PRORET — Proret Submod 8.1 V 2.1C aren20221003

## **ANEXO LV** 

**Módulo 8: Permissionárias de Distribuição** 

**Submódulo 8.1** 

**REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA** 

**Versão 2.1 C** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os procedimentos a serem utilizados na Revisão Tarifária Periódica das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que optaram por não assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os contratos de permissão assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os demais contratos. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se a todas as revisões tarifárias periódicas de permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica que optaram por não assinar o 1º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os contratos de permissão assinados após 2009, e 2º Termo Aditivo ao Contrato de Permissão, para os demais contratos. 

## **3. PROCEDIMENTOS GERAIS** 

3. A revisão tarifária periódica das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica compreende o cálculo do Reposicionamento Tarifário (RT) e do Fator X. 

4. O **Reposicionamento Tarifário (RT)** envolve a redefinição das tarifas de energia elétrica em nível compatível com o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de permissão. 

5. O **Fator X** corresponde a um valor a ser subtraído ou acrescido da variação do Indicador de Variação da Inflação - IVI, quando da execução dos reajustes tarifários anuais entre revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade estimados para o período. 

6. A organização geral, bem como o rito e os prazos envolvidos na execução dos processos de revisão tarifária periódica são estabelecidos no Submódulo 10.3 do PRORET. 

1.1. 

7. Os itens a seguir detalham a formação da Receita Requerida e o cálculo do RT, bem como a aplicação do Fator X. 

## **3.1. CÁLCULO DA RECEITA REQUERIDA** 

8. A **Receita Requerida** corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos de compra de energia, transmissão, encargos setoriais, custos operacionais eficientes e de capital. 

## **3.1.1. COMPOSIÇÃO DA RECEITA** 

9. A receita requerida é composta pela soma da Parcela A e Parcela B, esta última ajustada pelo Fator de Ajuste de Mercado. 

RR = VPA   +   VPB . (1 - Pm)      (1) 

onde: RR: Receita Requerida; VPA: Valor da Parcela A; VPB: Valor da Parcela B; e Pm: Fator de Ajuste de Mercado. 

10. A **Parcela A** compreende os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive geração própria, além dos encargos setoriais definidos em legislação específica. 

11.A Parcela A é composta pela soma dos componentes abaixo: 

VPA = CE + CT + ES    (2) 

onde: 

VPA: Valor de Parcela A; 

CE: Custo de aquisição de energia elétrica e geração própria; 

CT: Custo com conexão e uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição; e 

ES: Encargos setoriais definidos em legislação específica. 

12. A **Parcela B** compreende os custos operacionais e de capital da atividade de distribuição e gestão comercial dos clientes. 

13. A Parcela B é composta pela soma dos componentes abaixo: 

VPB = CAOM + CAA     (3) 

onde: VPB: Valor da Parcela B; CAOM: Custo de Administração, Operação e Manutenção; e CAA: Custo Anual dos Ativos. 

14. O Custo de Administração, Operação e Manutenção (CAOM) é dado pela soma dos componentes abaixo: 

CAOM = CO + RI     (4) 

onde: 

CAOM: Custos de Administração, Operação e Manutenção; CO: Custos Operacionais relativos ao 1CRTP; e RI: Receitas Irrecuperáveis. 

15. O Custo Anual dos Ativos (CAA) é dado pela soma dos componentes abaixo: 

## CAA = RC+QRR+CAIMI     (5) 

onde: 

CAA: Custo Anual dos Ativos; 

RC: Remuneração do capital, incluindo a remuneração líquida de capital e tributos; QRR: Quota de Reintegração Regulatória (depreciação); e CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades). 

## **3.1.2. REMUNERAÇÃO DO CAPITAL E QUOTA DE REINTEGRAÇÃO REGULATÓRIA** 

16. A Remuneração do Capital (RC) é calculada conforme equação a seguir: 

RC   =   BRRI . rWACCpré (6) 

onde: 

RC: Remuneração do Capital; BRRl: Base de Remuneração Regulatória líquida; e rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos. 

17. A metodologia de cálculo da Base de Remuneração Regulatória é descrita no Item 5 – Base de Remuneração Regulatória, deste Submódulo. 

18. A metodologia de cálculo do Custo de Capital (WACC) é descrita no Item 6 – Custo de Capital, deste Submódulo. 

19. A Quota de Reintegração Regulatória (QRR) corresponde à depreciação e a amortização dos investimentos realizados. 

20. A QRR é calculada conforme formulação a seguir: 

𝑄𝑅𝑅= 𝐵𝑅𝑅𝑏∙𝛿 (7) 

onde: 

QRR: Quota de Reintegração Regulatória; BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e d: Taxa média de depreciação das instalações. 

21. A taxa média de depreciação das instalações a ser adotada para todas as permissionárias é de **4,00%** a.a. 

## **3.1.3. CUSTO ANUAL DAS INSTALAÇÕES MÓVEIS E IMÓVEIS** 

22. O Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis, também denominado Anuidades, refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de terrenos e edifícios de uso administrativo. 

23. As Anuidades serão dadas por: 

CAIMI  =  CAL + CAV + CAI   (8) 

onde: 

CAIMI: Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis (Anuidades); CAL: Custo Anual de Aluguéis; 

CAV: Custo Anual de Veículos; e 

CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática. 

24. As Anuidades serão calculadas com depreciação linear na vida útil e com remuneração sobre 50% do investimento. 

## **3.1.3.1. Custo Anual de Aluguéis (CAL)** 

25. O Custo Anual de Aluguéis (CAL) é dado por: 

onde: 

CAL: Custo Anual de Aluguéis; 

BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativos; e 

VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, sendo 85% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) “Edificação – outras” e 15% referente ao TUC “Equipamento Geral”. 

26. A metodologia de cálculo da BARA é descrita no item 5.6 deste Submódulo. 

## **3.1.3.2. Custo Anual de Veículos (CAV)** 

27. O Custo Anual de Veículos (CAV) é dado por: 

onde: 

CAV: Custo Anual de Veículos; 

BARV: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em veículos; e 

VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, referente ao TUC “Veículos”. 

28. A metodologia de cálculo da BARV é descrita no item 5.6 deste Submódulo. 

## **3.1.3.3. Custo Anual de Sistemas de Informática (CAI)** 

29. O Custo Anual de Sistemas de Informática (CAI) é dado por: 

onde: 

CAI: Custo Anual de Sistemas de Informática; 

BARI: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos em sistemas de informática; e 

VU: Vida útil. Considera-se o valor definido na Tabela XVI do anexo ao Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, sendo 70% referente ao TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) “Software” e 30% referente ao TUC “Equipamento Geral de Informática”. 

30. A metodologia de cálculo da BARI é descrita no item 5.6 deste Submódulo. 

## **3.2.CÁLCULO DO REPOSICIONAMENTO TARIFÁRIO (RT)** 

31. O Reposicionamento Tarifário (RT), na revisão tarifária, é calculado pela seguinte equação: 

onde: 

RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%); 

RR: Receita Requerida; 

OR: Outras Receitas; e 

RV: Receita Verificada. 

