de distribuição de serviço público de energia elétrica.
178. O laudo de avaliação será composto por dois conjuntos de informações:
▪ Arquivo Contábil: Informações contábeis e resultados da avaliação, conforme Anexo II deste
Submódulo e demais quadros complementares de avaliação disponibilizados no sítio da ANEEL;
▪ Arquivo Físico: Informações físicas dos ativos existentes, conforme o formato e estrutura do Dicionário
de Dados ANEEL – DDA da Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD, que compõe o Sistema de
Informações Geográficas Regulatório (SIG-R), disposto nos Módulos 2 e 6 dos Procedimentos de
Distribuição – PRODIST.
8.2. INFORMAÇÕES MÍNIMAS
179. O laudo de avaliação deverá conter, no mínimo, as seguintes informações:
I. Introdução
Apresentar descrição sumária do trabalho realizado.
II. Caracterização da Concessão

Deve ser apresentada uma visão geral da concessão avaliada:
a) apresentar informações sobre a área da concessão avaliada: (área total da concessão em quilômetros
quadrados; mapa da área de concessão com identificação das áreas rurais e urbanas; quantidade de
municípios abrangidos; quantidade de linhas de distribuição, n° de circuitos por trecho de linha de
distribuição, n° de subestações, capacidade de distribuição por trecho de linha de distribuição, quantidade
de kilômetros de redes de distribuição - projeção em solo, e condição de fronteira; n° de pontos de acesso
e sua localização na concessão; e n° de pontos de medição de fronteira e sua localização;
b) informar como a concessionária avaliada está organizada do ponto de vista da sua estrutura
operacional (quantas regionais a concessionária possui e como estão distribuídas; onde está localizada a
sede administrativa da concessionária; quantos almoxarifados de operação a concessionária possui e
como estão distribuídos; relacionar as principais unidades de apoio operacional que a concessionária
possui e como estão distribuídas – oficinas, centros de manutenção, laboratórios, centros operacionais,
pátios de veículos, centros de treinamento, entre outros).
III. Caracterização do Trabalho Executado
a) Geração Associada
a.1) Informações mínimas
•
nome da usina;
•
localização da usina: endereço completo, município, estado, curso d'água, sub-bacia (código), bacia
(código);
•
tipo de usina: usina hidroelétrica / usina termoelétrica / outras; e
•
potência total instalada (MW ou kW), energia firme (MW), demanda máxima.
a.2) Termelétricas
• indicar o tipo e a potência nominal de cada equipamento existente – grupos diesel, turbinas a gás,
turbinas a vapor;
• indicar a potência nominal e as características principais de cada máquina – fabricante, combustível
utilizado, modelo do equipamento, ano de fabricação, consumo específico, principais acessórios
existentes, rotação nominal (rpm); geradores – potência nominal unitária (MVA) e características gerais
dos equipamentos (fabricante, ano de fabricação, tensão nominal – kV, fator de potência, rendimento
máximo, rotação nominal – rpm);
•
relacionar os sistemas auxiliares existentes, com suas respectivas características principais (sistema de
proteção e combate a incêndio, sistema de combustível – recebimento, armazenagem e alimentação;
sistema de tratamento de combustível; sistema de lubrificação; sistema de geração de vapor; sistema de

refrigeração; sistema de tratamento de efluentes; sistema de ar comprimido; sistema de água de lavagem;
entre outros); e
•
relacionar os demais equipamentos e instalações existentes (oficinas, pontes rolantes, laboratórios,
almoxarifados, entre outros).
a.3) Hidrelétricas
•
turbinas – indicar tipo, quantidade, fabricante, ano de fabricação, data de entrada em operação,
potência nominal unitária (MW), vazão nominal unitária (m3/s), rotação síncrona (rpm), rendimento
máximo (%);
•
gerador – indicar tipo, quantidade, fabricante, ano de fabricação, data de entrada em operação,
potência nominal unitária (MVA), tensão nominal (kV), rotação nominal (rpm), fator de potência,
rendimento máximo (%);
• (m3/s), (m3/s),

dados hidrometeorológicos: vazão MLT vazão firme 95% vazão mínima média mensal
(m3/s);
• Reservatório:
− NA de montante – NA máximo excepcional (m), NA máximo normal (m), NA mínimo normal (m);
− NA de jusante – NA máximo excepcional (m), NA máximo normal (m), NA mínimo normal (m);
− Áreas inundadas – no NA máximo excepcional (m), no NA máximo normal (m), no NA mínimo normal
(m);
− Volumes – no NA máximo normal (hm³), no NA mínimo normal (hm³), útil (hm³), abaixo da soleira livre
do vertedouro (hm³);
• Barragem principal: tipologia construtiva, comprimento total da crista (m), altura máxima (m), cota de
crista (m);
•
Vertedouro: tipo, capacidade (m3/s), cota de soleira (m), comprimento total (m);
•
Comportas de vertedouro: tipo, acionamento, largura (m), altura (m);
•
Tomada d'água: tipo, altura (m), comprimento total (m);
•
Comportas da tomada d'água: tipo, acionamento, largura (m), altura (m);
•
Canal / túnel de adução / desarenador: comprimento (m), seção, base (m), arco (m), tipo de
desarenador;

• Conduto forçado: diâmetro interno (m), número de unidades, comprimento (m);
• Chaminé de equilíbrio: diâmetro (m), altura (m);
• Casa de força: tipo, área total – largura (m), comprimento (m) e pé direito (m), quantidade de unidades
geradoras existentes; ano de entrada em operação;
• Relação dos sistemas auxiliares existentes, com suas respectivas características principais (sistema de
proteção e combate a incêndio; sistema de lubrificação; sistema de refrigeração; sistema de tratamento
de efluentes; sistema de ar comprimido; sistema de água de lavagem; entre outros); e
•
Relação dos demais equipamentos e instalações existentes (oficinas, pontes rolantes, laboratórios,
almoxarifados, entre outros).
b) Subestações
•
apresentar relação das subestações da concessionária indicando, para cada uma: relação de
transformação (tensões de entrada e saída – kV) e potência total instalada (MVA) e localização (rural ou
urbana);
•
fator de utilização (%), demanda máxima (MVA), estimativa percentual de crescimento anual de carga
máxima atendida pela subestação, expectativa de crescimento percentual de carga atendida pela
subestação para o período projetado de 10 anos, característica técnica (se é compacta, SF 6 abrigada etc.),
número de alimentadores, características operacionais gerais (se é assistida ou telecomandada, data de
entrada em operação, etc.) e valores apurados para o grupo máquinas e equipamentos (valor novo de
reposição com e sem índice de aproveitamento e valor de mercado em uso).
• Todas as relações de inventariado devem ser apresentadas conforme estrutura dos Centros Modulares,
definidos pela Resolução Homologatória n° 758/2009 – Anexos, e alterações supervenientes.
• Para cada subestação, os valores considerados para os equipamentos reserva (reserva técnica) devem
ser relacionados na lista respectiva do Centro Modular em que estão alocados, com a devida descrição
"RESERVA".
c) Linhas de distribuição
•
considerando os Tipos de Instalações de Distribuição estabelecidos no MCPSE, informar, por classe de
tensão e por localização (rural ou urbana), os totais de quilômetros de linhas, com as quantidades de
estruturas e tipos/bitolas de cabos associados (por trecho), nº de circuitos por trecho, apresentando os
respectivos valores apurados para o Valor Novo de Reposição e o Valor de Mercado em Uso;
d) Terrenos e Edificações
•
apresentar relação com todos os imóveis de propriedade da concessionária, indicando os que foram
considerados na base de remuneração e os que foram excluídos (a relação deve ser dividida em duas
partes – imóveis considerados na base de remuneração e imóveis excluídos da Base de Remuneração). A

relação deve indicar a designação e endereço de cada imóvel de forma a possibilitar sua clara
identificação;
•
devem ser informados, para cada imóvel considerado na base de remuneração, os VNR com e sem
índice de aproveitamento e Valor de Mercado em Uso, subdivididos em terrenos, edificações, obras civis
e benfeitorias. A relação deve apresentar as referências dos laudos de avaliação para os imóveis
relacionados, o percentual de índice de aproveitamento aplicado bem como a destinação de uso do
imóvel;
•
apresentar, para cada imóvel excluído da base de remuneração, os VNR e o Valor de Mercado em Uso,
subdivididos em terrenos, edificações e benfeitorias. A relação deve apresentar as referências dos laudos
de avaliação para os imóveis relacionados bem como a destinação de uso do imóvel, valores registrados
na contabilidade; conta contábil na qual o imóvel encontra-se registrado; número de registro patrimonial;
e a razão da exclusão (imóvel alugado, imóvel cedido a terceiros, entre outras razões); e
• apresentar relação das benfeitorias avaliadas e incluídas na base de remuneração e que se encontrem
erigidas em terrenos de propriedade de terceiros. Devem ser informados, para cada benfeitoria
considerada na base de remuneração, os VNR com e sem índice de aproveitamento e o Valor de Mercado
em Uso, o percentual de índice de aproveitamento aplicado bem como a destinação de uso do imóvel. A
relação deve apresentar, ainda, as referências dos laudos de avaliação para as benfeitorias listadas.
e) Veículos
•
informar se a concessionária trabalha com frota própria de veículos, ou se terceirizou o serviço bem
como o total de veículos da frota própria da concessionária de distribuição de energia elétrica,
discriminando, por tipo de veículo, o total de veículos da frota própria da concessionária efetivamente
utilizado nos serviços de distribuição de energia elétrica, discriminado por tipo de veículo, com os
respectivos valores apurados (VNR e Valor de Mercado em Uso).
f) Software
•
apresentar relação dos softwares, indicando as características técnicas (fabricante, nome do software,
versão, módulos adquiridos/instalados, empresa responsável pela implantação, entre outras),
função/utilização principal e valores apurados. Deve ser indicada a conta contábil na qual cada software
encontra-se registrado, e se o software relacionado é utilizado por outras concessionárias pertencentes
ao mesmo grupo.
g) Servidões Permanentes
• apresentar relação com os totais de faixas de servidão consideradas (áreas e extensões totais) e
respectivos valores apurados para compor a base de remuneração (saldo contábil e valor apurado para a
base de remuneração).
h) Apresentar os quadros resumos do trabalho, cujos modelos estarão disponíveis em meio eletrônico
no sítio da ANEEL.

IV. Metodologia Aplicada
A descrição da metodologia aplicada consiste em apresentar as informações sobre os procedimentos,
critérios e metodologias aplicadas na realização do trabalho de avaliação objeto desta Resolução,
elencados a seguir:
a) para os levantamentos de campo (inventários):
•
apresentar informações sobre a logística utilizada para realização dos levantamentos de campo –
imóveis, subestações e linhas;
•
apresentar informações sobre os procedimentos utilizados para realização dos levantamentos de
campo – imóveis, subestações e linhas;
• apresentar informações sobre as equipes utilizadas nos levantamentos de campo (quantidade e perfis
dos profissionais que participaram dos trabalhos de levantamento de campo, incluindo os profissionais
que participaram das atividades de coordenação/gerenciamento) – imóveis, subestações e linhas;
• apresentar informações sobre o tempo gasto para realizar os levantamentos de campo (datas de início
e de conclusão) – imóveis, subestações e linhas;
• Subestações – apresentar considerações sobre a qualidade e confiabilidade dos controles patrimonial
e de engenharia da concessionária, apresentando um panorama geral sobre as divergências verificadas
em campo, entre outras informações julgadas relevantes para retratar a situação encontrada;
•
Linhas – indicar as ODI-LD vistoriadas e apresentar considerações sobre as "não conformidades"
verificadas por ocasião da realização dos levantamentos de campo (observar disposições desta
Resolução), apresentando um panorama geral sobre as divergências verificadas em campo, bem como
sobre a qualidade e confiabilidade dos controles patrimonial e de engenharia da concessionária, entre
outras informações julgadas relevantes; e
•
Imóveis – apresentar considerações sobre a qualidade e confiabilidade dos controles patrimonial e de
engenharia da concessionária (existência de plantas atualizadas, documentos de propriedade etc.),
apresentando um panorama geral sobre as divergências verificadas em campo, entre outras informações
julgadas relevantes para retratar a situação encontrada.
b) critérios utilizados para inclusão de ativos na base de remuneração (critérios de elegibilidade).
c) critérios utilizados para aplicação dos índices de aproveitamento.
d) procedimentos e critérios utilizados para validação dos controles da concessionária para as
contas/grupos de ativos: veículos, móveis e utensílios, servidões, equipamentos de informática e
softwares.

e) procedimentos e critérios utilizados para valoração dos grupos de ativos referentes a "Intangíveis",
"Edificações, obras civis e benfeitorias", "Máquinas e equipamentos", "Veículos" e "Móveis e utensílios",
"Equipamentos de informática" e "Softwares".
f) critérios utilizados para consideração das servidões (faixas de servidão – conta intangíveis). Explicitar
os procedimentos e critérios utilizados para considerar: as servidões cujos direitos de uso foram
adquiridos de forma onerosa; as servidões cujos direitos de uso foram adquiridos de forma não onerosa;
e as servidões cujos terrenos correspondentes foram adquiridos pela concessionária com escritura
registrada em cartório de registro de imóveis.
g) critérios utilizados para considerar os equipamentos reserva (reserva técnica).
h) informações sobre os demais procedimentos, critérios e referências considerados.
i) apresentar cópia dos contratos e das notas fiscais, do orçamento, dos boletins de medição das obras
realizadas em regime "turn-key"
j) apresentar todas as memórias dos cálculos dos trabalhos realizados.
V. Identificação dos Ativos Não Elegíveis
Apresentar relação, com justificativa, dos ativos definidos como não elegíveis (ativos excluídos da Base de
Remuneração), com indicação das seguintes informações: destinação de uso do ativo; razões que levaram
à exclusão; e contas contábeis onde os ativos encontram-se apropriados. Devem ser apresentadas notas
explicativas para os ativos excluídos e que se encontrem em situação particular na época da realização
dos trabalhos de avaliação, tais como: instalações construídas e não colocadas em serviço, instalações em
reforma e desativadas temporariamente, instalações a serem alienadas, entre outras.
VI. Conciliação Físico-Contábil
Informar os procedimentos e critérios utilizados para realização do processo de conciliação físico-contábil.
Apresentar informação resumida das sobras e das faltas apuradas, após a realização do processo de
conciliação entre o arquivo de controle patrimonial e a base física da concessionária (controles
patrimonial e de engenharia), a serem ajustadas no sistema de controle patrimonial da concessionária.
VII. Obrigações Especiais
Indicar os critérios e procedimentos utilizados para apuração do valor da conta Obrigações Especiais,
considerado na base de remuneração.
VIII. Almoxarifado de Operação
Indicar os critérios e procedimentos utilizados para apuração do valor da conta Almoxarifado de
Operação, considerado na base de remuneração.
IX. Imóveis que se encontram em processo de Regularização