32. A **Receita Verificada** é a Receita Anual de Fornecimento, de Suprimento, de Consumo de Energia Elétrica e de Uso dos Sistemas de Distribuição, calculada considerando-se as tarifas econômicas homologadas no último reajuste tarifário e o Mercado de Referência, excluídos, portanto, o PIS/PASEP, a COFINS, o ICMS e os componentes financeiros exógenos ao cálculo tarifário. 

33. O **Mercado de Referência** compreende os montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição faturados no Período de Referência a outras permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso 

do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. 

34. O **Período de Referência** corresponde ao período de 12 (doze) meses imediatamente anterior ao mês da Revisão Tarifária Periódica. 

35. No cálculo da Receita Verificada, as informações relativas ao mercado faturado no último mês do período de referência serão estimadas, repetindo-se os montantes realizados no mês imediatamente anterior, podendo os valores do penúltimo mês, se provisórios, ser alterados uma única vez até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora. 

36. A metodologia e de cálculo das **Outras Receitas** é descrita no Item 9 – Outras Receitas, deste Submódulo. 

37. A **Receita Requerida para fins de reposicionamento tarifário** será calculada conforme a fórmula a seguir: 

RR’ =  VPA + VPB’ . (1 – Pm)      (13) 

onde: 

RR’: Receita requerida para fins de reposicionamento tarifário; VPA: Valor da Parcela A; 

VPB’: Valor da Parcela B para fins de reposicionamento tarifário, calculada a partir do VPB com variação limitada a +/-30% com relação à Parcela B definida no último processo tarifário; e Pm: Fator de Ajuste de Mercado. 

38. O Valor da Parcela A compreende os seguintes itens: 

- I. Custo de aquisição de energia elétrica comprada (CE) – montante de energia elétrica comprada para o atendimento ao mercado de referência valorado pelo preço de repasse dos contratos vigentes na data da revisão tarifária periódica ou pelo valor da geração própria, definido conforme Item 10 – Geração Própria, deste Submódulo. Ao montante de energia elétrica comprado deverão ser acrescidos os limites regulatórios de perdas elétricas no sistema de distribuição, os quais se dividem em perdas técnicas e não técnicas. 

- II. Custo com conexão e o uso do sistema de distribuição e/ou transmissão (CT) – para a conexão, serão considerados os valores vigentes na data da revisão tarifária periódica e, para o uso, serão considerados os montantes de demanda de potência contratados no período de referência, valorados pelas respectivas tarifas econômicas vigentes na data da revisão tarifária periódica. Os descontos definidos na regularização da permissionária poderão ser revistos, de acordo com o mecanismo descrito nas seções seguintes. 

- III. Encargos Setoriais (ES) – serão considerados os valores vigentes na data da revisão tarifária periódica. 

39. O Valor da Parcela B será calculado a preços da data de revisão de cada permissionária, sendo que no reajuste tarifário subsequente o Valor da Parcela B calculado será atualizado pela variação anual do IPCA desde a revisão tarifária, deduzido o Fator X. 

40. Ao Valor da Parcela B deverá ser aplicado um índice de ajuste de mercado, denominado de Fator de Ajuste de Mercado, de forma a considerar os ganhos potenciais de produtividade no período de vigência das tarifas estabelecidas na revisão. 

41. O valor do Fator de Ajuste de Mercado (Pm) a ser aplicado na revisão tarifária periódica de cada permissionária no ajuste do Valor da Parcela B será 1,15% a.a. 

## **3.3. APLICAÇÃO DO FATOR X** 

42. Os contratos de permissão das distribuidoras determinam que o Valor da Parcela B será ajustado anualmente no período tarifário entre revisões, aplicando-se ao valor vigente dessa parcela o índice “IPCA – X”. 

43. A metodologia de cálculo do Fator X é descrita no Item 7 – Fator X, deste Submódulo. 

## **4. CUSTOS OPERACIONAIS** 

44. Os custos operacionais serão definidos conforme equação abaixo: 

CO  =  OPCA x UC (i)  x  598,43  X 0,9999886[UCi] x  0,994537[UC/kmi] (14) 

onde: 

CO: Custo Operacional regulatório da permissionária i; 

UCi: Número de Unidades Consumidoras da permissionária no 6º (sexto) mês anterior ao mês da revisão tarifária; e 

UC/Kmi: Número de unidades consumidoras por quilômetro de rede total no 6º (sexto) mês anterior ao mês da revisão tarifária. 

IPCA: índice IPCA verificado entre dezembro de 2010 e o mês anterior a revisão tarifária 

45. Os percentuais de receitas irrecuperáveis por classe de consumo são apresentados na tabela abaixo. 

**Tabela 2: Percentuais Regulatórios de Receitas Irrecuperáveis** 

|**Classe de Consumo**|**Grupo 3**|
|---|---|
|Residencial|0,18%|
|Industrial|0,02%|
|Comercial|0,13%|
|Rural|0,04%|
|Iluminação Pública|0,00%|

|Poder Público|0,00%|
|---|---|
|Serviço Público|0,00%|
|Demais(Suprimento,Consumo Próprio)|0,00%|

46. O valor de receitas irrecuperáveis dessa parcela da receita será definido conforme a equação abaixo: 

onde, 

VSE: Parcela de receitas irrecuperáveis associada à receita; 

RR: Receita requerida líquida; 

ρc : Participação da classe de consumo C na receita total verificada no ano teste; e 

RIc: Percentual de receitas irrecuperáveis regulatória, relativa à classe C, conforme tabela. 

## **5. BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA** 

## **5.1. COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO REGULATÓRIA – BRR** 

47. A **Base de Remuneração Regulatória (BRR)** das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica é composta pelos valores dos seguintes itens: 

I – Ativo Imobilizado em Serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme caso específico); 

II – Almoxarifado de Operação; e 

III – Obrigações especiais. 

48. São considerados os seguintes grupos de contas de ativos da permissionária: 

I – intangíveis; 

II – terrenos; 

III – reservatórios, barragens e adutoras; 

IV – edificações, obras civis e benfeitorias; 

V – máquinas e equipamentos; 

VI – veículos; e 

VII – móveis e utensílios. 

49. Para apuração da base de remuneração são considerados apenas os ativos vinculados à permissão e classificados nas atividades de distribuição, administração, comercialização e geração associada, nos casos previstos em lei. 

50. Para efeito de determinação da Base de Remuneração Regulatória – BRR, os seguintes bens e instalações serão excluídos: software; hardware; terrenos administrativos; edificações, obras civis e benfeitorias administrativas; máquinas e equipamentos administrativos; veículos; móveis e 

utensílios. Esses bens e instalações comporão a **Base de Anuidade Regulatória – BAR** . A remuneração, amortização e depreciação (exceto de terrenos) referentes à BAR são dadas em forma de anuidades. 

51. Assim, para a definição da Base de Remuneração Regulatória e da Base de Anuidade Regulatória, são considerados os seguintes grupos de contas: 

**Tabela 3 – Resumo das Contas Contábeis** 

|**TIPOS DE ATIVOS**<br>**Contas**|**BRR**<br>**Subcontas**|**BAR**<br>**Subcontas**|
|---|---|---|
|Intangíveis|Servidões|Software;Outros|
|Terrenos|Geração;<br>Distribuição|Administração;<br>Comercialização|
|Reservatórios,<br>barragens e<br>adutoras|Reservatórios,<br>barragens e<br>adutoras|---|
|Edificações, obras<br>civis e benfeitorias|Geração;<br>Distribuição|Administração;<br>Comercialização|
|Máquinas e<br>equipamentos|Geração;<br>Distribuição (SEs,<br>LDs e RDs)|Administração;<br>Comercialização|
|Veículos|---|Geração; Distribuição;<br>Comercialização;<br>Administração|
|Móveis e<br>utensílios|---|Geração; Distribuição;<br>Comercialização;<br>Administração|

52. Os grupos de contas de ativos relativos a Intangíveis; Terrenos; Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; Máquinas e Equipamentos; Veículos e Móveis e Utensílios, vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica, referentes às atividades de Distribuição, Geração associada, Comercialização e Administração, conforme o **Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE** , são objeto de avaliação, com vistas à composição da BRR e BAR das concessionárias, de acordo com a classificação na tabela abaixo. 

**Tabela 4 – Relação de Grupos de Contas de Ativo** 

|**Código **|**Título**|**Classificação**|
|---|---|---|
|132.01.X.1.01|Geração – Intangíveis|BRR/BAR|
|132.01.X.1.02|Geração – Terrenos|BRR|
|132.01.1.1.03|Geração – Reservatório, Barragens e<br>Adutoras|<br>BRR|
|132.01.X.1.04|Geração – Edificações, Obras Civis e<br>Benfeitorias|<br>BRR|

|132.01.X.1.05|Geração – Máquinas e Equipamentos|BRR|
|---|---|---|
|132.01.X.1.06|Geração – Veículos|BAR|
|132.01.1.1.07|Geração – Móveis e Utensílios|BAR|
|132.03.1.1.01|Distribuição – Intangíveis – Linhas, Redes<br>e Subestações(L,D,S)|<br>BRR/BAR|
|132.03.2.1.01|Distribuição – Intangíveis – Sistema de<br>Transmissão Associado(STA)|<br>BRR/BAR|
|132.03.1.1.02|Distribuição – Terrenos –(L,D,S)|BRR|
|132.03.2.1.02|Distribuição – Terrenos –(STA)|BRR|
|132.03.1.1.04|Distribuição – Edificações, Obras Civis e<br>Benfeitorias –(L,D,S)|<br>BRR|
|132.03.2.1.04|Distribuição – Edificações, Obras Civis e<br>Benfeitorias –(STA)|<br>BRR|
|132.03.1.1.05|Distribuição – Máquinas e Equipamentos<br>–(L,D,S)|<br>BRR|
|132.03.2.1.05|Distribuição – Máquinas e Equipamentos<br>–(STA)|<br>BRR|
|132.03.1.1.06|Distribuição – Veículos –(L,D,S)|BAR|
|132.03.2.1.06|Distribuição – Veículos –(STA)|BAR|
|132.03.1.1.07|Distribuição – Móveis e Utensílios –<br>(L,D,S)|<br>BAR|
|132.03.2.1.07|Distribuição – Móveis e Utensílios –(STA)|BAR|
|132.04.1.1.01|Administração – Intangíveis|BAR|
|132.04.1.1.02|Administração – Terrenos|BAR|
|132.04.1.1.04|Administração – Edificações, Obras Civis e<br>Benfeitorias|<br>BAR|
|132.04.1.1.05|Administração<br>–<br>Máquinas<br>e<br>Equipamentos|<br>BAR|
|132.04.1.1.06|Administração – Veículos|BAR|
|132.04.1.1.07|Administração – Móveis e Utensílios|BAR|
|132.05.1.1.01|Comercialização – Intangíveis|BAR|
|132.05.1.1.02|Comercialização – Terrenos|BAR|
|132.05.1.1.04|Comercialização – Edificações, Obras<br>Civis e Benfeitorias|<br>BAR|
|132.05.1.1.05|Comercialização<br>–<br>Máquinas<br>e<br>Equipamentos|<br>BAR|
|132.05.1.1.06|Comercialização – Veículos|BAR|
|132.05.1.1.07|Comercialização – Móveis e Utensílios|BAR|

Nota: Conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, aprovado pela Resolução nº 444 de 26/10/2001, atualizado pela Resolução Normativa n° 605, de 11 de março de 2014, ou o que vier a sucedê-la 

## **5.2. CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA BRR NO PRIMEIRO CICLO** 

53. Para a avaliação dos ativos das permissionárias vinculados à prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica devem ser observadas as seguintes diretrizes: 

a) A base de remuneração será obtida a partir dos ativos em operação e das referências de preços adotadas pela ANEEL; 

b) Considera-se como data-base do laudo de ativos o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária; 

c) A data anterior será utilizada para valoração dos ativos a partir do banco de preços referenciais da ANEEL; 

d) A base de remuneração deverá ser atualizada pela variação do IPCA, entre a data-base do laudo de ativos e a data da revisão tarifária; e 

e) Em relação ao almoxarifado de operações, seu valor corresponderá ao percentual de **0,30%** do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS). 

## **5.3. MÉTODO DE AVALIAÇÃO** 

54. Utiliza-se na realização da avaliação dos ativos da permissionária de distribuição de energia elétrica, o Método do Custo de Reposição, conforme definido neste Submódulo. 

55. O **Método do Custo de Reposição** estabelece que cada ativo é valorado por todas as despesas necessárias para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. 

56. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores: 

▪ **Valor Novo de Reposição (VNR):** Refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou equivalente ao avaliado, obtido a partir do banco de preços referenciais. 

▪ **Valor de Mercado em Uso (VMU):** É definido como o Valor Novo de Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação. 

▪ **Valor da Base de Remuneração (VBR):** É definido pela multiplicação do Índice de Aproveitamento, quando existir, pelo Valor de Mercado em Uso. O Índice de Aproveitamento é definido como um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica. 

57. Para a definição do Valor Novo de Reposição será utilizado o Banco de Preços Referenciais da ANEEL para Permissionárias (SISBASE-P), a partir de uma estrutura modular. 

58. A relação dos módulos construtivos e os respectivos valores são apresentados no **Anexo II** deste Submódulo. 

59. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL busca refletir os custos médios eficientes de aquisição e instalação dos diversos equipamentos. É estruturado na forma modular, abrangendo medidores, redes e linhas de distribuição, equipamentos de rede e subestações de distribuição. 

60. A valoração é realizada a partir de um inventário simplificado de ativos, atribuindo-se os respectivos módulos construtivos que representam o valor agregado de todos os ativos da permissão. 