Apresentar relação dos imóveis incluídos na base de remuneração que não possuem documentação de
titularidade de propriedade definitiva em nome da concessionária e que se encontram em processo de
regularização, fornecendo informações sobre a situação atual de cada um no que se refere à posição em
termos de documentação e atividades atualmente exercidas pela concessionária no local. A relação em
questão deve trazer, no mínimo, as seguintes informações: designação do imóvel, endereço completo,
referência do laudo de avaliação, valor de mercado em uso e valor final apurado para inclusão na base de
remuneração.
X. Considerações
Indicar as eventuais inconsistências e/ou particularidades que mereçam ser destacadas, verificadas no
decorrer da realização dos trabalhos, apresentando as justificativas técnicas cabíveis.
XI. Considerações Finais
Apresentar as considerações finais a respeito do trabalho desenvolvido.
8.3. ARQUIVOS ELETRÔNICOS
180. Os arquivos encaminhados devem trazer todas as informações solicitadas neste Submódulo, bem
como aquelas necessárias ao adequado entendimento e caracterização, com o maior nível de
detalhamento possível dos trabalhos realizados.
181. Deverá relacionar e descrever, de forma resumida, o conteúdo, a forma de organização e os demais
detalhes técnicos necessários à completa identificação e caracterização das informações apresentadas e
que possibilitem a adequada utilização dos arquivos encaminhados por meio eletrônico.
182. Deverá ser apresentada uma versão em meio eletrônico nas linguagens Access e Excel,
contemplando, para cada bem, no mínimo, as informações constantes do Anexo II.
183. Também deve ser apresentado o arquivo eletrônico da Base de Dados Geográfica da Distribuidora
– BDGD das informações dos ativos existentes na distribuidora considerando a data-base do laudo,
conforme os critérios estabelecidos pelo PRODIST.
184. Sempre que necessário, deverá ser incluída a memória de cálculo utilizada como, por exemplo, do
JOA, do Almoxarifado de Operação, e das Obrigações Especiais.
185. Deverá ser entregue juntamente com o laudo de avaliação um Sumário Executivo, que contenha
uma descrição sucinta de todo o trabalho realizado e os resultados.
9. ATUALIZAÇÃO METODOLÓGICA E APLICAÇÃO
186. A atualização dos valores do Banco de Preços Referenciais será realizada com periodicidade de 3
(três) anos. Essa atualização poderá contemplar a revisão de módulos, com inclusão e/ou novos

agrupamentos de ativos. Para as novas atualizações deverá ser considerada a média móvel de 5 (cinco)
anos.
187. A revisão metodológica será realizada com periodicidade de 6 (seis) anos.
188. Será considerado na revisão tarifária o regulamento vigente 120 dias antes da data da revisão
tarifária da concessionária, data de entrega do Laudo de Avaliação.
10. ANEXOS
189. A seguir, são apresentados os seguintes anexos:
▪ Anexo I: Resumo da Base de Remuneração;
▪ Anexo II: Informações do Laudo de Avaliação – Arquivo Contábil;
▪ Anexo III: Fórmulas Paramétricas de Atualização;
▪ Anexo IV: Estrutura Modular do Banco de Preços Referenciais;
▪ Anexo V: Banco de Preços Referenciais;

ANEXO I
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL
REVISÃO TARIFÁRIA PERÍODICA
RESUMO DA BASE DE REMUNERAÇÃO
CONCESSIONÁRIA:
CONTRATO DE CONCESSÃO Nº ______________
EMPRESA AVALIADORA:
Íte
Descrição Valores (R$)
m
1 Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
2 Índice de Aproveitamento Integral
3 Obrigações Especiais Bruta
4 Bens Totalmente Depreciados
5 Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
6 Depreciação Acumulada
7 AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
8 Índice de Aproveitamento Depreciado
9 Valor da Base de Remuneração (VBR)
10 Almoxarifado em Operação
11 Obrigações Especiais Líquida
12 Terrenos e Servidões
Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)-
13
(11)+(12)
Local e data
Assinaturas dos Responsáveis pela Concessionária
(A Concessionária deve encaminhar à Superintendência de Fiscalização Econômica – SFF/ANEEL, por meio
de Ofício ou Carta, o laudo de avaliação com seus respectivos anexos e arquivos em meio eletrônico,
devidamente assinado pelo representante legal da concessionária, acompanhado da Declaração de
Independência e da Declaração de Fato Superveniente, conforme Resolução Normativa nº 635/2014 ou
o que vier a sucedê-la,

ANEXO II
Informações do Laudo de Avaliação
CAMPOS DESCRIÇÃO
1 Conta contábil
2 ODI Ordem de Imobilização
3 PEP Número de Projeto
Tipo de Projeto: Especificar quando
4 TP
MCPSE for "caso atípico" e o tipo de obra.
5 TI Tipo de Instalação
– 6 CM Centro Modular
Codificação 7 TUC
8 A1
9 A2
10 A3
11 A4
12 A5
13 A6
14 IdUC
IndicarTUC se TUC = UAR; UAR se a
15 UAR
Informações UAR não é a própria TUC; e COM
Adicionais
16 Número patrimônio
17 Dígito incorporação
18 Descrição contábil do bem
Contábeis 19 Taxa anual de depreciação (%)
20 Qtde. Informar quantidade avaliada
Quantitati
Informar unidade (m, kg, pc, m²,
Informações vos 21 Unidade
etc)
22 Data de Imobilização (dd/mm/aa)
23 Valor Original Contábil – VOC (R$)
24 Valor de Fábrica do VOC (R$)
Informar os valores efetivamente
25 COM Unitário do VOC (R$) contabilizados individualmente em
Contábil
cada projeto.
Informar os valores efetivamente
26 CA sem JOA do VOC (R$) contabilizados individualmente em
Original
cada projeto.
Informar os valores efetivamente
Valor 27 JOA do VOC (R$) contabilizados individualmente em
cada projeto.
28 Depreciação Acumulada (R$)
29 % Depreciação acumulada
30 Valor Residual Contábil (R$)
Valor Original Contábil Atualizado –
31
Atualizado VOCa (R$)
Informar o índice na data-base do
32 Índice IPCA na data-base
laudo de avaliação
VOC Informar o índice na data de
33 Índice IPCA na data de imobilização
imobilização do bem
34 Fator atualização IPCA
35 ODD
Baix Ordem de Desativação
as
36 Data da baixa
37 Descrição técnica do bem
Informações
Física
38 Classe de Tensão

Base 39 Reserva S/N
40 ODI Engenharia

CAMPOS DESCRIÇÃO
de Compras 41 Código do material
Banco
42 Descrição do código do material
43 VNR (R$)
44 % do Índice de Aproveitamento
45 Índice de Aproveitamento (R$)
Avaliação
Valor do Ind. de Não Aprov. Integral
46
- INA (R$)
da 47 VNR Menos INA (R$)
Resultado 48 Depreciação Acumulada (%)
49 Depreciação Acumulada - DA (R$)
50 VMU (R$)
51 Valor do INA depreciado (R$)
52 VBR (R$)
Essencial (BES), Acessório (BAC),
53 Tipo de Bem
Infraestrutura (BIE), BAR
Informar o código do Banco de
54 Código do Módulo Construtivo Preços Referenciais, conforme
Anexo V
Valor de Fábrica Unitário do VNR Inclui o valor do equipamento
55 principal e dos impostos não
(R$)
recuperáveis (VF = Veq + Vicms).
56 VF Total do VNR (R$)
57 Referência Banco de Preços
58 COM Unitário do VNR (R$)
59 COM Total do VNR (R$)
Reposição
60 CA Unitário sem JOA do VNR (R$)
61 CA Total sem JOA do VNR (R$)
de 62 JOA do VNR (%)
Novo
63 JOA do VNR (R$)
Atualizado (A), ou Banco de Preços
Valor Informar como BPC para os ativos
64 Referenciais (BPR) ou Banco de valorados pela média de COM e CA
do Preços da Concessionária (BPC) da própria empresa
Formação
Informar a fórmula paramétrica
65 Fórmula Utilizada para atualização utilizada, conforme numeração do
Anexo III
Informar o índice resultante da
66 Índice na data-base fórmula paramétrica na data-base
do laudo de avaliação
Informar o índice resultante da
67 Índice na data de aquisição fórmula paramétrica na data de
incorporação do bem
68 Fator atualização
69 Doação S/N
70 Incorporação de rede S/N
71 PLpT S/N
72 SE - Nome Informar nome da subestação
73 SE - Bay Informar o bay da subestação
de

Atualização 74 GE - Nome Informar nome da usina
Informações
75 Status Processo Regularização S/N
76 Status de Elegibilidade S/N
Conciliado (CO), Sobra Contábil
77 Status de Conciliação
(/SC), Sobra Física (/SF)
78 Identificador Conjunto Consumidor
Informações
Auxiliares
79 Identificador de linha no Quadro 5
80 Identificador de linha no Quadro 7
81 Controle de abertura contábil

CAMPOS DESCRIÇÃO
82 Controle de numeração física

ANEXO III
Fórmulas Paramétricas de Atualização
(Fórmulas COGE®)
Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
0,3 BAC

Tensão: Tensão: Controle: Potência:
125 BANCO DE CAPACITORES PARALELO N.A. N.A. FCM0008 BANCO DE CAPACITORES 0,3 MO 10
qualquer qualquer qualquer qualquer
0,4 PI
0,3 BAC

Tensão: Tensão: Controle: Potência:
130 BANCO DE CAPACITORES SERIE N.A. N.A. FCM0008 BANCO DE CAPACITORES 0,3 MO 10
qualquer qualquer qualquer qualquer
0,4 PI
0,04 AIS

Cj. Isolador Tensão: Material: ISOLADOR DE PORCELANA COM 0,2 MO
135 BARRAMENTO N.A. N.A. N.A. FCM0304 22
Pedestal qualquer Porcelana FERRAGEM 0,26 PC
0,5 MB
0,3 MO

Cj. Isolador Tensão: Material: ISOLADOR POLIMÉRICO COM
135 BARRAMENTO N.A. N.A. N.A. FCM0306 0,3 RSE 22
Pedestal qualquer Polímero FERRAGEM PARA DISTRIBUIÇÃO
0,4 MB
0,01 AIS
0,09 PC

Cj. Isolador Tensão: Material: ISOLADOR HÍBRIDO COM
135 BARRAMENTO Pedestal qualquer Outro N.A. N.A. N.A. FCM0156 FERRAGEM 0,3 MO 22
0,3 PAF
0,3 RSE
0,04 AIS
0,1 MEQ
Isolament

Chave: Tensão: Corrente: Nº Fases: Controle: CHAVE SECCIONADORA 0,15 BAC
160 CHAVE o: FCM0078 11

Seccionadora qualquer qualquer qualquer qualquer MOTORIZADA 0,2 CU
qualquer
0,21 PC
0,3 MO
0,03 AIS
CHAVE FACA, CHAVE DE

| Chave: | Isolament | 0,17 | PC |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tensão: | Corrente: | Nº Fases: | Controle: | ATERRAMENTO, CHAVE |  |  |
| 160 CHAVE | Seccionadora | o: | FCM0080 | 0,2 | BAC | 11 |
| qualquer | qualquer | qualquer | qualquer | SECCIONADORA MANUAL E |  |  |
| c/ Lâm. Terra | qualquer | 0,3 | MO |  |  |  |

TRIPOLAR BLINDADA
0,3 PMNF

Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
0,05 AIS
0,2 PC
Isolament

Tensão: Corrente: Nº Fases: Controle: 0,05 BAC
160 CHAVE Chave: Fusível o: FCM0288 CHAVE FUSÍVEL 52
qualquer qualquer qualquer qualquer 0,2 MO
qualquer
0,1 PI
0,4 LC
0,05 AIS
Isolament 0,25 PC

Chave: Fusível Tensão: Corrente: Nº Fases: Controle:
160 CHAVE o: FCM0289 CHAVE FUSÍVEL RELIGADORA 0,1 BAC 52
Religadora qualquer qualquer qualquer qualquer
qualquer 0,2 MO
0,4 LC
0,04 AIS
0,1 MEQ
Isolament

Tensão: Corrente: Nº Fases: Controle: CHAVE SECCIONADORA 0,15 BAC
160 CHAVE Chave: Outras o: FCM0078 11
qualquer qualquer qualquer qualquer MOTORIZADA 0,2 CU
qualquer
0,21 PC
0,3 MO
0,1 EPP
0,15 PS
Tensão:

165 COMPENSADOR DE REATIVOS Tipo: Estático N.A. N.A. N.A. N.A. FCM0084 COMPENSADOR ESTÁTICO 0,2 PI 12
qualquer
0,25 PMNF
0,3 MO
Tensão:

165 COMPENSADOR DE REATIVOS Tipo: Rotativo N.A. N.A. N.A. N.A. FCM0149 GERADOR ELÉTRICO 1,00 GTM 27
qualquer
CABO E FIO DE COBRE NU,

Tensão: Material: Bitola: Nº Fases: 0,2 MO
190 CONDUTOR Isolam.: Nu N.A. FCM0058 CORDOALHA, MALHAS FITAS E 7
qualquer Cobre qualquer qualquer 0,8 CU
TRANÇADOS

Tensão: Material: Bitola: Nº Fases: CABO E FIO DE ALUMÍNIO NU SEM 0,17 MO
190 CONDUTOR Isolam.: Nu N.A. FCM0046 7
qualquer (Alumínio) qualquer qualquer ALMA DE AÇO 0,83 AL
0,15 AL

Tensão: Material: Bitola: Nº Fases: CABO DE AÇO ALUMINIZADO NU
190 CONDUTOR Isolam.: Nu N.A. FCM0024 0,2 MO 7
qualquer (Aço) qualquer qualquer TIPO ALUMOWELD
0,65 AT
0,05 RSE
Isolam.: CABO DE COBRE MT, SINGELO OU