## **5.4. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO – BANCO DE PREÇOS REFERENCIAIS** 

61. Os itens seguintes detalham o procedimento de avaliação para cada grupo de ativos, utilizandose o Banco de Preços Referenciais da ANEEL para Permissionárias (SISBASE-P). 

## **5.4.1. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS** 

62. São objeto de avaliação todos os bens e instalações contabilizados no subgrupo de contas referente a “MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS”, especialmente os abaixo elencados: 

a) subestações (conjunto de bens, instalações e 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.); 

b) linhas e redes de distribuição (equipamentos, estruturas e condutores elétricos aéreos, utilizados para a distribuição da energia elétrica, ou aqueles utilizados com função exclusiva de interligação de subestações ou circuitos, operando em tensões menores que 230 kV); 

c) equipamentos de medição (medidores de energia e potência); e 

d) pequenas centrais hidrelétricas e térmicas. 

63. A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se por base o Valor Novo de Reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e percentual de depreciação acumulado, a partir de uma estrutura modular, agrupando-se as instalações nos Módulos Construtivos, conforme descrito a seguir. 

## **5.4.1.1. Módulos Construtivos de Medição** 

64. Os módulos de medidores contemplam os tipos de medidores de energia instalados em redes de distribuição e são caracterizados pela classe de tensão e número de fases, conforme a tabela a seguir. 

**Tabela 5: Módulos Construtivos de Medição** 

|**Tipo **|**Categoria**|**Características**|
|---|---|---|
|ME|Medidor|Classe de Tensão: BT;13,8 kV|
|||Número de Fases: Mono;Bi;e Trifásico|

65. A valoração é feita por número de medidores e inclui todos os custos envolvendo o medidor e demais componentes associados. 

## **5.4.1.2. Módulos Construtivos de Redes de Distribuição** 

66. Os módulos construtivos de redes de distribuição aéreas contemplam as redes com tensão menor que 69 kV e são divididos em duas categorias: Estruturas e Condutores. 

67. Os módulos de estruturas e de condutores são caracterizados pela classe de tensão e número de fases, conforme a tabela a seguir. 

**Tabela 6: Módulos Construtivos de Redes de Distribuição** 

|**Tipo **|**Categoria**|**Características**|
|---|---|---|
|RD|Condutor|Classe de Tensão: BT;13,8 kV;34,5 kV|
|||Número de Fases: Mono;Bi;e Trifásico|
|RD|Estrutura|Classe de Tensão: BT;13,8 kV;34,5 kV|
|||Número de Fases: Mono;Bi;e Trifásico|

68. A valoração das estruturas é feita por número de postes e inclui todos os custos envolvendo o poste, cruzetas, isoladores, aterramento e fundações. A valoração dos condutores é feita por extensão de rede e inclui todos os custos envolvendo cabos e demais componentes associados. 

## **5.4.1.3. Módulos Construtivos de Equipamentos de Rede** 

69. Os módulos construtivos de equipamentos de rede de distribuição aéreas contemplam os equipamentos com tensão menor que 69 kV, sendo representados pelos transformadores de distribuição. 

70. Os módulos de equipamentos de rede são caracterizados pela classe de tensão, número de fases e capacidade (potência nominal), conforme a tabela a seguir. 

## **Tabela 7: Módulos Construtivos de Equipamentos de Rede** 

|**Tipo **|**Categoria**|**Características**|
|---|---|---|
|EQ|Transformador de<br>distribuição|Classe de Tensão: 13,8 kV; 34,5<br>kV|
|||Número de Fases: Mono; Bi; e<br>Trifásico|
|||Capacidade: kVA|

71. A valoração dos equipamentos de rede é feita por número de transformadores de distribuição, usado como principal driver de valoração, e inclui todos os custos envolvendo o transformador, chaves, para-raios e aterramento, além de outros equipamentos como regulador de tensão, religador, banco de capacitores e demais componentes associados. 

## **5.4.1.4. Módulos Construtivos de Linhas de Distribuição** 

72. Os módulos construtivos de linhas de distribuição aéreas contemplam as linhas com tensão maior ou igual a 69 kV e inferior a 230 kV, sendo divididos em duas categorias: Estruturas e Condutores. 

73. Os módulos de estruturas e de condutores são caracterizados pela classe de tensão e tipo de circuito, conforme a tabela a seguir. 

**Tabela 8: Módulos Construtivos de Linhas de Distribuição** 

|**Tipo **|**Categoria**|**Características**|
|---|---|---|
|LD|Estrutura|Classe de Tensão:  69 kV;138 kV|
|||Tipos de Circuito:<br>- CS: Circuito Simples<br>- CD: Circuito Duplo|
|LD|Condutor|Classe de Tensão: 69 kV;138 kV|
|||Tipos de Circuito:<br>- CS: Circuito Simples<br>- CD: Circuito Duplo|

74. A valoração das estruturas é feita por número de estruturas e inclui todos os custos envolvendo a estrutura, fundação, cadeia de isoladores, amortecedores e aterramento. A valoração dos condutores é feita por extensão de circuitos e inclui todos os custos envolvendo cabos e demais componentes associados. 

## **5.4.1.5. Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição** 

75. Os módulos construtivos de subestações de distribuição contemplam as subestações aéreas nos níveis de tensão de 34,5 kV, 69 kV e 138 kV e são divididos em três categorias: Infraestrutura geral, Manobra e Equipamento, descritas conforme a tabela a seguir 

## **Tabela 9: Descrição dos Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição** 

|**Módulo**|**Descrição**|
|---|---|
|Módulo de<br>Infraestrutura<br>Geral|O módulo de Infraestrutura Geral – MIG é<br>composto por: cercas e muros externos,<br>terraplenagem,<br>drenagem,<br>grama,<br>embritamento, arruamento, iluminação do pátio,<br>proteção<br>contra<br>incêndio,<br>sistema<br>de<br>abastecimento de água, malha de terra e cabos<br>para-raios, canaletas principais, transformador de<br>potencial, bases suportes e estruturas dos TPs de<br>barra, edificações, serviço auxiliar, área industrial,<br>sistema<br>de<br>telecomunicações,<br>sistema<br>de<br>proteção, controle e supervisão, canteiro de<br>obras, caixa separadora de óleo, engenharia,<br>administração local, eventuais e administração<br>central.|
|Módulo de<br>Manobra|Conjunto de equipamentos, materiais e serviços<br>necessários à implantação dos setores de<br>manobra, tais como: entrada de linha, conexão de<br>transformador<br>ou<br>autotransformador<br>e<br>interligação de barramentos. É representado pelo<br>número de disjuntores da subestação.|
|Módulo de<br>Equipamento|Composto pelos equipamentos principais da SE,<br>representados por transformadores de força e<br>banco de capacitores, incluindo os materiais e<br>serviços necessários à sua instalação.|

76. Os módulos de infraestrutura geral são caracterizados pela classe de tensão e porte. Os módulos de equipamentos (transformadores de força e bancos de capacitores) são caracterizados pela classe de tensão, número de fases e capacidade (potência nominal). Por fim, os módulos de manobra são caracterizados pela classe de tensão. 

77. A tabela a seguir apresenta a relação dos módulos construtivos de subestações de distribuição, de acordo com suas características principais. 

**Tabela 10: Módulos Construtivos de Subestações de Distribuição** 

|**Tipo **|**Categoria**|**Características**|
|---|---|---|
|SE|Infraestrutura Geral|Classe de Tensão:<br>- 34,5 kV<br>- 69 kV<br>- 138 kV|

|||Porte:<br>- Pequeno (1 trafo)<br>- Médio (2 a 3 trafos)<br>- Grande(> 3 trafos)|
|---|---|---|
|SE|Transformador de<br>força|Classe de Tensão:<br>- 34,5 / 13,8 kV<br>- 69 / 34,5 kV<br>- 69 / 13,8 kV<br>- 138 / 69 kV<br>- 138 / 34,5 kV<br>- 138/13,8 kV|
|||Número de Fases:<br>- Trifásico|
|||Capacidade:<br>- MVA|
|SE|Banco de<br>capacitores|Classe de Tensão:<br>- 13,8 kV<br>- 34,5 kV<br>- 69 kV<br>- 138 kV|
|||Capacidade:<br>- MVAr|
|SE|Manobra|Classe de Tensão:<br>- 13,8 kV<br>- 34,5 kV<br>- 69 kV<br>- 138 kV|

## **5.4.1.6. Módulos Construtivos de Geração** 

78. Os módulos construtivos de geração contemplam os ativos de geração e são divididos em duas categorias: Pequena Central Hidrelétrica e Pequena Central Termelétrica, descritas conforme a tabela a seguir. 

**Tabela 11: Módulos Construtivos de Geração** 

|**Tipo **|**Categoria**|**Características**|**Unidade**|
|---|---|---|---|
|GE|Pequena Central<br>Hidrelétrica|Gerador|R$/kW|
|||Turbina|R$/kW|
|||Reservatório, barragem e<br>adutora|R$/kW|
|||Edificações e obras civis|R$/kW|
|||Urbanização e benfeitorias|R$/kW|
|||Outros sistemas|R$/kW|

|||Equipamentos Casa de força|R$/kW|
|---|---|---|---|
|||Equipamentos Gerais|R$/kW|
|||Conduto forçado|R$/kW|
|||Transformação|R$/kW|
|||Conexão|R$/kW|
|||Custos indiretos|%|
||Pequena Central<br>Termelétrica|Grupo motor-gerador|R$/kW|
|||Turbina a vapor|R$/kW|
|||Edificações, obras civis,<br>urbanização e benfeitorias|R$/kW|
|||Outros sistemas|R$/kW|
|||Equipamentos Casa de força,<br>Transformação e Conexão|R$/kW|
|||Custos indiretos|%|

79. A valoração dos ativos é feita por intermédio de parâmetros de referência (R$/kW). Esses valores são disponibilizados pela ANEEL tomando-se por base a tipologia, características físicas e custos realizados de usinas construídas nos últimos anos. 

80. 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. 

## **5.4.2. DEMAIS ATIVOS** 

81. Os ativos referentes a terrenos de uso operacional (de distribuição) devem ser valorados a partir de um percentual regulatório, assumido como eficiente, em relação ao Valor Novo de Reposição do total de equipamentos de subestações. Para tal, adota-se o percentual de **4,5%** . 

82. Da mesma forma, os ativos referentes a edificações, obras civis e benfeitorias de uso operacional (de distribuição) devem ser valorados a partir de um percentual regulatório, assumido como eficiente, em relação ao Valor Novo de Reposição do total de equipamentos de subestações. Para tal, adota-se o percentual de **4,0%** . 

## **5.4.3. TIPO DE INSTALAÇÃO** 

83. Para os grupos de ativos referentes a medidores, redes de distribuição, equipamentos de rede e linhas de distribuição, deverá ser feita a segregação entre ativos situados em meio urbano e rural. O Banco de Preços Referenciais disponibilizado no **Anexo II** deste Submódulo apresenta os valores de referência para instalações urbanas. Para as instalações rurais, são adotados percentuais que são acrescidos aos valores de referência, conforme tabela abaixo. 

**Tabela 12: Custos Adicionais por Grupo de Ativos para Instalações Rurais** 

**Grupo de Ativos Acréscimo (%)** 

|Medidores|5,0%|
|---|---|
|Redes de Distribuição – Condutores|10,0%|
|Redes de Distribuição – Estruturas|10,0%|
|Equipamentos de Rede|5,0%|
|Linhas de Distribuição – Condutor|5,0%|
|Linhas de Distribuição – Estrutura|5,0%|

84. Para a segregação dos ativos em urbano e rural, as permissionárias poderão fazer uso das metodologias de densidade de unidades consumidoras por quadrícula, baseadas no sistema GIS ou pelos critérios legais que definam o limite urbano. 

85. A permissionária poderá ainda propor metodologia alternativa em sua revisão tarifária específica. Para validação da metodologia proposta, mostra-se imprescindível que a proposta seja feita a tempo de ser submetida à Audiência Pública. 

86. Abaixo são detalhadas as duas alternativas para a segregação dos ativos situados em meio urbano e rural. 

## **a) Densidade de Consumidores por Quadrícula** 

87. A segregação entre consumidores urbanos e rurais poderá ser determinada por meio de áreas com alta e baixa densidade de consumidores. Neste método, a permissionária deverá subdividir sua área de permissão em quadrículas de 500 metros por 500 metros (0,25km²) necessariamente através do sistema GIS. O critério para segregação das áreas de alta e baixa densidade será o número de unidades consumidoras localizadas em cada quadrícula, cuja regra de corte será definida por meio de uma análise de sensibilidade que deverá ser apresentada pela permissionária. 

88. Para definição do ponto de corte superior (para as regiões de alta densidade) e inferior (para as regiões de baixa densidade), a análise deverá apresentar como varia o número de unidades consumidoras localizadas em áreas de alta e baixa densidade à medida que se variam os pontos de corte. A permissionária deverá apresentar tais dados com o ponto superior variando entre 300 e 700 unidades consumidoras, com variação entre cada simulação de 100 unidades e o ponto de corte inferior variando entre 25 e 75 unidades consumidoras, com variação entre cada simulação de 25 pontos. 

89. As quadrículas na faixa de transição (entre os cortes de alta e baixa densidade) representariam então uma área de média densidade, cuja classificação seria feita a partir das seguintes condições: 

a) Se as quadrículas forem contíguas às grandes áreas de alta densidade, as mesmas também devem ser consideradas de Alta Densidade, a fim de se delimitar a fronteira dos núcleos urbanos; b) Se algumas quadrículas estiverem circundadas por uma área de baixa densidade, deve-se somar a quantidade de consumidores das quadrículas desta “ilha” e, se o valor deste conjunto for superior ao ponto de corte para regiões de alta densidade, as mesmas devem ser classificadas como de alta densidade; e 

c) Caso as duas condições anteriores não sejam atendidas, as quadrículas nesta faixa de transição são classificadas como baixa densidade. 