Tensão: Material: Bitola: Nº Fases: 0,1 MO
190 CONDUTOR Isolado ou N.A. FCM0038 MÚLTIPLO, ISOLADO EM EPR, COM 9
qualquer Cobre qualquer qualquer 0,35 B
Protegido COBERTURA DE PVC
0,5 CU
0,25 MO

| Material: | Isolam.: | CABO DE ALUMÍNIO ISOLADO DE |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Tensão: | Bitola: | Nº Fases: | 0,3 | B |  |
| 190 CONDUTOR | (Alumínio) | Isolado ou | N.A. | FCM0337 POTÊNCIA PARA TENSÃO DE 15 A 35 | 9 |
| qualquer | qualquer | qualquer | 0,15 | RSE |  |

ou (Aço) Protegido KV
0,3 AL

Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
0,04 AIS

Cj. Cadeia Tensão: Tipo: Material: Comp.: ISOLADOR DE PORCELANA COM 0,2 MO
190 CONDUTOR N.A. FCM0304 22
Isolador qualquer qualquer Porcelana qualquer FERRAGEM 0,26 PC
0,5 MB
0,2 MO

Cj. Cadeia Tensão: Tipo: Material: Comp.: ISOLADOR DE VIDRO COM
190 CONDUTOR N.A. FCM0159 0,3 VD 22
Isolador qualquer qualquer Vidro qualquer FERRAGEM
0,5 PAF
0,3 MO

Cj. Cadeia Tensão: Tipo: Material: Comp.: ISOLADOR POLIMÉRICO COM
190 CONDUTOR N.A. FCM0306 0,3 RSE 22
Isolador qualquer qualquer Polimérica qualquer FERRAGEM PARA DISTRIBUIÇÃO
0,4 MB
0,01 AIS
0,09 PC

Cj. Cadeia Tensão: Tipo: Material: Comp.: ISOLADOR HÍBRIDO COM
190 CONDUTOR N.A. FCM0156 0,3 MO 22
Isolador qualquer qualquer Outro qualquer FERRAGEM
0,3 RSE
0,3 PAF
Rel. 0,05 BAC

Conversor Potência: Conversão: 0,25 ME
195 CONVERSOR DE CORRENTE N.A. N.A. N.A. FCM0227 RETIFICAD0R 38
de Corrente qualquer Cód. da 0,3 MO
Empresa 0,4 PI
Rel. 0,05 BAC

Conversor Potência: Conversão: 0,25 ME
200 CONVERSOR DE FREQUÊNCIA N.A. N.A. N.A. FCM0227 RETIFICAD0R 38
de Frequência qualquer Cód. da 0,3 MO
Empresa 0,4 PI
0,02 PC
0,1 ME
Cap 0,1 PI
Tensão ≥ 69 Tensão ≥ 69 I nominal: Isolamento: Instalação:

210 DISJUNTOR Interrup: FCM0104 DISJUNTOR ACIMA DE 69 KV 0,13 AC 16
kV kV qualquer qualquer interna
qualquer 0,15 PMNF
0,2 BAC
0,3 MO
0,1 ME
Cap

Tensão < 69 Tensão < 69 I nominal: Isolamento: Instalação: 0,25 PMNF
210 DISJUNTOR Interrup: FCM0105 DISJUNTOR ATÉ 69 KV 16

kV kV qualquer qualquer interna 0,3 BAC
qualquer
0,35 MO
0,1 ME
Cap

DISJUNTOR Tensão < 69 Tensão < 69 I nominal: Isolamento: Instalação: 0,25 PMNF
210 Interrup: FCM0105 DISJUNTOR ATÉ 69 KV 16

(Módulo de Manobra em SF6) kV kV qualquer qualquer interna 0,3 BAC
qualquer
0,35 MO

Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
0,25 MNM

Geometria: Mat.: Altura: Carreg.:
255 ESTRUTURA (Poste) Poste N.A. FCM0202 POSTE E ESTRUTURA DE CONCRETO 0,3 MO 31
qualquer Concreto qualquer qualquer
0,45 VAC

Geometria: Mat.: Altura: Carreg.: 0,25 MO
255 ESTRUTURA (Poste) Poste N.A. FCM0203 POSTE E CRUZETA DE MADEIRA 33
qualquer Madeira qualquer qualquer 0,75 MSD
0,05 ZN

Geometria: Altura: Carreg.:
255 ESTRUTURA (Poste) Poste Mat.: Ferro N.A. FCM303 POSTE DE AÇO 0,3 MO 60
qualquer qualquer qualquer
0,65 TDFA
0,05 ZN

Geometria: Altura: Carreg.:
255 ESTRUTURA (Poste) Poste Mat.: Aço N.A. FCM0303 POSTE DE AÇO 0,3 MO 60
qualquer qualquer qualquer
0,65 TDFA
0,2 PQ

Geometria: Mat.: Altura: Carreg.: CRUZETA FIBRA DE VIDRO PARA
255 ESTRUTURA (Poste) Poste N.A. FCM0322 0,4 MO 68
qualquer Compósito qualquer qualquer DISTRIBUIÇÃO
0,4 VD
0,25 MNM

Geometria: Mat.: Altura: Carreg.:
255 ESTRUTURA (Torre) Torre N.A. FCM0202 POSTE E ESTRUTURA DE CONCRETO 0,3 MO 31
qualquer Concreto qualquer qualquer
0,45 VAC

Geometria: Mat.: Altura: Carreg.: 0,25 MO
255 ESTRUTURA (Torre) Torre N.A. FCM0203 POSTE E CRUZETA DE MADEIRA 33
qualquer Madeira qualquer qualquer 0,75 MSD
0,05 ZN

Geometria: Mat.: Altura: Carreg.: ESTRUTURAS E TORRES COM
255 ESTRUTURA (Torre) Torre N.A. FCM0294 0,3 MO 56
qualquer Metálica qualquer qualquer PROJETOS
0,65 RLA
0,15 ME

290 LUMINÁRIA Luminária N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. FCM0169 LUMINÁRIA DE ALUMÍNIO ABERTA 0,35 MO 24
0,5 CTA
0,1 RSE
MEDIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

Eletromecânic Grandeza: Nº Fases: Comunic.: Corte/Relig: Display: 0,15 PS
295 MEDIDOR FCM0184 ELETROMECÂNICO DE 26

o qualquer qualquer qualquer qualquer qualquer 0,35 PMNF
DISTRIBUIÇÃO
0,4 MO
0,15 PMNF

Grandeza: Nº Fases: Comunic.: Corte/Relig: Display: MEDIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA 0,15 RSE
295 MEDIDOR Eletrônico FCM0185 26
qualquer qualquer qualquer qualquer qualquer ELETROELETRÔNICO 0,3 MO
0,4 PI

| Grandeza: | Nº Fases: | Comunic.: Corte/Relig: Display: |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 295 MEDIDOR | Inteligente | FCM0114 EQUIPAMENTO DE INFORMÁTICA | 1,0 | US$ | 18 |
| qualquer | qualquer | qualquer | qualquer | qualquer |  |
| Concentrador Grandeza: | Nº Fases: | Comunic.: Corte/Relig: Display: | EQUIPAMENTO ANALÓGICO E |  |  |

295 MEDIDOR FCM0112 1 PI 18

Comparador qualquer qualquer qualquer qualquer qualquer DIGITAL

Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
0,04 AL
Material:
C. 0,15 PAF

Porcelana Tensão: Elemento:
310 PÁRA-RAIOS Pára-raios Descarga: N.A. FCM0198 PARA-RAIOS DE PORCELANA 0,2 PMNF 30
qualquer qualquer
qualquer 0,26 PC
ou Vidro
0,35 MO
0,1 PAF
C.

Material: Tensão: Elemento: 0,2 PMNF
310 PÁRA-RAIOS Pára-raios Descarga: N.A. FCM0197 PARA-RAIOS POLIMÉRICO 30
Polimérico qualquer qualquer 0,3 RSE
qualquer
0,4 MO

Material: Tensão: FERRAGEM PARA CABO CONDUTOR 0,3 MO
310 PÁRA-RAIOS Centelhador N.A. N.A. N.A. FCM0298 20
qualquer qualquer (SOMENTE ALUMÍNIO) 0,7 AL
0,05 OIL
Reator
0,15 BAC

Resistor Tensão: Corrente: Nº Fases:
325 PROTETOR DE REDE N.A. N.A. FCM0217 REATOR SHUNT 0,15 CU 36
Reator c/ qualquer qualquer qualquer
0,2 FSO
Reat. Var. 0,45 MO
0,05 OIL
0,15 BAC

Regulador Tensão: Potência: Corrente: Nº Fases: REGULADOR DE TENSÃO COM
330 REATOR (OU RESISTOR) N.A. FCM0219 0,15 CU 62
de Tensão qualquer qualquer qualquer qualquer ENROLAMENTO EM COBRE
0,2 FSO
0,45 MO
0,05 OIL
0,15 BAC

Regulador Tensão: Potência: Corrente: Nº Fases: REGULADOR DE TENSÃO COM
340 REGULADOR DE TENSÃO N.A. FCM0219 0,15 CU 62
de Tensão qualquer qualquer qualquer qualquer ENROLAMENTO EM COBRE
0,2 FSO
0,45 MO
0,05 BAC
0,1 PMNF
Cap RELIGADOR TRIFÁSICO

Tensão: Corrente: Nº Fases: Controle: 0,15 RSE
345 RELIGADOR Religador Interrup: FCM0314 ISOLAMENTO SÓLIDO POLIMÉRICO 63
qualquer qualquer qualquer qualquer 0,2 MO
qualquer INSTALAÇÃO POSTE
0,2 CU
0,3 EDE
0,1 BAC

| Transformado | 0,1 | OIL |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| TRANSFORMADOR DE | Vprim < 69 Vsec: | Potência: | Nº Fases: | TRANSFORMADOR DE |  |  |
| 560 | r de | N.A. | FCM0239 | 0,25 | FSO | 40 |
| ATERRAMENTO | kV | qualquer | qualquer | qualquer | ATERRAMENTO ATÉ 34,5 KV |  |

Aterramento 0,25 MO
0,3 CU

560 N.A. FCM0240 40

Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
0,1 BAC

Transformado 0,1 OIL
TRANSFORMADOR DE Vprim ≥ 69 Vsec: Potência: Nº Fases: TRANSFORMADOR DE
r de 0,15 MO

ATERRAMENTO kV qualquer qualquer qualquer ATERRAMENTO A PARTIR DE 69 KV
Aterramento 0,3 CU
0,35 FSO
0,1 BAC
TRANSFORMADOR DE
0,1 OIL

TRANSFORMADOR DE Tipo: Vprim: Vsec: Potência: Nº Fases: Proteção: DISTRIBUIÇÃO E DE SERVIÇOS
565 FCM0264 0,25 FSO 40
DISTRIBUIÇÃO qualquer qualquer qualquer qualquer qualquer qualquer AUXILIARES, EM COBRE, COM ÓLEO
0,25 MO
DO FORNECEDOR
0,3 CU
0,05 PI
0,1 BAC
Com TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA

TRANSFORMADOR DE Tipo: Vprim: Vsec: Potência: Nº Fases: 0,1 OIL
570 Comutad FCM0244 COM COMUTADOR SOB CARGA ATÉ 40

FORÇA qualquer qualquer qualquer qualquer qualquer 0,2 MO
or 800 KV
0,25 FSO
0,3 CU
0,1 BAC

| Sem | TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA | 0,1 | OIL |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| TRANSFORMADOR DE | Tipo: | Vprim: | Vsec: | Potência: | Nº Fases: |
| 570 | Comutad FCM0245 SEM COMUTADOR SOB CARGA ATÉ | 0,25 | FSO | 40 |  |
| FORÇA | qualquer | qualquer | qualquer | qualquer | qualquer |

or 800 KV 0,25 MO
0,3 CU
Rel. 0,1 PS

TRANSFORMADOR DE TC, TP, TPC, Tensão ≤ 69 Rel. Transf.: Corrente/T Exatidão: Local: TC, TP E TPC A ÓLEO ATÉ 69 KV 0,25 FSO
575 FCM0233 41

MEDIDA TPI e TD kV qualquer ensão: qualquer qualquer SEM FORNECIMENTO DE ÓLEO 0,3 CU
qualquer 0,35 MO
0,05 OIL
Rel. TRANSFORMADOR DE CORRENTE E 0,15 AC

TRANSFORMADOR DE TC, TP, TPC, Tensão > Rel. Transf.: Corrente/T Exatidão: Local: POTENCIAL, ACIMA DE 69 kV, COM 0,2 FSO
575 FCM0315 41

MEDIDA TPI e TD 69kV qualquer ensão: qualquer qualquer COMPONENTES EM COBRE E 0,1 AL
qualquer FORNECIMENTO DE ÓLEO 0,15 CU
0,35 MO
Rel.
Cj. de

TRANSFORMADOR DE Tensão ≤ Rel. Transf.: Corrente/T Exatidão: Local: CONJUNTO DE MEDIÇÃO ATÉ 34,5 0,5 MO
575 Medição FCM0093 41
MEDIDA 34,5 kV qualquer ensão: qualquer qualquer KV 0,5 MB
(TP e TC)
qualquer
Cj. de 0,03 AIS

TRANSFORMADOR DE Tensão > Rel. Transf.: Rel. Exatidão: Local: CONJUNTO DE MEDIÇÃO ACIMA DE
575 Medição FCM0092 0,1 BAC 41
MEDIDA 34,5 kV qualquer Corrente/T qualquer qualquer 34,5 KV ATÉ 230 KV
(TP e TC) 0,1 CU

Codificação MCPSE
Fórmulas Paramétricas
TUC Características Técnicas
Nº Indicado Famíli

Cód. Descrição A1 A2 A3 A4 A5 A6 Descrição do Material Peso
Fórmula r a
ensão: 0,1 FSO
qualquer 0,17 PC
0,5 MO
0,1 BAC
TRANSFORMADOR DE
0,1 OIL