## **b) Critérios Legais** 

90. Neste método, a classificação da unidade consumidora em urbano/rural se dará de acordo com a localização geográfica do poste do qual é derivada sua ligação. A Lei nº 5.172, de 25 de outubro de 1966, define que serão consideradas como zona urbana as parcelas das áreas do município dotadas de pelo menos dois dos melhoramentos abaixo listados e, construídos ou mantidos pelo Poder Público: 

I - meio-fio ou calçamento, com canalização de águas pluviais; 

II - abastecimento de água; 

III - sistema de esgotos sanitários; 

IV - rede de iluminação pública, com ou sem postes para distribuição domiciliar; 

V - escola primária ou posto de saúde a uma distância máxima de três quilômetros do local considerado. 

91. A legislação municipal pode ainda considerar como zonas urbanas as áreas urbanizáveis, ou de expansão urbana, de loteamentos aprovados pelos órgãos competentes destinados à habitação, à indústria ou ao comércio, mesmo que localizados fora das zonas definidas nesses termos. 

92. A classificação acima mencionada ainda deverá ser consistida com dados do sistema elétrico georreferenciado. Assim, além da classificação conforme caracterização acima mencionada, ainda serão consideradas urbanas as redes elétricas com média e baixa tensão (rede primária e secundária) e vão médio inferior a 45 metros. 

93. Por esta metodologia, se faz necessária a constante atualização das poligonais urbanas, baseada no mapeamento cartográfico municipal, novas áreas urbanizadas disponibilizadas pelas Prefeituras Municipais e a característica elétrica das redes que atendem essas áreas. A área rural será definida como a poligonal do município descontada a área que atenda os critérios citados. 

## **5.4.4. BANCO DE PREÇOS E ÍNDICES DE ATUALIZAÇÃO** 

94. O Banco de Preços Referenciais da ANEEL para Permissionárias (SISBASE-P) é apresentado no **Anexo II** deste Submódulo, com valores referenciados à data de sua elaboração, em 1/9/2011. 

95. Para aplicação nas revisões tarifárias, tais valores deverão ser atualizados até a data-base do laudo de ativos, utilizando-se os índices de atualização descritos na tabela a seguir. 

**Tabela 13: Índices de Atualização do Banco de Preços Referenciais** 

|**Nú**<br>**m.**|**Parâmet**<br>**ro 1**|**Parâmet**<br>**ro 2**|**Parâmet**<br>**ro 3**|**Parâmet**<br>**ro 4**|**Parâmet**<br>**ro 5**|**Ativo**|
|---|---|---|---|---|---|---|
|1|0,30<br>IPCA|0,70<br>PDM31||||Estrutura<br>de linha|
|3|0,40<br>IPCA|0,30<br>ME34|0,30<br>PDM31|||Banco de<br>capacitores|
|4|0,30<br>IPCA|0,40<br>ME34|0,30<br>MEQS32|||Medidor|
|5|0,25<br>IPCA|0,75 AL||||Condutor|
|10|0,20<br>IPCA|0,30<br>BMP28|0,5 0AL|||Infraestrutu<br>ra de SE|
|34|0,50<br>IPCA|0,15<br>MB30|0,15<br>ME34|0,20<br>PDM31||Disjuntor<br>13,8 e<br>34,5kV|
|35|0,40<br>IPCA|0,15<br>MB30|0,15<br>ME34|0,20<br>PDM31|0,10 OIL|Disjuntor<br>69kV|
|46|0,30<br>IPCA|0,25<br>INCC|0,45<br>PDM31|||Estrutura<br>de rede|
|53|0,35<br>IPCA|0,10<br>PDM31|0,20 FSO|0,25 CU|0,10 OIL|Transforma<br>dor de<br>distribuição|
|78|0,45<br>IPCA|0,10<br>PDM31|0,15 FSO|0,20 CU|0,10 OIL|Transforma<br>dor de força|

## **Legenda:** 

IPCA: Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo – IBGE); INCC: Índice Geral (Índice Nacional de Custo da Construção - FGV); BMP 28: IPA - Produtos Industriais (Borracha e Material Plástico - FGV); PMNM 29: IPA - Produtos Industriais (Produtos de Minerais Não Metálicos - FGV); MB 30: IPA - Produtos Industriais (Metalurgia Básica - FGV); PDM 31: IPA - Produtos Industriais (Produtos de Metal - FGV); MEQS 32:  IPA – Produtos Industriais (Máquinas e equipamentos - FGV); ME 34: IPA - Produtos Industriais (Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos - FGV); 

FSO: Insumos (Ferro ou Aço Silício - ABINEE); OIL: Insumos (Óleo Mineral Isolante, AV70 - ABINEE); AL: Insumos (Alumínio - LME); e CU: Insumos (Cobre - LME). 

## **5.5. TRATAMENTO DA DEPRECIAÇÃO E OBRIGAÇÕES ESPECIAIS** 

96. Para a determinação do valor de mercado em uso – VMU deve ser considerado o percentual de depreciação acumulada, registrada na contabilidade para cada bem do ativo considerado, **após validação da ANEEL** . 

97. O valor de mercado em uso para a composição da base de remuneração será obrigatoriamente igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado, conforme identificado no respectivo registro contábil. 

98. 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. Caso não seja possível o recálculo da depreciação acumulada, esta deverá ser arbitrada pela ANEEL. 

99. A depreciação dos ativos adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais, para efeito de revisão tarifária, não é computada no cálculo da receita requerida da permissionária. 

100. As Obrigações Especiais são recursos relativos à participação financeira do consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais, estaduais e municipais e de créditos especiais vinculados aos investimentos aplicados nos empreendimentos vinculados à permissão. As Obrigações Especiais não são passivos onerosos e não são créditos do acionista. São atualizadas com os mesmos critérios e índices utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos agentes. 

101. As obrigações especiais devem compor a base de remuneração regulatória como redutoras do ativo imobilizado em serviço, e avaliada aplicando-se a mesma variação verificada entre o valor novo de reposição total e o valor original contábil, não depreciado, sobre o saldo das Obrigações Especiais, para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado como parcela redutora na base de remuneração. 

102. É vedada a aplicação da variação verificada entre o Valor Original Contábil (VOC) e o Valor Novo de Reposição (VNR), no saldo de Obrigações Especiais, quando esta variação for menor que 100%, resultante de erro de apropriação no valor contábil. 

103.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 partir da data da revisão tarifária. A cota de reintegração calculada sobre o valor do bem adquirido com recurso de Obrigação Especial debitada na conta 615.0X.XX (Naturezas de Gastos 53 – Depreciação e 55 – Amortização), será transferida a débito da subconta 223.0X.X.5 06 – Participações e Doações – Reintegração Acumulada – AIS – Universalização do Serviço Público de Energia Elétrica, de forma que o efeito desta despesa seja anulado no resultado do exercício. Para a apuração do valor da reintegração, deverá ser utilizada a taxa média de depreciação do ativo imobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos de Obrigações Especiais. 

104. Como forma de demonstração dos valores de Obrigações Especiais, as permissionárias deverão, no Laudo de Ativos, incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais. 

## **5.6. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA – BAR** 

105. 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. 

106. A Base de Anuidade Regulatória (BAR) será determinada pela formulação a seguir: 

BAR  =  1,7982 . (AIS)[-0,21+1] .  (IPCA1/IPCA0)[0,21] (16) 

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 no 1CRTP-P; IPCA1: Valor do índice IPCA na data da revisão tarifária; e IPCA0: Valor do índice IPCA em 01/01/2012. 

107. 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; 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. 

108. A segregação da base de anuidade regulatória por grupos é feita conforme as proporções definidas na tabela abaixo. 

**Tabela 14: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos** 

|**Grupo de Ativos**|**(% da BAR)**|
|---|---|
|Aluguéis(BARA)|25%|
|Veículos(BARV)|25%|
|Sistemas(BARI)|50%|

109.A Base de Anuidade Regulatória (BAR) pode ser então decomposta nos grupos acima definidos: 

BAR  = BARA  + BARV  + BAR1      (17) 

onde: 

BARA: Montante da base de anuidade regulatória referente aos investimentos considerados para infraestrutura de imóveis de uso administrativos; 

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. 

## **5.7. LAUDO DE ATIVOS** 

## **5.7.1. ASPECTOS GERAIS** 

110. O laudo de ativos a ser apresentado pela permissionária deverá conter somente a relação de ativos em operação, conforme modelo a ser disponibilizado pela ANEEL. 

111. O levantamento dos ativos deve ser realizado por empresa ou profissional apto para esse fim, contratado pela permissionária, o qual produzirá um laudo técnico que estará sujeito à validação mediante fiscalização da Agência. A permissionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas. 

112. Esse levantamento deverá ser feito tomando-se por base os controles da engenharia, por meio de mapas georreferenciados atualizados (GIS), ou quando não disponível por meio de inspeção em campo. 

113. O laudo de ativos deverá ser assinado por um engenheiro, responsável pelas informações técnicas, com o recolhimento da respectiva ART – Anotação de Responsabilidade Técnica, e também por um contador, responsável pelas informações contábeis. 

114. Não procedendo a permissionária ao levantamento dos ativos e ao encaminhamento das informações, nos termos definidos neste Submódulo e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o laudo de ativos apresentado pela permissionária não seja aprovado pela ANEEL, em virtude de qualidade técnica insuficiente ou não conformidades apontadas em fiscalização, caberá a esta arbitrar a base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso, não constituindo tal fato a dispensa da permissionária em apresentar o laudo posteriormente. 

115. O laudo de ativos deverá ser protocolado na ANEEL, em até **120 dias** antes da data da revisão tarifária da permissionária. 

116. A data-base do laudo de ativos deve ser o último dia do **sexto mês** anterior ao mês da revisão tarifária de cada permissionária. 

## **5.7.2. INFORMAÇÕES MÍNIMAS** 

117. O laudo de ativos deverá conter, no mínimo, as seguintes informações: 

## **I. Caracterização do Sistema Elétrico** 

a) Medição: informar a quantidade de medidores de energia elétrica em serviço (em número de unidades), individualizando-os quanto ao: 

- nível de tensão em que se encontram instalados (BT ou MT); 

- número de fases do instrumento (se monofásico, bifásico ou trifásico); e, 

- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 

b) Redes de Distribuição: informar o comprimento da rede de energia elétrica em serviço, projetada ao solo (em quilômetros – km) e a quantidade de postes (em número de unidades) da rede de energia elétrica em serviço, observando: 

(1) para a rede de BT: apenas o número de postes que atendem à baixa tensão (sem qualquer compartilhamento com outros níveis de tensão); e 

(2) para a rede de MT: número total de postes que atendem à média tensão (sejam eles exclusivos à MT ou compartilhados com a rede de BT). 

As informações sobre o comprimento da rede e sobre a quantidade de postes devem ser individualizadas quanto ao: 

- nível de tensão em que se encontram instalados (BT, ou MT de 13,8 kV, ou MT de 34,5 kV); 

- número de fases da rede (se monofásica, bifásica ou trifásica); e, 

- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 

c) Equipamentos de Rede: informar a quantidade de transformadores de distribuição (em número de unidades) da rede de energia elétrica em serviço e suas correspondentes potências totais instaladas (em kVA). 

Tais informações devem ser individualizadas quanto ao: 

- nível de tensão em que se encontram instalados (13,8 kV ou 34,5 kV); 

- número de fases do transformador (se monofásico, bifásico ou trifásico); e, 

- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 

d) Linhas de distribuição:  informar o comprimento da linha de distribuição de energia elétrica em serviço, projetada ao solo (em quilômetros - km) e a quantidade de estruturas (postes e/ou torres) (em número de unidades) da linha de distribuição de energia elétrica em serviço. 

As informações sobre o comprimento da linha de distribuição e sobre a quantidade de estruturas (postes e/ou torres) devem ser individualizadas quanto ao: 

- nível de tensão em que se encontram instalados (69 kV ou superior a 69 kV); 

- número de circuitos da linha (isto é, circuito simples ou circuito duplo); e, 

- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 

e) Subestações: informar a quantidade de subestações transformadoras (em número de unidades), em função do porte das mesmas, a quantidade total de transformadores de potência (em número de unidades) e sua correspondente potência total instalada (em MVA), a quantidade total de bancos de capacitores (em número de unidades) e sua correspondente potência total instalada (em MVAR), e a quantidade de disjuntores (em número de unidades). 

Tais informações devem ser individualizadas quanto: 

- ao maior nível de tensão da subestação (34,5 kV; 69 kV ou 138 kV); 

- à relação de transformação (34,5/13,8kV ; 69/34,5kV ou 69/13,8kV; 138/69kV ou 138/34,5kV ou 138/13,8kV); 

- ao nível de tensão do local de instalação do banco de capacitor (13,8kV, 34,5kV; 69kV ou 138kV); e, 

- ao nível de tensão do local de instalação do disjuntor (13,8kV, 34,5kV; 69kV ou 138kV). 

f) Geração Associada: nome da usina; localização da usina; tipo de usina: usina hidroelétrica / usina termoelétrica / outras; e potência total instalada (MW ou kW), energia firme (MW), demanda máxima; 

g) Para todas as informações referentes à caracterização do sistema elétrico, caso o nível de tensão existente na permissionária seja diferente do solicitado, considerar o nível de tensão imediatamente superior para fins de lançamento das informações. Exemplos: (1) se a tensão nominal for de 11,4 kV, considerar como sendo de 13,8 kV; (2) se a tensão nominal for de 23,1 kV, considerar como sendo de 34,5 kV; e (3) se a tensão nominal for de 44 kV, considerar como sendo de 69 kV. 