TRANSFORMADOR DE SERVIÇOS Vprim: Vsec: Potência: Nº Fases: DISTRIBUIÇÃO E DE SERVIÇOS
580 Tipo: TSA N.A. FCM0264 0,25 FSO 40
AUXILIARES qualquer qualquer qualquer qualquer AUXILIARES, EM COBRE, COM ÓLEO
0,25 MO
DO FORNECEDOR
0,3 CU
Relação dos Índices Econômicos
SIGLA DESCRIÇÃO
AAC Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos siderúrgicos - Arames de aço ao carbono
AC Produtos industriais - Metalurgia básica - Produtos da metalurgia dos não-ferrosos - Alumina Calcinada
AI Produtos industriais - Minerais não-metálicos - Areias / inclusive industriais (DESATIVADA - substituída por AIS)
AIS Índice Nacional de Custo da Construção - Areia lavada
AT Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos de metal - Produtos diversos de metal - Artefatos de trefilados
B Produtos industriais - Indústria de transformação - Artigos de borracha e de material plástico - Artigos de borracha
BAC Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos siderúrgicos - Bobinas a frio de aço ao carbono
BAL Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos siderúrgicos - Barras de aço ligado, inclusive inoxidável
BH Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas e equipamentos - Motores, bombas e compressores - Bombas hidráulicas
CAG Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas e equipamentos - Motores, bombas e compressores - Compressores de ar ou gás
COU Produtos industriais - Indústria de transformação - Couros e calçados - Curtimento e preparações do couro
CTA Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos da metalurgia dos não-ferrosos - Chapas e tiras de alumínio
EDE Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas, aparelhos e materiais elétricos - Equipamentos para distribuição e controle de energia elétrica
EPP Produtos industriais - Indústria de transformação - Celulose, papel e produtos de papel - Embalagem de papel ou papelão
FSO Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Ferro-gusa e ferro-ligas - Ferrossilício
GI Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos químicos - Produtos químicos inorgânicos - Gases industriais
GTM Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas, aparelhos e materiais elétricos - Geradores, transformadores e motores elétricos
IEX Produtos industriais - Indústria extrativa
IGPM Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M)
LAM Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas, aparelhos e materiais elétricos - Lâmpadas

LC Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos da metalurgia dos não-ferrosos - Barras, perfis e vergalhões de cobre e de ligas de cobre
MB Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica
MDE Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas e equipamentos - Motores, bombas e compressores - Motores a diesel, exceto para veículos rodoviários
ME Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas, aparelhos e materiais elétricos
Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas e equipamentos - Máquinas e equipamentos de uso geral -
MEC
Máquinas e equipamentos para transporte e elevação de carga
MED Medicamentos em geral
MEQ Produtos industriais - Indústria de transformação - Máquinas e equipamentos
MNF Produtos industriais - Indústria extrativa - Minerais metálicos - Minerais metálicos não-ferrosos
MNM Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos de minerais não-metálicos
MSD Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos de madeira - Desdobramento de madeira - Madeira serrada e desdobrada
PAF Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Artefatos e peças de ferro fundido
PAP Produtos industriais - Indústria de transformação - Celulose, papel e produtos de papel - Papel, papelão liso, cartolina e cartão
PC Produtos industriais - Produtos de minerais não-metálicos - Produtos cerâmicos
PDP Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos derivados do petróleo e álcool - Produtos derivados do petróleo
PEAD Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos químicos - Resinas e elastômeros - Polietileno de alta densidade (pead)
PI Produtos industriais
PMNF Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos da metalurgia dos não-ferrosos
PQ Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos químicos
PS Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos siderúrgicos
RLA Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos siderúrgicos - Relaminados de aço
RSE Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos químicos - Resinas e elastômeros
RT Produtos industriais - Produtos químicos - Resinas e elastômeros - Resinas termofixas
TDFA Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Tubos de ferro e aço
TEA Tecidos de algodão
TFA Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos têxteis - Tecidos - Tecidos de fios artificiais e sintéticos
TIMP Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos químicos - Tintas, vernizes, esmaltes, lacas e produtos afins - Tintas de impressão
TVE Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos químicos - Tintas, vernizes, esmaltes, lacas e produtos afins
US$ Dólar Comercial Média Mensal - Cotação de Venda - PTAX (Valores convertidos para R$)
VAC Produtos industriais - Indústria de transformação - Metalurgia básica - Produtos siderúrgicos - Vergalhões de aço ao carbono
VD Produtos industriais - Indústria de transformação - Produtos de minerais não-metálicos - Vidro e produtos de vidro
VEI Produtos industriais - Indústria de transformação - Veículos automotores, reboques, carrocerias e autopeças - Automóveis, camionetas e utilitários
AL Alumínio - LME
CU Cobre - LME
MO Mão de obra - ABDIB
OIL Óleo isolante - ABINEE
PB Chumbo - LME
ZN Zinco - LME

Relação das Famílias de Materiais
Família de Materiais
1 Acessório para Grupo Gerador/Turbina
2 Baterias de Acumuladores
3 Bobinas de Bloqueio
4 Bombas Hidráulicas
5 Buchas para equipamentos
6 Cabos de Controle e Telefônicos
7 Cabos de Linha de Transmissão
8 Cabos Ópticos
9 Cabos Isolados de Potência para Tensão de 15a 25 KV
10 Capacitores
11 Chaves Seccionadora e de Aterramento
12 Compensador Estático
13 Compressor de Ar
14 Conectores e acessórios
15 Cubículos e Painéis
16 Disjuntores
17 Eletrodutos e Materiais em PVC
18 Equipamentos e Instrumentos Eletrônicos e Eletrônicos
Digitais
19 Estação Anti-incêndio
20 Ferragens de Linhas de Transmissão e Distribuição
21 Grupo Diesel Gerador
22 Isoladores
23 Lâmpadas
24 Luminárias
25 Malha de Terra
26 Medidores de Energia Elétrica

Família de Materiais
27 Motores e Geradores Elétricos
28 Óleos Minerais Isolante e Lubrificante
29 Outros
30 Para-raios
31 Postes e Estruturas de Concreto
32 Produtos de Borracha
33 Produtos de Madeira
34 Produtos Químicos
35 Radiadores
36 Reatores
37 Relés
38 Retificador (Carregador)
40 Transformadores
41 Transformador para Instrumentos
42 Tubos, Chapas e Barras Metálicos
43 Válvulas
44 Ventilador para Transformador
45 Ferramentas
46 Acessórios para cabos
47 Ferragens para linha de distribuição
48 EPI e EPC
49 Suportes / Bandejas
50 Equipamentos de manobra
51 Caixas de derivação
52 Chave fusível
53 Chave de aferição
54 Caixa de medidores
55 Elo Fusível
56 Estruturas metálicas

Família de Materiais
57 Fitas isolantes
58 Impressos
59 Mobiliário
60 Postes metálicos
61 Reator para iluminação
62 Regulador de tensão
63 Religador
64 Turbinas
65 Veículos
66 Uniformes
67 Fitas / arames para amarração
68 Cruzetas
69 Padrão de Medição
70 Tampas e Aros de Ferro Fundido
71 Selos de Segurança e Lacres
72 Dutos Elétricos Subterrâneos

ANEXO IV
Estrutura Modular do Banco de Preços Referenciais

| TIPOLOGIA | Rede de Distribuição | Sistema de Medição | Linha de Distribuição | Subestação de Distribuição Subestação de |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Aérea | Subterrânea | Aérea | Subterrânea | Rede Básica |  |  |  |  |  |  |  |
| urbana | rural | ou | urbana | rural | urbana | rural | ou | urbana | rural | ou DIT |  |
| RAU | RAR | Submersa | SMU | SMR | LAU | LAR | Submersa | SDU | SDR | SRB |  |
| TI | 40 | 41 | 42 a 44 | 93 | 96 | 35 a 39 | 55 a 59 | 65 a 69 | 30 a 34 | 50 a 54 | 20 a 23 |

Condutor

190 CDR1XX CDR4XX CDL2XX CDL3XX
Caso

Poste PST1XX PST3XX
Atípico
Estrutura
255
Caso Caso Caso
Torre
ESSENCIAL

Atípico Atípico Atípico
O
Caso Caso
L Medidor
C U 295 MRD4XX
U
D Atípico Atípico
T Ó
M Distrib
565 TRD1XX
Trafo
Força
570 TRF3XX
Trafo
ACESSÓRIA

diversos (cód)1XX (cód)4XX (cód)2XX (cód)3XX (cód)3XX
TUCs

ANEXO V
Banco de Preços Referenciais (Data-base 01/01/2021)

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |
| 30 a 34 | SDU | BCS301 Banco de Capacitores Paralelos_Q ≤ 1.800 kVAr | A | 125 | 2.368,40 | 6.520,01 | 3.115,03 |
| 8.780,65 | 2.223,08 | 8.014,98 | 1.914,81 | 4.275,98 |  |  |  |

Banco de Capacitores Paralelos_Q > 1.800 kVAr até 10.000

30 a 34 SDU BCS302 A 125 7.554,77 26.400,07 9.936,38
kVAr 35.553,63 7.091,22 32.453,34 6.107,90 17.313,81
Banco de Capacitores Paralelos_Q > 10.000 kVAr até 21.000

30 a 34 SDU BCS303 A 125 7.173,16 53.137,13 9.434,47
kVAr 71.561,11 6.733,02 65.320,95 5.799,38 34.848,62
Banco de Capacitores Paralelos_Q > 21.000 kVAr até 36.000

| 30 a 34 | SDU | BCS304 | A | 125 | 6.791,55 | 107.568,58 | 79.874,19 | 8.932,55 |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| kVAr | 6.374,82 | 98.188,56 | 5.490,85 | 52.383,44 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | BCS305 Banco de Capacitores Paralelos_Q > 36.000 kVAr | A | 125 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | BCS306 Banco de Capacitores Paralelos_Q ≤ 1.800 kVAr | A | 125 | 2.368,40 | 6.980,16 | 3.115,03 |  |  |  |  |  |
| 9.400,36 | 2.223,08 | 8.580,65 | 1.914,81 | 4.577,76 |  |  |  |  |  |  |  |  |

Banco de Capacitores Paralelos_Q > 1.800 kVAr até 10.000

50 a 54 SDR BCS307 A 125 7.554,77 28.263,29 9.936,38
kVAr 38.062,88 7.091,22 34.743,79 6.107,90 18.535,75
Banco de Capacitores Paralelos_Q > 10.000 kVAr até 21.000

50 a 54 SDR BCS308 A 125 7.173,16 56.887,36 9.434,47
kVAr 76.611,64 6.733,02 69.931,08 5.799,38 37.308,11
Banco de Capacitores Paralelos_Q > 21.000 kVAr até 36.000

| 50 a 54 | SDR | BCS309 | A | 125 | 6.791,55 | 115.160,39 | 105.118,37 | 85.511,43 | 8.932,55 |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| kVAr | 6.374,82 | 5.490,85 | 56.080,48 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | BCS310 Banco de Capacitores Paralelos_Q > 36.000 kVAr | A | 125 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 30 a 34 | SDU | CHS301 Chave_Polifásica_ I nom ≥ 800A | A | 160 | 3.510,70 | 14.918,83 | 4.617,43 |  |  |  |  |  |
| 20.091,56 | 3.295,29 | 18.339,57 | 2.838,34 | 9.784,13 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CHS302 Chave_Polifásica_ I nom < 800A | A | 160 | 2.807,80 | 8.501,51 | 3.692,95 |  |  |  |  |  |
| 11.449,19 | 2.635,52 | 10.450,82 | 2.270,06 | 5.575,50 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CHS303 Chave_Monofásica_ I nom ≥ 800A | A | 160 | 595,52 | 558,98 | 481,47 | 1.865,68 | 783,25 |  |  |  |
| 2.512,55 | 2.293,46 | 1.223,56 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CHS304 Chave_Monofásica_ I nom < 800A | A | 160 | 291,89 | 273,98 | 235,99 | 1.477,74 | 383,91 | 969,14 |  |  |

1.990,11 1.816,57

| 30 a 34 | SDU | CCO301 Conversor de Corrente | A | 195 | 3.914,27 | 5.095,88 | 5.148,22 |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 6.862,74 | 3.674,09 | 6.264,31 | 3.164,62 | 3.342,00 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CFR301 Conversor de Frequência | A | 200 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | CHS305 Chave_Polifásica_ I nom ≥ 800A | A | 160 | 2.212,75 | 15.201,68 | 2.910,31 |  |  |  |  |  |
| 20.472,48 | 2.076,98 | 18.687,27 | 1.788,97 | 9.969,63 |  |  |  |  |  |  |  |  |

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | CHS306 Chave_Polifásica_ I nom < 800A | A | 160 | 1.981,18 | 9.297,11 | 2.605,74 |  |  |  |
| 12.520,65 | 1.859,62 | 11.428,85 | 1.601,75 | 6.097,27 |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | CHS307 Chave_Monofásica_ I nom ≥ 800A | A | 160 | 315,52 | 296,16 | 255,09 | 1.439,84 | 414,99 | 944,28 |

1.939,07 1.769,98

| 50 a 54 | SDR | CHS308 Chave_Monofásica_ I nom < 800A | A | 160 | 421,44 | 395,58 | 340,72 | 4.027,72 | 554,29 |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 5.424,24 | 4.951,24 | 2.641,48 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | CCO302 Conversor de Corrente | A | 195 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | CFR302 Conversor de Frequência | A | 200 | - | - | - | - | - | - | - | - |

Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção ≥ 31,5

30 a 34 SDU DSJ301 A 210 9.742,37 40.520,48 12.813,61
kA_Instalação Interna 54.569,95 9.144,59 49.811,43 7.876,54 26.574,32
Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção < 31,5

30 a 34 SDU DSJ302 A 210 - - - - - - - -
kA_Instalação Interna

30 a 34 SDU DSJ303 Disjuntor_Tensão < 69 kV_Instalação Interna A 210 4.018,81 23.426,88 5.285,72
31.549,56 3.772,22 28.798,43 3.249,14 15.363,91
Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção ≥ 31,5

30 a 34 SDU DSJ304 A 210 9.742,37 40.520,48 12.813,61
kA_Instalação Externa 54.569,95 9.144,59 49.811,43 7.876,54 26.574,32
Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção < 31,5

| 30 a 34 | SDU | DSJ305 | A | 210 | 6.006,55 | 20.919,08 | 7.900,09 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| kA_Instalação Externa | 28.172,25 | 5.638,00 | 25.715,62 | 4.856,20 | 13.719,24 |  |  |
| 30 a 34 | SDU | DSJ306 Disjuntor_Tensão < 69 kV_Instalação Externa | A | 210 | 6.456,70 | 30.046,88 | 8.492,15 |
| 40.464,89 | 6.060,52 | 36.936,34 | 5.220,13 | 19.705,48 |  |  |  |

Disjuntor em Módulo de Manobra em SF6_Tensão ≥ 69

30 a 34 SDU DSJ307 A 210 9.900,22 40.520,48 13.021,22
kV_Cap Interrupção ≥ 31,5 kA_Instalação Externa 54.569,95 9.292,75 49.811,43 8.004,16 26.574,32
50 a 54 Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção ≥ 31,5

SDR DSJ308 A 210 - - - - - - - -
20 a 23 kA_Instalação Interna
50 a 54 Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção < 31,5

SDR DSJ309 A 210 - - - - - - - -
20 a 23 kA_Instalação Interna
50 a 54

SDR DSJ310 Disjuntor_Tensão < 69 kV_Instalação Interna A 210 - - - - - - - -
20 a 23
50 a 54 Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção ≥ 31,5

SDR DSJ311 A 210 4.074,99 21.619,03 5.359,61
20 a 23 kA_Instalação Externa 29.114,88 3.824,95 26.576,06 3.294,56 14.178,28
50 a 54 Disjuntor_Tensão ≥ 69 kV_Capacidade Interrupção < 31,5

SDR DSJ312 A 210 3.529,65 19.711,19 4.642,36
20 a 23 kA_Instalação Externa 26.545,56 3.313,08 24.230,78 2.853,66 12.927,08
50 a 54

SDR DSJ313 Disjuntor_Tensão < 69 kV_Instalação Externa A 210 4.098,89 25.756,61 5.391,05
20 a 23 34.687,07 3.847,39 31.662,35 3.313,88 16.891,81
50 a 54 Disjuntor em Módulo de Manobra em SF6_Tensão ≥ 69

SDR DSJ314 A 210 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Cap Interrupção ≥ 31,5 kA_Instalação Externa

30 a 34 SDU LUM301 Luminária A 290 76,17 304,47 277,92 226,08 100,18 148,27
71,50 61,58

30 a 34 SDU PRS301 Pára-raios_Tensão ≥ 69 kV A 310 986,82 926,27 797,83 3.586,04 1.297,91
4.829,41 4.408,28 2.351,81

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | PRS302 Pára-raios_Tensão < 69 kV | A | 310 | 268,74 | 252,25 | 217,27 | 1.098,21 | 353,45 | 720,23 |

1.478,99 1.350,02

30 a 34 SDU PRR301 Protetor de Rede A 325 - - - - - - - -
30 a 34 SDU REA301 Reator (ou Resistor)_Tensão ≥ 69 kV_Polifásico A 330 36.739,22 321.071,65 293.074,11 238.409,21 48.321,09 156.354,55
34.484,94 29.703,03

| 30 a 34 | SDU | REA302 Reator (ou Resistor)_Tensão ≥ 69 kV_Monofásico | A | 330 | 2.766,36 | 11.410,89 | 3.638,44 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 15.367,34 | 2.596,62 | 14.027,30 | 2.236,55 | 7.483,54 |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | REA303 Reator (ou Resistor)_Tensão < 69 kV_Polifásico | A | 330 | 9.418,54 | 21.635,82 | 12.387,69 |  |  |
| 29.137,51 | 8.840,63 | 26.596,71 | 7.614,73 | 14.189,30 |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | REA304 Reator (ou Resistor)_Tensão < 69 kV_Monofásico | A | 330 | 1.398,98 | 4.434,61 | 1.840,01 |  |  |
| 5.972,20 | 1.313,14 | 5.451,42 | 1.131,05 | 2.908,33 |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | RGS301 Regulador de Tensão_S ≥ 1 MVA_Polifásico | A | 340 | 52.592,17 280.844,59 | 256.354,85 | 208.538,92 | 69.171,61 | 136.764,89 |

49.365,16 42.519,86

| 30 a 34 | SDU | RGS302 Regulador de Tensão_S < 1 MVA_Polifásico | A | 340 | 21.587,25 124.374,68 | 113.529,17 | 92.353,43 | 28.392,53 |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 20.262,68 | 17.452,92 | 60.567,63 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | RGS303 Regulador de Tensão_S ≥ 500 kVA_Monofásico | A | 340 | 7.745,29 | 13.141,00 | 10.186,96 |  |  |  |  |  |
| 17.697,32 | 7.270,05 | 16.154,11 | 6.261,93 | 8.618,19 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | RGS304 Regulador de Tensão_S < 500 kVA_Monofásico | A | 340 | 3.117,20 | 19.641,81 | 4.099,89 |  |  |  |  |  |
| 26.452,11 | 2.925,94 | 24.145,48 | 2.520,21 | 12.881,57 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | RLS301 Religador_Capacidade Interrupção ≥ 31,5 kA | A | 345 | 9.421,03 | 32.445,30 | 12.390,97 |  |  |  |  |  |
| 43.694,90 | 8.842,97 | 39.884,69 | 7.616,74 | 21.278,42 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | RLS302 Religador_Capacidade Interrupção < 31,5 kA | A | 345 | 5.231,84 | 21.772,77 | 6.881,15 |  |  |  |  |  |
| 29.321,93 | 4.910,82 | 26.765,05 | 4.229,85 | 14.279,11 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | TRA301 Transformador de Aterramento | A | 560 | 13.650,46 | 44.492,76 | 17.953,70 |  |  |  |  |  |
| 59.919,51 | 12.812,88 | 54.694,51 | 11.036,16 | 29.179,43 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | TSA301 Transformador de Serviços Auxiliares_S ≥ 150 kVA | A | 580 | 5.373,48 | 27.368,49 | 7.067,45 |  |  |  |  |  |
| 36.857,84 | 5.043,77 | 33.643,82 | 4.344,37 | 17.948,92 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | TSA302 Transformador de Serviços Auxiliares_S < 150 kVA | A | 580 | 2.893,12 | 9.389,14 | 3.805,16 |  |  |  |  |  |
| 12.644,58 | 2.715,60 | 11.541,97 | 2.339,04 | 6.157,62 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | LUM311 Luminária | A | 290 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | PRS303 Pára-raios_Tensão ≥ 69 kV | A | 310 | 738,33 | 693,03 | 596,93 | 4.705,89 | 971,09 |  |  |  |
| 6.337,53 | 5.784,90 | 3.086,23 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | PRS304 Pára-raios_Tensão < 69 kV | A | 310 | 702,14 | 659,05 | 567,67 | 3.298,08 | 923,48 |  |  |  |
| 4.441,61 | 4.054,30 | 2.162,96 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | PRR302 Protetor de Rede | A | 325 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | REA305 Reator (ou Resistor)_Tensão ≥ 69 kV_Polifásico | A | 330 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | REA306 Reator (ou Resistor)_Tensão ≥ 69 kV_Monofásico | A | 330 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | REA307 Reator (ou Resistor)_Tensão < 69 kV_Polifásico | A | 330 | - | - | - | - | - | - | - | - |

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | REA308 Reator (ou Resistor)_Tensão < 69 kV_Monofásico | A | 330 | 937,29 | 879,78 | 757,78 | 7.369,80 | 1.232,77 |  |  |  |
| 9.925,09 | 9.059,62 | 4.833,29 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | RGS305 Regulador de Tensão_S ≥ 1 MVA_Polifásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | RGS306 Regulador de Tensão_S < 1 MVA_Polifásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | RGS307 Regulador de Tensão_S ≥ 500 kVA_Monofásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | RGS308 Regulador de Tensão_S < 500 kVA_Monofásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | RLS303 Religador_Capacidade Interrupção ≥ 31,5 kA | A | 345 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 50 a 54 | SDR | RLS304 Religador_Capacidade Interrupção < 31,5 kA | A | 345 | 3.036,31 | 30.569,87 | 3.993,50 |  |  |  |  |  |
| 41.169,20 | 2.850,01 | 37.579,24 | 2.454,81 | 20.048,46 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | TRA302 Transformador de Aterramento | A | 560 | 6.745,11 | 45.223,43 | 8.871,48 |  |  |  |  |  |
| 60.903,52 | 6.331,24 | 55.592,71 | 5.453,31 | 29.658,62 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | TSA303 Transformador de Serviços Auxiliares_S ≥ 150 kVA | A | 580 | 2.118,10 | 14.460,06 | 2.785,82 |  |  |  |  |  |
| 19.473,72 | 1.988,14 | 17.775,60 | 1.712,45 | 9.483,26 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | TSA304 Transformador de Serviços Auxiliares_S < 150 kVA | A | 580 | 2.019,93 | 5.754,46 | 2.656,71 |  |  |  |  |  |
| 7.749,67 | 1.895,99 | 7.073,90 | 1.633,08 | 3.773,91 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CDL301 Condutor de Subestação Urbana_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 25,45 | 13,55 |  |  |  |  |  |
| 34,27 | 9,67 | 31,28 | 8,33 | 16,69 |  |  |  |  |  |  |  |  |

Condutor de Subestação

| 30 a 34 | SDU | CDL302 | E | 190 | 4,69 | 25,45 | 6,17 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Urbana_Nu_Monofásico_(Alumínio) | 34,27 | 4,41 | 31,28 | 3,80 | 16,69 |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CDL303 Condutor de Subestação Urbana_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 25,45 | 6,17 |
| 34,27 | 4,41 | 31,28 | 3,80 | 16,69 |  |  |  |

Condutor de Subestação Urbana_Isolado ou

30 a 34 SDU CDL304 E 190 3,10 9,09 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 12,24 2,91 11,17 2,50 5,96
Condutor de Subestação Urbana_Isolado ou

30 a 34 SDU CDL305 E 190 2,07 9,09 2,72
Protegido_Monofásico_(Alumínio) 12,24 1,94 11,17 1,67 5,96
Condutor de Subestação Urbana_Isolado ou

| 30 a 34 | SDU | CDL306 | E | 190 | 2,07 | 9,09 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 12,24 | 1,94 | 11,17 | 1,67 | 5,96 |  |  |
| 30 a 34 | SDU | CDL307 Condutor de Subestação Urbana_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 20,81 | 13,55 |
| 28,02 | 9,67 | 25,58 | 8,33 | 13,65 |  |  |  |

Condutor de Subestação Urbana_Nu_Polifásico_(Alumínio)

30 a 34 SDU CDL308 E 190 4,69 20,81 6,17
ou (Aço) 28,02 4,41 25,58 3,80 13,65
Condutor de Subestação Urbana_Isolado ou

30 a 34 SDU CDL309 E 190 3,10 8,60 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 11,58 2,91 10,57 2,50 5,64
Condutor de Subestação Urbana_Isolado ou

| 30 a 34 | SDU | CDL310 | E | 190 | 2,07 | 8,60 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Polifásico(Alumínio) ou (Aço) | 11,58 | 1,94 | 10,57 | 1,67 | 5,64 |  |  |
| 50 a 54 | SDR | CDL311 Condutor de Subestação Rural_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 27,45 | 13,55 |
| 36,97 | 9,67 | 33,75 | 8,33 | 18,00 |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | CDL312 Condutor de Subestação Rural_Nu_Monofásico_(Alumínio) | E | 190 | 4,69 | 27,45 | 6,17 |
| 36,97 | 4,41 | 33,75 | 3,80 | 18,00 |  |  |  |

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |
| 50 a 54 | SDR | CDL313 Condutor de Subestação Rural_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 27,45 | 6,17 |
| 36,97 | 4,41 | 33,75 | 3,80 | 18,00 |  |  |  |

Condutor de Subestação Rural_Isolado ou

50 a 54 SDR CDL314 E 190 3,10 10,96 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 14,77 2,91 13,48 2,50 7,19
Condutor de Subestação Rural_Isolado ou

50 a 54 SDR CDL315 E 190 2,07 10,96 2,72
Protegido_Monofásico_(Alumínio) 14,77 1,94 13,48 1,67 7,19
Condutor de Subestação Rural_Isolado ou

50 a 54 SDR CDL316 E 190 2,07 10,96 2,72
Protegido_Monofásico_(Aço) 14,77 1,94 13,48 1,67 7,19
50 a 54 SDR CDL317 Condutor de Subestação Rural_Nu_Polifásico_Cobre E 190 - - - - - - - -
Condutor de Subestação Rural_Nu_Polifásico_(Alumínio) ou

50 a 54 SDR CDL318 E 190 - - - - - - - -
(Aço)
Condutor de Subestação Rural_Isolado ou

50 a 54 SDR CDL319 E 190 3,10 9,28 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 12,50 2,91 11,41 2,50 6,09
Condutor de Subestação Rural_Isolado ou

50 a 54 SDR CDL320 E 190 2,07 9,28 2,72
Protegido_Polifásico(Alumínio) ou (Aço) 12,50 1,94 11,41 1,67 6,09
30 a 34 SDU PST301 Poste de Subestação Urbana_Concreto_até 200 daN E 255 155,07 145,56 125,37 832,65 203,96 546,07
1.121,35 1.023,57
Poste de Subestação Urbana_Concreto_superior a 200 daN

30 a 34 SDU PST302 E 255 245,03 230,00 198,10 1.087,86 322,28 713,44
até 400 daN 1.465,05 1.337,29
Poste de Subestação Urbana_Concreto_superior a 400 daN

30 a 34 SDU PST303 E 255 413,75 388,36 334,51 1.498,94 544,18 983,04
até 850 daN 2.018,66 1.842,64
Poste de Subestação Urbana_Concreto_superior a 850

30 a 34 SDU PST304 E 255 613,98 576,31 496,39 2.171,59 807,54
daN_altura ≤ 13m 2.924,54 2.669,52 1.424,18
Poste de Subestação Urbana_Concreto_superior a 850

30 a 34 SDU PST305 E 255 972,78 913,10 786,48 3.221,76 1.279,45
daN_altura > 13m 4.338,83 3.960,48 2.112,91
30 a 34 SDU PST306 Poste de Subestação Urbana_Madeira_Leve a Médio E 255 201,63 189,26 163,02 1.295,96 265,20 849,92
1.745,30 1.593,11
Poste de Subestação Urbana_Madeira_Pesado a Extra

| 30 a 34 | SDU | PST307 | E | 255 | 201,63 | 189,26 | 163,02 | 1.876,60 | 265,20 |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Pesado | 2.527,26 | 2.306,88 | 1.230,72 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | PST308 Poste de Subestação Urbana_Ferro ou Aço | E | 255 | 121,90 | 114,42 | 840,44 | 160,33 | 551,18 |  |  |  |
| 1.131,85 | 1.033,15 | 98,55 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | PST309 Poste de Subestação Urbana_em Compósito | E | 255 | 458,98 | 430,82 | 371,08 | 1.906,56 | 603,67 |  |  |  |
| 2.567,61 | 2.343,71 | 1.250,37 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 50 a 54 | SDR | PST310 Poste de Subestação Rural_Concreto_até 200 daN | E | 255 | - | - | - | - | - | - | - | - |

Poste de Subestação Rural_Concreto_superior a 200 daN até

50 a 54 SDR PST311 E 255 - - - - - - - -
400 daN
Poste de Subestação Rural_Concreto_superior a 400 daN até

50 a 54 SDR PST312 E 255 413,75 388,36 334,51 4.058,32 544,18
850 daN 5.465,44 4.988,85 2.661,54
Poste de Subestação Rural_Concreto_superior a 850

50 a 54 SDR PST313 E 255 - - - - - - - -
daN_altura ≤ 13m

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Poste de Subestação Rural_Concreto_superior a 850

50 a 54 SDR PST314 E 255 - - - - - - - -
daN_altura > 13m

50 a 54 SDR PST315 Poste de Subestação Rural_Madeira_Leve a Médio E 255 201,63 189,26 163,02 862,19 265,20 565,44
1.161,13 1.059,88

50 a 54 SDR PST316 Poste de Subestação Rural_Madeira_Pesado a Extra Pesado E 255 201,63 189,26 163,02 1.921,05 265,20
2.587,12 2.361,52 1.259,87
50 a 54 SDR PST317 Poste de Subestação Rural_Ferro ou Aço E 255 121,90 647,11 114,42 590,68 480,51 160,33 315,13
98,55

| 50 a 54 | SDR | PST318 Poste de Subestação Rural_em Compósito | E | 255 | 458,98 | 430,82 | 371,08 | 6.569,55 | 603,67 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 8.847,38 | 8.075,88 | 4.308,47 |  |  |  |  |  |  |  |
| 30 a 34 | SDU | TRF301 Transformador/Auto-transformador de Força_S ≤ 5 MVA | E | 570 | 36.273,13 146.222,67 | 133.472,01 | 108.576,49 | 47.708,07 |  |
| 34.047,44 | 29.326,20 | 71.207,10 |  |  |  |  |  |  |  |

Transformador/Auto-transformador de Força_5 < S ≤ 10

30 a 34 SDU TRF302 E 570 36.273,13 146.222,67 133.472,01 108.576,49 47.708,07
MVA 34.047,44 29.326,20 71.207,10
Transformador/Auto-transformador de Força_10 < S ≤ 18,75

30 a 34 SDU TRF303 E 570 53.212,28 425.154,50 388.080,90 315.695,11 69.987,20 207.040,52
MVA 49.947,22 43.021,21
Transformador/Auto-transformador de Força_18,75 < S ≤ 33

30 a 34 SDU TRF304 E 570 118.881,25 425.154,50 111.586,81 388.080,90 315.695,11 156.358,03 207.040,52
MVA 96.113,45

30 a 34 SDU TRF305 Transformador/Auto-transformador de Força_S > 33 MVA E 570 - - - - - - - -
50 a 54 SDR TRF306 Transformador/Auto-transformador de Força_S ≤ 5 MVA E 570 - - - - - - - -
Transformador/Auto-transformador de Força_5 < S ≤ 10

50 a 54 SDR TRF307 E 570 - - - - - - - -
MVA
Transformador/Auto-transformador de Força_10 < S ≤ 18,75

50 a 54 SDR TRF308 E 570 - - - - - - - -
MVA
Transformador/Auto-transformador de Força_18,75 < S ≤ 33

50 a 54 SDR TRF309 E 570 - - - - - - - -
MVA

50 a 54 SDR TRF310 Transformador/Auto-transformador de Força_S > 33 MVA E 570 - - - - - - - -
Transformador de Corrente_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS301 A 575 1.798,69 6.257,39 2.365,71
Interna 8.426,99 1.688,32 7.692,15 1.454,21 4.103,75
Transformador de Corrente_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS302 A 575 297,91 279,63 240,85 1.174,87 391,82 770,51
Interna 1.582,23 1.444,26
Transformador de Potencial_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS303 A 575 - - - - - - - -
Interna
Transformador de Potencial_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS304 A 575 189,12 177,52 152,90 1.174,97 248,74 770,57
Interna 1.582,36 1.444,38
Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão ≥ 69

30 a 34 SDU TMS305 A 575 - - - - - - - -
kV_Instalação Interna
Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão < 69

30 a 34 SDU TMS306 A 575 - - - - - - - -
kV_Instalação Interna

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Transformador de Potencial Indutivo_Tensão ≥ 69

30 a 34 SDU TMS307 A 575 4.516,97 16.502,65 5.940,92
kV_Instalação Interna 22.224,53 4.239,81 20.286,55 3.651,89 10.822,84
Transformador de Potencial Indutivo_Tensão < 69

30 a 34 SDU TMS308 A 575 1.055,78 990,99 853,58 8.129,14 1.388,60
kV_Instalação Interna 10.947,72 9.993,08 5.331,29
Transformador de Defasamento_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS309 A 575 - - - - - - - -
Interna
Transformador de Defasamento_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS310 A 575 - - - - - - - -
Interna
Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS311 A 575 6.423,85 48.609,16 8.448,94
Interna 65.463,17 6.029,69 59.754,76 5.193,57 31.879,07
Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS312 A 575 - - - - - - - -
Interna
Transformador de Corrente_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS313 A 575 1.848,70 9.700,20 2.431,50
Externa 13.063,50 1.735,27 11.924,36 1.494,64 6.361,63
Transformador de Corrente_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS314 A 575 840,74 789,16 679,73 3.981,86 1.105,79
Externa 5.362,47 4.894,86 2.611,40
Transformador de Potencial_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS315 A 575 2.472,86 14.093,85 3.252,42
Externa 18.980,54 2.321,13 17.325,43 1.999,27 9.243,09
Transformador de Potencial_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS316 A 575 1.251,33 5.241,06 1.645,80
Externa 7.058,27 1.174,55 6.442,79 1.011,68 3.437,22
Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão ≥ 69

30 a 34 SDU TMS317 A 575 3.112,89 16.015,56 4.094,22
kV_Instalação Externa 21.568,56 2.921,89 19.687,77 2.516,72 10.503,39
Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão < 69

30 a 34 SDU TMS318 A 575 - - - - - - - -
kV_Instalação Externa
Transformador de Potencial Indutivo_Tensão ≥ 69

30 a 34 SDU TMS319 A 575 2.491,25 9.478,49 3.276,60
kV_Instalação Externa 12.764,92 2.338,39 11.651,82 2.014,13 6.216,22
Transformador de Potencial Indutivo_Tensão < 69

30 a 34 SDU TMS320 A 575 1.332,59 5.204,87 1.752,69
kV_Instalação Externa 7.009,53 1.250,83 6.398,30 1.077,38 3.413,48
Transformador de Defasamento_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS321 A 575 - - - - - - - -
Externa
Transformador de Defasamento_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS322 A 575 - - - - - - - -
Externa
Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS323 A 575 2.041,68 39.621,53 2.685,31
Externa 53.359,31 1.916,40 48.706,36 1.650,66 25.984,76
Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão < 69 kV_Instalação

30 a 34 SDU TMS324 A 575 2.246,38 29.625,86 2.954,55
Externa 39.897,89 2.108,55 36.418,78 1.816,16 19.429,36
50 a 54 Transformador de Corrente_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS325 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Transformador de Corrente_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS326 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Transformador de Potencial_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS327 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

50 a 54 Transformador de Potencial_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS328 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão ≥ 69

SDR TMS329 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Instalação Interna
50 a 54 Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão < 69

SDR TMS330 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Instalação Interna
50 a 54 Transformador de Potencial Indutivo_Tensão ≥ 69

SDR TMS331 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Instalação Interna
50 a 54 Transformador de Potencial Indutivo_Tensão < 69

SDR TMS332 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Instalação Interna
50 a 54 Transformador de Defasamento_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS333 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Transformador de Defasamento_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS334 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS335 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS336 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Interna
50 a 54 Transformador de Corrente_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS337 A 575 2.226,38 19.001,59 2.928,23
20 a 23 Externa 25.589,91 2.089,77 23.358,46 1.799,99 12.461,70
50 a 54 Transformador de Corrente_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS338 A 575 1.223,77 989,40 11.303,14 1.609,56
20 a 23 Externa 15.222,22 1.148,68 13.894,84 7.412,87
50 a 54 Transformador de Potencial_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS339 A 575 2.181,98 19.291,07 2.869,84
20 a 23 Externa 25.979,76 2.048,10 23.714,32 1.764,10 12.651,55
50 a 54 Transformador de Potencial_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS340 A 575 1.650,87 12.733,35 2.171,31
20 a 23 Externa 17.148,32 1.549,58 15.652,98 1.334,70 8.350,84
50 a 54 Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão ≥ 69

SDR TMS341 A 575 9.105,03 54.572,12 11.975,35
20 a 23 kV_Instalação Externa 73.493,64 8.546,36 67.084,97 7.361,26 35.789,72
50 a 54 Transformador de Potencial Capacitivo_Tensão < 69

SDR TMS342 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Instalação Externa
50 a 54 Transformador de Potencial Indutivo_Tensão ≥ 69

SDR TMS343 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 kV_Instalação Externa
50 a 54 Transformador de Potencial Indutivo_Tensão < 69

SDR TMS344 A 575 706,28 662,95 571,02 2.213,99 928,94
20 a 23 kV_Instalação Externa 2.981,64 2.721,64 1.451,99
50 a 54 Transformador de Defasamento_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS345 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Externa
50 a 54 Transformador de Defasamento_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS346 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Externa
50 a 54 Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão ≥ 69 kV_Instalação

SDR TMS347 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Externa
50 a 54 Conjunto de Medição (TP e TC)_Tensão < 69 kV_Instalação

SDR TMS348 A 575 - - - - - - - -
20 a 23 Externa

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Energia / Energia e

93 SMU MRD401 Demanda / Energia Ativa e Reativa / Registrador de E 295 6,90 52,03 9,07
70,07 6,48 63,96 5,58 34,12
Tensão_Monofásico
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Energia / Energia e

93 SMU MRD402 Demanda / Energia Ativa e Reativa / Registrador de E 295 17,69 195,03 178,02 144,82 23,27
16,61 14,30 94,98
Tensão_Polifásico
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Multifunção

93 SMU MRD403 E 295 26,98 134,19 122,49 99,64 35,48
Programável_Monofásico 25,32 21,81 65,35
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Multifunção

| 93 | SMU | MRD404 | E | 295 | 48,95 | 541,10 | 493,92 | 401,79 | 64,38 | 263,51 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Programável_Polifásico | 45,95 | 39,58 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 93 | SMU | MRD405 Medidor Inteligente_Multifunção Programável_Monofásico | E | 295 | 179,24 | 608,82 | 168,25 | 555,73 | 144,92 | 452,07 | 235,75 | 296,48 |
| 93 | SMU | MRD406 Medidor Inteligente_Multifunção Programável_Polifásico | E | 295 | 471,57 | 999,51 | 442,63 | 912,35 | 381,25 | 742,18 | 620,23 | 486,74 |

Medidor Concentrador Primário ou Secundário_Grandeza

93 SMU MRD407 E 295 - - - - - - - -
Medida: qualquer_Monofásico
Medidor Concentrador Primário ou Secundário_Grandeza

93 SMU MRD408 E 295 - - - - - - - -
Medida: qualquer_Polifásico

93 SMU MRD409 Medidor Comparador/Fiscal_Grandeza Medida: qualquer E 295 - - - - - - - -
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Energia / Energia e

96 SMR MRD410 Demanda / Energia Ativa e Reativa / Registrador de E 295 6,90 68,98 9,07
92,90 6,48 84,80 5,58 45,24
Tensão_Monofásico
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Energia / Energia e

96 SMR MRD411 Demanda / Energia Ativa e Reativa / Registrador de E 295 17,69 187,98 171,58 139,58 23,27
16,61 14,30 91,54
Tensão_Polifásico
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Multifunção

96 SMR MRD412 E 295 - - - - - - - -
Programável_Monofásico
Medidor Eletromecânico ou Eletrônico_Multifunção

| 96 | SMR | MRD413 | E | 295 | 48,95 | 323,62 | 295,40 | 240,30 | 64,38 | 157,60 |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Programável_Polifásico | 45,95 | 39,58 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 96 | SMR | MRD414 Medidor Inteligente_Multifunção Programável_Monofásico | E | 295 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 96 | SMR | MRD415 Medidor Inteligente_Multifunção Programável_Polifásico | E | 295 | - | - | - | - | - | - | - | - |

Medidor Concentrador Primário ou Secundário_Grandeza

96 SMR MRD416 E 295 - - - - - - - -
Medida: qualquer_Monofásico
Medidor Concentrador Primário ou Secundário_Grandeza

96 SMR MRD417 E 295 - - - - - - - -
Medida: qualquer_Polifásico

96 SMR MRD418 Medidor Comparador/Fiscal_Grandeza Medida: qualquer E 295 - - - - - - - -
Condutor de Ramal de Ligação

93 SMU CDR401 E 190 10,31 17,42 13,55
Urbano_Nu_Monofásico_Cobre 23,46 9,67 21,42 8,33 11,43
Condutor de Ramal de Ligação

93 SMU CDR402 E 190 4,69 17,42 6,17
Urbano_Nu_Monofásico_(Alumínio) 23,46 4,41 21,42 3,80 11,43

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Condutor de Ramal de Ligação

93 SMU CDR403 E 190 4,69 17,42 6,17
Urbano_Nu_Monofásico_(Aço) 23,46 4,41 21,42 3,80 11,43
Condutor de Ramal de Ligação Urbano_Isolado ou

93 SMU CDR404 E 190 3,10 6,35 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 8,55 2,91 7,81 2,50 4,17
Condutor de Ramal de Ligação

93 SMU CDR405 E 190 2,14 4,46 2,81
Urbano_Isolado_Monofásico_(Alumínio) 6,00 2,00 5,48 1,73 2,92
Condutor de Ramal de Ligação

93 SMU CDR406 E 190 3,06 8,20 4,03
Urbano_Protegido_Monofásico_(Alumínio) 11,05 2,88 10,09 2,48 5,38
Condutor de Ramal de Ligação Urbano_Isolado ou

| 93 | SMU | CDR407 | E | 190 | 2,07 | 6,35 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 8,55 | 1,94 | 7,81 | 1,67 | 4,17 |  |  |
| 93 | SMU | CDR408 Condutor de Ramal de Ligação Urbano_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 16,39 | 13,55 |
| 22,08 | 9,67 | 20,15 | 8,33 | 10,75 |  |  |  |

Condutor de Ramal de Ligação

93 SMU CDR409 E 190 4,69 16,39 6,17
Urbano_Nu_Polifásico_(Alumínio) ou (Aço) 22,08 4,41 20,15 3,80 10,75
Condutor de Ramal de Ligação Urbano_Isolado ou

93 SMU CDR410 E 190 3,10 7,85 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 10,58 2,91 9,65 2,50 5,15
Condutor de Ramal de Ligação Urbano_Isolado ou

| 93 | SMU | CDR411 | E | 190 | 2,07 | 7,85 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Polifásico_(Alumínio) ou (Aço) | 10,58 | 1,94 | 9,65 | 1,67 | 5,15 |  |  |
| 96 | SMR | CDR412 Condutor de Ramal de Ligação Rural_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 16,72 | 13,55 |
| 22,52 | 9,67 | 20,55 | 8,33 | 10,97 |  |  |  |

Condutor de Ramal de Ligação

| 96 | SMR | CDR413 | E | 190 | 4,69 | 16,72 | 6,17 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Rural_Nu_Monofásico_(Alumínio) | 22,52 | 4,41 | 20,55 | 3,80 | 10,97 |  |  |
| 96 | SMR | CDR414 Condutor de Ramal de Ligação Rural_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 16,72 | 6,17 |
| 22,52 | 4,41 | 20,55 | 3,80 | 10,97 |  |  |  |

Condutor de Ramal de Ligação Rural_Isolado ou

96 SMR CDR415 E 190 3,10 5,61 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 7,56 2,91 6,90 2,50 3,68
Condutor de Ramal de Ligação

96 SMR CDR416 E 190 2,14 6,43 2,81
Rural_Isolado_Monofásico_(Alumínio) 8,66 2,00 7,91 1,73 4,22
Condutor de Ramal de Ligação

96 SMR CDR417 E 190 3,06 7,71 4,03
Rural_Protegido_Monofásico_(Alumínio) 10,39 2,88 9,48 2,48 5,06
Condutor de Ramal de Ligação Rural_Isolado ou

| 96 | SMR | CDR418 | E | 190 | 2,07 | 5,61 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 7,56 | 1,94 | 6,90 | 1,67 | 3,68 |  |  |
| 96 | SMR | CDR419 Condutor de Ramal de Ligação Rural_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 15,83 | 13,55 |
| 21,32 | 9,67 | 19,46 | 8,33 | 10,38 |  |  |  |

Condutor de Ramal de Ligação

96 SMR CDR420 E 190 4,69 15,83 6,17
Rural_Nu_Polifásico_(Alumínio) ou (Aço) 21,32 4,41 19,46 3,80 10,38
Condutor de Ramal de Ligação Rural_Isolado ou

96 SMR CDR421 E 190 3,10 9,06 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 12,19 2,91 11,13 2,50 5,94
Condutor de Ramal de Ligação Rural_Isolado ou

96 SMR CDR422 E 190 2,07 9,06 2,72
Protegido_Polifásico_(Alumínio) ou (Aço) 12,19 1,94 11,13 1,67 5,94
93 SMU TMS401 Transformador de Corrente A 575 133,60 125,40 926,58 108,01 753,75 175,72 494,33
1.015,10

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |
| 93 | SMU | TMS402 Transformador de Potencial | A | 575 | 217,38 | 204,04 | 175,75 | 1.288,67 | 285,91 | 845,14 |

1.735,48 1.584,15

| 93 | SMU | TMS403 Conjunto de Medição (TP e TC) | A | 575 | 894,96 | 840,04 | 723,56 | 6.121,27 | 1.177,09 |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 8.243,67 | 7.524,82 | 4.014,48 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 96 | SMR | TMS411 Transformador de Corrente | A | 575 | 86,12 | 986,79 | 802,74 | 113,27 | 526,45 |  |
| 1.081,06 | 80,84 | 69,63 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 96 | SMR | TMS412 Transformador de Potencial | A | 575 | 174,35 | 163,65 | 140,96 | 1.025,54 | 229,31 | 672,57 |

1.381,11 1.260,68

| 96 | SMR | TMS413 Conjunto de Medição (TP e TC) | A | 575 | 674,38 | 633,00 | 545,23 | 3.622,36 | 886,98 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 4.878,32 | 4.452,93 | 2.375,63 |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | CDR101 Condutor de Rede Aérea Urbana_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 17,42 | 13,55 |  |  |
| 23,46 | 9,67 | 21,42 | 8,33 | 11,43 |  |  |  |  |  |

Condutor de Rede Aérea

| 40 | RAU | CDR102 | E | 190 | 4,69 | 17,42 | 6,17 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Urbana_Nu_Monofásico_(Alumínio) | 23,46 | 4,41 | 21,42 | 3,80 | 11,43 |  |  |
| 40 | RAU | CDR103 Condutor de Rede Aérea Urbana_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 17,42 | 6,17 |
| 23,46 | 4,41 | 21,42 | 3,80 | 11,43 |  |  |  |

Condutor de Rede Aérea Urbana_Isolado ou

40 RAU CDR104 E 190 3,10 6,35 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 8,55 2,91 7,81 2,50 4,17
Condutor de Rede Aérea

40 RAU CDR105 E 190 2,14 4,46 2,81
Urbana_Isolado_Monofásico_(Alumínio) 6,00 2,00 5,48 1,73 2,92
Condutor de Rede Aérea

40 RAU CDR106 E 190 3,06 8,20 4,03
Urbana_Protegido_Monofásico_(Alumínio) 11,05 2,88 10,09 2,48 5,38
Condutor de Rede Aérea Urbana_Isolado ou

| 40 | RAU | CDR107 | E | 190 | 2,07 | 6,35 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 8,55 | 1,94 | 7,81 | 1,67 | 4,17 |  |  |
| 40 | RAU | CDR108 Condutor de Rede Aérea Urbana_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 16,39 | 13,55 |
| 22,08 | 9,67 | 20,15 | 8,33 | 10,75 |  |  |  |

Condutor de Rede Aérea Urbana_Nu_Polifásico_(Alumínio)

40 RAU CDR109 E 190 4,69 16,39 6,17
ou (Aço) 22,08 4,41 20,15 3,80 10,75
Condutor de Rede Aérea Urbana_Isolado ou

40 RAU CDR110 E 190 3,10 7,85 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 10,58 2,91 9,65 2,50 5,15
Condutor de Rede Aérea Urbana_Isolado ou

| 40 | RAU | CDR111 | E | 190 | 2,07 | 7,85 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Polifásico_(Alumínio) ou (Aço) | 10,58 | 1,94 | 9,65 | 1,67 | 5,15 |  |  |
| 41 | RAR | CDR112 Condutor de Rede Aérea Rural_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 16,72 | 13,55 |
| 22,52 | 9,67 | 20,55 | 8,33 | 10,97 |  |  |  |
| 41 | RAR | CDR113 Condutor de Rede Aérea Rural_Nu_Monofásico_(Alumínio) | E | 190 | 4,69 | 16,72 | 6,17 |
| 22,52 | 4,41 | 20,55 | 3,80 | 10,97 |  |  |  |
| 41 | RAR | CDR114 Condutor de Rede Aérea Rural_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 16,72 | 6,17 |
| 22,52 | 4,41 | 20,55 | 3,80 | 10,97 |  |  |  |

Condutor de Rede Aérea Rural_Isolado ou

41 RAR CDR115 E 190 3,10 5,61 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 7,56 2,91 6,90 2,50 3,68
Condutor de Rede Aérea

41 RAR CDR116 E 190 2,14 6,43 2,81
Rural_Isolado_Monofásico_(Alumínio) 8,66 2,00 7,91 1,73 4,22

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Condutor de Rede Aérea

41 RAR CDR117 E 190 3,06 7,71 4,03
Rural_Protegido_Monofásico_(Alumínio) 10,39 2,88 9,48 2,48 5,06
Condutor de Rede Aérea Rural_Isolado ou

| 41 | RAR | CDR118 | E | 190 | 2,07 | 5,61 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 7,56 | 1,94 | 6,90 | 1,67 | 3,68 |  |  |
| 41 | RAR | CDR119 Condutor de Rede Aérea Rural_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 15,83 | 13,55 |
| 21,32 | 9,67 | 19,46 | 8,33 | 10,38 |  |  |  |

Condutor de Rede Aérea Rural_Nu_Polifásico_(Alumínio) ou

41 RAR CDR120 E 190 4,69 15,83 6,17
(Aço) 21,32 4,41 19,46 3,80 10,38
Condutor de Rede Aérea Rural_Isolado ou

41 RAR CDR121 E 190 3,10 9,06 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 12,19 2,91 11,13 2,50 5,94
Condutor de Rede Aérea Rural_Isolado ou

41 RAR CDR122 E 190 2,07 9,06 2,72
Protegido_Polifásico_(Alumínio) ou (Aço) 12,19 1,94 11,13 1,67 5,94
Poste de Rede Distribuição Aérea Urbana_Concreto_até 200

40 RAU PST101 E 255 155,07 917,89 145,56 837,85 125,37 681,57 203,96 446,99
daN
Poste de Rede Distribuição Aérea

40 RAU PST102 E 255 245,03 230,00 198,10 1.011,27 322,28 663,22
Urbana_Concreto_superior a 200 daN até 400 daN 1.361,91 1.243,15
Poste de Rede Distribuição Aérea

40 RAU PST103 E 255 413,75 388,36 334,51 1.436,74 544,18 942,25
Urbana_Concreto_superior a 400 daN até 850 daN 1.934,90 1.766,17
Poste de Rede Distribuição Aérea

40 RAU PST104 E 255 613,98 576,31 496,39 2.130,34 807,54
Urbana_Concreto_superior a 850 daN_altura ≤ 13m 2.868,98 2.618,81 1.397,13
Poste de Rede Distribuição Aérea

40 RAU PST105 E 255 972,78 913,10 786,48 3.326,79 1.279,45
Urbana_Concreto_superior a 850 daN_altura > 13m 4.480,27 4.089,59 2.181,79
Poste de Rede Distribuição Aérea Urbana_Madeira_Leve a

40 RAU PST106 E 255 201,63 189,26 163,02 1.295,96 265,20 849,92
Médio 1.745,30 1.593,11
Poste de Rede Distribuição Aérea Urbana_Madeira_Pesado

| 40 | RAU | PST107 | E | 255 | 201,63 | 189,26 | 163,02 | 1.876,60 | 265,20 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| a Extra Pesado | 2.527,26 | 2.306,88 | 1.230,72 |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | PST108 Poste de Rede Distribuição Aérea Urbana_Ferro ou Aço | E | 255 | 121,90 | 114,42 | 840,44 | 160,33 | 551,18 |
| 1.131,85 | 1.033,15 | 98,55 |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | PST109 Poste de Rede Distribuição Aérea Urbana_em Compósito | E | 255 | 458,98 | 430,82 | 371,08 | 1.906,56 | 603,67 |
| 2.567,61 | 2.343,71 | 1.250,37 |  |  |  |  |  |  |  |

Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Concreto_até 200

41 RAR PST110 E 255 155,07 145,56 125,37 933,73 203,96 612,36
daN 1.257,48 1.147,82
Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Concreto_superior a

41 RAR PST111 E 255 245,03 230,00 198,10 1.163,12 322,28 762,80
200 daN até 400 daN 1.566,40 1.429,81
Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Concreto_superior a

41 RAR PST112 E 255 413,75 388,36 334,51 1.578,77 544,18
400 daN até 850 daN 2.126,16 1.940,76 1.035,39
Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Concreto_superior a

41 RAR PST113 E 255 613,98 576,31 496,39 2.243,30 807,54
850 daN_altura ≤ 13m 3.021,10 2.757,66 1.471,21
Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Concreto_superior a

41 RAR PST114 E 255 972,78 913,10 786,48 3.843,40 1.279,45
850 daN_altura > 13m 5.176,00 4.724,65 2.520,59
Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Madeira_Leve a

41 RAR PST115 E 255 201,63 189,26 163,02 862,19 265,20 565,44
Médio 1.161,13 1.059,88

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Madeira_Pesado a

41 RAR PST116 E 255 201,63 189,26 163,02 1.921,05 265,20
Extra Pesado 2.587,12 2.361,52 1.259,87
41 RAR PST117 Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_Ferro ou Aço E 255 121,90 647,11 114,42 590,68 480,51 160,33 315,13
98,55

41 RAR PST118 Poste de Rede Distribuição Aérea Rural_em Compósito E 255 458,98 430,82 371,08 6.569,55 603,67
8.847,38 8.075,88 4.308,47
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD101 E 565 420,98 395,15 340,35 1.849,51 553,69
Urbana_Monofásico_S ≤ 5 kVA 2.490,78 2.273,59 1.212,95
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD102 E 565 420,98 395,15 340,35 1.849,51 553,69
Urbana_Monofásico_S = 10 kVA 2.490,78 2.273,59 1.212,95
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD103 E 565 420,98 395,15 340,35 1.849,51 553,69
Urbana_Monofásico_10 kVA < S ≤ 20 kVA 2.490,78 2.273,59 1.212,95
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD104 E 565 830,59 779,62 671,51 2.250,58 1.092,42
Urbana_Monofásico_S > 20 kVA 3.030,91 2.766,61 1.475,98
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD105 E 565 704,09 660,89 569,24 3.287,63 926,05
Urbana_Polifásico_S ≤ 20 kVA 4.427,53 4.041,45 2.156,11
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD106 E 565 704,09 660,89 569,24 3.287,63 926,05
Urbana_Polifásico_20 kVA < S ≤ 40 kVA 4.427,53 4.041,45 2.156,11
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD107 E 565 1.008,82 946,92 815,61 3.848,66 1.326,84
Urbana_Polifásico_40 kVA < S ≤ 60 kVA 5.183,09 4.731,13 2.524,05
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD108 E 565 1.008,82 946,92 815,61 3.848,66 1.326,84
Urbana_Polifásico_S = 75 kVA 5.183,09 4.731,13 2.524,05
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

40 RAU TRD109 E 565 1.300,43 4.741,73 1.710,38
Urbana_Polifásico_S > 75 kVA 6.385,81 1.220,63 5.828,96 1.051,37 3.109,74
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD110 E 565 420,98 395,15 340,35 1.965,20 553,69
Rural_Monofásico_S ≤ 5 kVA 2.646,59 2.415,80 1.288,83
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD111 E 565 420,98 395,15 340,35 1.965,20 553,69
Rural_Monofásico_S = 10 kVA 2.646,59 2.415,80 1.288,83
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD112 E 565 420,98 395,15 340,35 1.965,20 553,69
Rural_Monofásico_10 kVA < S ≤ 20 kVA 2.646,59 2.415,80 1.288,83
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD113 E 565 830,59 779,62 671,51 2.391,35 1.092,42
Rural_Monofásico_S > 20 kVA 3.220,49 2.939,66 1.568,30
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD114 E 565 704,09 660,89 569,24 3.493,27 926,05
Rural_Polifásico_S ≤ 20 kVA 4.704,47 4.294,24 2.290,97
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD115 E 565 704,09 660,89 569,24 3.493,27 926,05
Rural_Polifásico_20 kVA < S ≤ 40 kVA 4.704,47 4.294,24 2.290,97
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD116 E 565 1.008,82 946,92 815,61 4.089,40 1.326,84
Rural_Polifásico_40 kVA < S ≤ 60 kVA 5.507,29 5.027,06 2.681,93
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD117 E 565 1.008,82 946,92 815,61 4.089,40 1.326,84
Rural_Polifásico_S = 75 kVA 5.507,29 5.027,06 2.681,93
Transformador de Distribuição de Rede Aérea

41 RAR TRD118 E 565 1.300,43 5.038,33 1.710,38
Rural_Polifásico_S > 75 kVA 6.785,24 1.220,63 6.193,57 1.051,37 3.304,26

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | BNC101 Banco de Capacitores Paralelos | A | 125 | 1.010,45 | 948,45 | 816,94 | 1.707,06 | 1.329,00 |  |  |  |
| 2.298,94 | 2.098,47 | 1.119,53 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | CHV101 Chave_Polifásica | A | 160 | 2.395,12 | 7.253,79 | 3.150,17 |  |  |  |  |  |
| 9.768,86 | 2.248,16 | 8.917,01 | 1.936,41 | 4.757,21 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | CHV102 Chave_Monofásica | A | 160 | 134,41 | 576,77 | 126,16 | 526,48 | 108,67 | 428,28 | 176,78 | 280,88 |
| 40 | RAU | CHV103 Chave Seccionalizadora_Polifásica | A | 160 | 442,37 | 415,23 | 357,65 | 1.590,00 | 581,83 |  |  |  |
| 2.141,30 | 1.954,58 | 1.042,76 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | LUM101 Luminária | A | 290 | 76,17 | 309,68 | 282,68 | 229,95 | 100,18 | 150,81 |  |  |

71,50 61,58

40 RAU PRS101 Pára-raios A 310 29,31 231,54 211,35 171,93 38,55 112,75
27,51 23,69

| 40 | RAU | PRR101 Protetor de Rede | A | 325 | 9.591,13 | 16.596,47 | 12.614,69 |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 22.350,88 | 9.002,63 | 20.401,88 | 7.754,27 | 10.884,37 |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | REG101 Regulador de Tensão | A | 340 | 2.515,35 | 11.108,11 | 3.308,31 |  |  |  |  |
| 14.959,57 | 2.361,01 | 13.655,10 | 2.033,62 | 7.284,97 |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | REL101 Religador_Polifásico | A | 345 | 3.320,57 | 10.635,64 | 4.367,37 |  |  |  |  |
| 14.323,29 | 3.116,83 | 13.074,29 | 2.684,63 | 6.975,11 |  |  |  |  |  |  |  |
| 40 | RAU | REL102 Religador_Monofásico | A | 345 | 948,13 | 889,96 | 766,55 | 3.907,26 | 1.247,03 |  |  |
| 5.262,01 | 4.803,16 | 2.562,48 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 41 | RAR | BNC111 Banco de Capacitores Paralelos | A | 125 | 1.245,44 | 2.314,88 | 1.638,06 |  |  |  |  |
| 3.117,51 | 1.169,02 | 2.845,67 | 1.006,92 | 1.518,16 |  |  |  |  |  |  |  |
| 41 | RAR | CHV111 Chave_Polifásica | A | 160 | 1.593,20 | 4.627,31 | 2.095,45 |  |  |  |  |
| 6.231,72 | 1.495,44 | 5.688,31 | 1.288,07 | 3.034,70 |  |  |  |  |  |  |  |
| 41 | RAR | CHV112 Chave_Monofásica | A | 160 | 108,32 | 567,52 | 101,67 | 518,03 | 421,41 | 142,46 | 276,37 |

87,57

41 RAR CHV113 Chave Seccionalizadora_Polifásica A 160 1.961,26 9.484,94 2.579,54
12.773,60 1.840,92 11.659,74 1.585,65 6.220,45
41 RAR LUM111 Luminária A 290 76,17 260,40 237,69 193,36 100,18 126,81
71,50 61,58

41 RAR PRS111 Pára-raios A 310 51,09 261,39 238,59 194,09 67,19 127,29
47,95 41,30

| 41 | RAR | PRR111 Protetor de Rede | A | 325 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 41 | RAR | REG111 Regulador de Tensão | A | 340 | 2.490,27 | 8.648,88 | 3.275,32 |  |  |  |  |  |
| 11.647,66 | 2.337,47 | 10.631,98 | 2.013,34 | 5.672,15 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 41 | RAR | REL111 Religador_Polifásico | A | 345 | 2.953,83 | 11.542,47 | 3.885,01 |  |  |  |  |  |
| 15.544,54 | 2.772,58 | 14.189,05 | 2.388,12 | 7.569,83 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 41 | RAR | REL112 Religador_Monofásico | A | 345 | 1.017,76 | 955,32 | 822,84 | 4.357,75 | 1.338,61 |  |  |  |
| 5.868,69 | 5.356,94 | 2.857,92 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | CDL201 Condutor de Linha Aérea Urbana_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 17,09 | 13,55 |  |  |  |  |  |
| 23,01 | 9,67 | 21,01 | 8,33 | 11,21 |  |  |  |  |  |  |  |  |

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |

Condutor de Linha Aérea

| 35 a 39 | LAU | CDL202 | E | 190 | 4,69 | 17,09 | 6,17 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Urbana_Nu_Monofásico_(Alumínio) | 23,01 | 4,41 | 21,01 | 3,80 | 11,21 |  |  |
| 35 a 39 | LAU | CDL203 Condutor de Linha Aérea Urbana_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 17,09 | 6,17 |
| 23,01 | 4,41 | 21,01 | 3,80 | 11,21 |  |  |  |

Condutor de Linha Aérea Urbana_Isolado ou

35 a 39 LAU CDL204 E 190 3,10 148,14 135,22 110,00 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 2,91 2,50 72,14
Condutor de Linha Aérea Urbana_Isolado ou

35 a 39 LAU CDL205 E 190 2,07 148,14 135,22 110,00 2,72
Protegido_Monofásico_(Alumínio) 1,94 1,67 72,14
Condutor de Linha Aérea Urbana_Isolado ou

| 35 a 39 | LAU | CDL206 | E | 190 | 2,07 | 148,14 | 135,22 | 110,00 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 1,94 | 1,67 | 72,14 |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | CDL207 Condutor de Linha Aérea Urbana_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 11,00 | 13,55 |  |  |
| 14,82 | 9,67 | 13,53 | 8,33 | 7,22 |  |  |  |  |  |

Condutor de Linha Aérea Urbana_Nu_Polifásico_(Alumínio)

35 a 39 LAU CDL208 E 190 4,69 11,00 6,17
ou (Aço) 14,82 4,41 13,53 3,80 7,22
Condutor de Linha Aérea Urbana_Isolado ou

35 a 39 LAU CDL209 E 190 3,10 56,06 4,08
Protegido_Polifásico_Cobre 75,49 2,91 68,91 2,50 36,76
Condutor de Linha Aérea Urbana_Isolado ou

| 35 a 39 | LAU | CDL210 | E | 190 | 2,07 | 56,06 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Polifásico(Alumínio) ou (Aço) | 75,49 | 1,94 | 68,91 | 1,67 | 36,76 |  |  |
| 58 a 59 | LAR | CDL211 Condutor de Linha Aérea Rural_Nu_Monofásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 18,43 | 13,55 |
| 24,82 | 9,67 | 22,66 | 8,33 | 12,09 |  |  |  |
| 58 a 59 | LAR | CDL212 Condutor de Linha Aérea Rural_Nu_Monofásico_(Alumínio) | E | 190 | 4,69 | 18,43 | 6,17 |
| 24,82 | 4,41 | 22,66 | 3,80 | 12,09 |  |  |  |
| 58 a 59 | LAR | CDL213 Condutor de Linha Aérea Rural_Nu_Monofásico_(Aço) | E | 190 | 4,69 | 18,43 | 6,17 |
| 24,82 | 4,41 | 22,66 | 3,80 | 12,09 |  |  |  |

Condutor de Linha Aérea Rural_Isolado ou

58 a 59 LAR CDL214 E 190 3,10 178,76 163,18 132,74 4,08
Protegido_Monofásico_Cobre 2,91 2,50 87,05
Condutor de Linha Aérea Rural_Isolado ou

58 a 59 LAR CDL215 E 190 2,07 178,76 163,18 132,74 2,72
Protegido_Monofásico_(Alumínio) 1,94 1,67 87,05
Condutor de Linha Aérea Rural_Isolado ou

| 58 a 59 | LAR | CDL216 | E | 190 | 2,07 | 178,76 | 163,18 | 132,74 | 2,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Protegido_Monofásico_(Aço) | 1,94 | 1,67 | 87,05 |  |  |  |  |  |  |
| 58 a 59 | LAR | CDL217 Condutor de Linha Aérea Rural_Nu_Polifásico_Cobre | E | 190 | 10,31 | 12,83 | 13,55 |  |  |
| 17,28 | 9,67 | 15,78 | 8,33 | 8,42 |  |  |  |  |  |

Condutor de Linha Aérea Rural_Nu_Polifásico_(Alumínio) ou

58 a 59 LAR CDL218 E 190 4,69 12,83 6,17
(Aço) 17,28 4,41 15,78 3,80 8,42
Condutor de Linha Aérea Rural_Isolado ou

58 a 59 LAR CDL219 E 190 - - - - - - - -
Protegido_Polifásico_Cobre
Condutor de Linha Aérea Rural_Isolado ou

58 a 59 LAR CDL220 E 190 - - - - - - - -
Protegido_Polifásico(Alumínio) ou (Aço)

| 35 a 39 | LAU | BNC201 Banco de Capacitores Paralelos | A | 125 | 1.292,04 | 1.145,13 | 1.699,35 | 751,01 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 1.542,18 | 1.212,77 | 1.407,70 | 1.044,60 |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | CHV201 Chave_Polifásica_ I nom ≥ 800A | A | 160 | 6.883,05 | 46.844,59 | 9.052,90 |  |
| 63.086,78 | 6.460,71 | 57.585,59 | 5.564,83 | 30.721,82 |  |  |  |  |

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | CHV202 Chave_Polifásica_ I nom < 800A | A | 160 | 3.053,94 | 27.573,33 | 4.016,68 |  |  |  |
| 37.133,70 | 2.866,55 | 33.895,63 | 2.469,06 | 18.083,26 |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | CHV203 Chave_Monofásica_ I nom > 400A | A | 160 | 947,59 | 889,44 | 766,11 | 974,02 | 1.246,31 | 638,78 |

1.311,73 1.197,35

| 35 a 39 | LAU | CHV204 Chave_Monofásica_ I nom ≤ 400A | A | 160 | 445,82 | 728,91 | 418,47 | 665,35 | 360,44 | 541,25 | 586,37 | 354,96 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 35 a 39 | LAU | PRS201 Pára-raios_Tensão ≥ 69 kV | A | 310 | 1.182,45 | 955,99 | 3.902,97 | 1.555,21 |  |  |  |  |
| 5.256,23 | 1.109,89 | 4.797,88 | 2.559,66 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | PRS202 Pára-raios_Tensão < 69 kV | A | 310 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 35 a 39 | LAU | REG201 Regulador de Tensão_S ≥ 1 MVA_Polifásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 35 a 39 | LAU | REG202 Regulador de Tensão_S < 1 MVA_Polifásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 35 a 39 | LAU | REG203 Regulador de Tensão_S ≥ 500 kVA_Monofásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 35 a 39 | LAU | REG204 Regulador de Tensão_S < 500 kVA_Monofásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 35 a 39 | LAU | REL201 Religador_Capacidade Interrupção ≥ 31,5 kA | A | 345 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 35 a 39 | LAU | REL202 Religador_Capacidade Interrupção < 31,5 kA | A | 345 | 7.518,94 | 20.957,26 | 9.889,25 |  |  |  |  |  |
| 28.223,67 | 7.057,58 | 25.762,55 | 6.078,93 | 13.744,28 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | TMS201 Transformador de Corrente_Tensão ≥ 69 kV | A | 575 | 2.160,22 | 5.173,03 | 2.841,22 |  |  |  |  |  |
| 6.966,65 | 2.027,67 | 6.359,16 | 1.746,50 | 3.392,60 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | TMS202 Transformador de Corrente_Tensão < 69 kV | A | 575 | 506,70 | 475,61 | 409,66 | 2.556,60 | 666,44 |  |  |  |
| 3.443,04 | 3.142,80 | 1.676,68 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | TMS203 Transformador de Potencial_Tensão ≥ 69 kV | A | 575 | 2.468,70 | 5.795,06 | 3.246,95 |  |  |  |  |  |
| 7.804,36 | 2.317,23 | 7.123,82 | 1.995,91 | 3.800,54 |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 35 a 39 | LAU | TMS204 Transformador de Potencial_Tensão < 69 kV | A | 575 | 183,23 | 171,98 | 148,14 | 2.214,17 | 240,99 |  |  |  |
| 2.981,88 | 2.721,86 | 1.452,11 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 58 a 59 | LAR | BNC202 Banco de Capacitores Paralelos | A | 125 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | CHV205 Chave_Polifásica_ I nom ≥ 800A | A | 160 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | CHV206 Chave_Polifásica_ I nom < 800A | A | 160 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | CHV207 Chave_Monofásica_ I nom > 400A | A | 160 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | CHV208 Chave_Monofásica_ I nom ≤ 400A | A | 160 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | PRS203 Pára-raios_Tensão ≥ 69 kV | A | 310 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | PRS204 Pára-raios_Tensão < 69 kV | A | 310 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | REG205 Regulador de Tensão_S ≥ 1 MVA_Polifásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | REG206 Regulador de Tensão_S < 1 MVA_Polifásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | REG207 Regulador de Tensão_S ≥ 500 kVA_Monofásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |

| TI | MÓDULO SISBASE | TUC | VALORAÇÃO (R$) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Grupo 1 | Grupo 2 | Grupo 3 | Grupo 4 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Código Descrição Código | Descrição Geral | Cat. Código |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| COM | CA | COM | CA | COM | CA | COM | CA |  |  |  |  |  |
| 58 a 59 | LAR | REG208 Regulador de Tensão_S < 500 kVA_Monofásico | A | 340 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | REL203 Religador_Capacidade Interrupção ≥ 31,5 kA | A | 345 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | REL204 Religador_Capacidade Interrupção < 31,5 kA | A | 345 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | TMS205 Transformador de Corrente_Tensão ≥ 69 kV | A | 575 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | TMS206 Transformador de Corrente_Tensão < 69 kV | A | 575 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | TMS207 Transformador de Potencial_Tensão ≥ 69 kV | A | 575 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 58 a 59 | LAR | TMS208 Transformador de Potencial_Tensão < 69 kV | A | 575 | - | - | - | - | - | - | - | - |