## **II. Apresentação das informações** 

118.Apresentar as informações de acordo com o modelo disponível em meio eletrônico no sítio da ANEEL, conforme **Anexo I** deste Submódulo. 

## **6. CUSTO DE CAPITAL** 

119. Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), sendo expresso pela seguinte fórmula: 

onde: 

rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 

rP: custo do capital próprio nominal; 

rD: custo da dívida nominal; 

- P: capital próprio; 

- D: capital de terceiros ou dívida; e 

- V: soma do capital próprio e de terceiros 

120. O resultado final é mostrado na tabela a seguir: 

**Tabela 15: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC** 

**Componente Fórmula Valor** 

|**Estrutura de Capital**|||
|---|---|---|
|Capital Próprio|(P/V)|93%|
|Capital de Terceiros|(D/V)|7%|
|**Custo de Capital Próprio**|||
|Custo de capitalpróprio nominal|rP|9,54%|
|Inflação||5,72%|
|Custo de capitalpróprio real||**3,62%**|
|**Custo de Capital de Terceiros**|||
|Custo de dívida nominal|rD|12,00%|
|Custo de dívida real||**5,82%**|
|**Custo Médio Ponderado**|||
|WACC nominal depois de impostos|rWACC|9,71%|
|WACC real depois de impostos|rWACC|**3,77%**|

## **7. FATOR X** 

121. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. 

122. A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras, além de promover uma transição da Parcela B. 

123. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por dois componentes, conforme fórmula abaixo: 

Fator X  =  Pd  +  T   (18) 

onde: 

𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; e 𝑇 = Trajetória de Parcela B. 

124. Os componentes Pd e T serão definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. 

## **7.1. COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd** 

125. O Componente **Pd** do Fator X contempla os ganhos de produtividade potenciais associados à distribuição de energia elétrica, sendo adotado o valor de **1,15% a.a** . 

## **7.2. TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA A PARCELA B – T** 

126. O Componente **T** do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição da Parcela B. 

127. Quando o valor da Parcela B definido no 1CRTP-P estiver contido no intervalo de **+/- 30,0%** (mais ou menos trinta por cento) em relação à Parcela B definida no último processo tarifário, não haverá aplicação do componente T. 

128. Caso contrário, o reposicionamento tarifário será limitado a +/- 30% e a diferença será incorporada no Componente T, conforme a fórmula abaixo. 

onde: 

N : número de reajustes entre duas revisões tarifárias sucessivas; VPB: Valor da Parcela B para fins de reposicionamento tarifário; e VPB’: Valor da Parcela B. 

129.O valor do Componente T será limitado a **+/- 2,0%** (mais ou menos dois por cento). 

## **8. PERDAS DE ENERGIA** 

130.As perdas de energia são classificadas em perdas técnicas e não técnicas, e possuem **período** de apuração anual. A metodologia consiste em definir limites de perdas regulatórias admissíveis no momento da revisão tarifária, aplicáveis aos reajustes subsequentes. 

131. As **Perdas Técnicas** correspondem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária, expressa em megawatt-hora (MWh). 

132. As **Perdas Não Técnicas** representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de medição etc. Corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas Técnicas, em megawatt-hora (MWh). 

133. O limite de perdas regulatórias admissíveis é um valor fixo definido para todo o ciclo de revisão tarifária, obtido com base no histórico das perdas de energia verificadas e na avaliação das perdas de energia da permissionária. A avaliação das perdas de energia pode ser realizada através da aplicação de um Procedimento Simplificado ou através da aplicação da metodologia de Cálculo das Perdas na Distribuição, conforme estabelecido no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. 

134. O Procedimento Simplificado de Avaliação das Perdas é o método padrão a ser aplicado às permissionárias. Nesse procedimento, a avaliação das perdas de energia é realizada através da aplicação de percentuais de referência de perdas regulatórias ao sistema de distribuição da permissionária, somando-se as perdas percentuais no sistema de alta tensão, quando aplicável, calculadas conforme disposto no Módulo 7 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. 

135. A Tabela abaixo apresenta os percentuais de referência de perdas técnicas por segmento com base na energia que circula no mesmo e de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão para aplicação do Procedimento Simplificado de avaliação das perdas. 

**Tabela 16 - Percentuais de Referência de Perdas Técnicas por Segmento e Perdas Não Técnicas sobre o Mercado de Baixa Tensão** 

||**sobre o Mercado de Baixa Tensão**|**sobre o Mercado de Baixa Tensão**|**sobre o Mercado de Baixa Tensão**|**sobre o Mercado de Baixa Tensão**|**sobre o Mercado de Baixa Tensão**||
|---|---|---|---|---|---|---|
||**Perdas Técnicas percentuais sobre a energia que circula no**<br>**segmento**|||||**Perdas**<br>**Não**<br>**Técnicas**<br>**sobre o**<br>**Mercado**<br>**de Baixa**<br>**Tensão**|
||**Alimentadores**<br>**MT**|**Transformadores**<br>**MT/BT**|**Circuitos**<br>**BT**|**Medidores**|**Ramais**||
|**Percentuais**<br>**de**<br>**referência**<br>**para**<br>**o**<br>**segmento**|3,89%|4,18%|2,09%|0,53%|0,22%|2,36%|

136. A aplicação do Procedimento Simplificado de Avaliação das Perdas se dá com base na configuração do sistema da permissionária e nas energias injetadas e fornecidas em cada nível de tensão, construindo-se assim o Diagrama Unifilar Simplificado da permissionária. Em seguida, são aplicados os percentuais constantes da Tabela 16 na configuração do sistema de distribuição da permissionária e obtidas as perdas de energia em cada segmento. A essas perdas são adicionadas as perdas no sistema de alta tensão da permissionária, quando aplicável, obtendo-se o Valor de Referência de Perdas Regulatórias. 

137. O limite de perdas regulatórias admissíveis será o menor entre o Valor de Referência de Perdas Regulatórias e o montante mínimo de perdas na distribuição verificado no histórico da permissionária. 

138. É facultado à permissionária que apresente o menor valor de perdas na distribuição obtido de seu histórico superior ao Valor de Referência de Perdas Regulatórias, a avaliação das perdas de energia pela aplicação da metodologia de Cálculo das Perdas na Distribuição, conforme estabelecido no Módulo 7 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. Nesse caso, a perda não técnica sobre o mercado de baixa tensão é definida como o menor valor entre o calculado pela referida metodologia, aplicado ao histórico de perdas da permissionária, e o valor de referência de perdas não técnicas na Tabela 16. 

## **9. OUTRAS RECEITAS** 

139. Os valores de outras receitas capturados na revisão tarifária serão calculados conforme Submódulo 2.7 do PRORET. 

## **10. GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA** 

140. Na revisão tarifária periódica será definido o **Valor da Geração Própria – VGP** , em R$/MWh, que consiste no valor regulatório para a cobertura dos custos operacionais e dos custos de capital referentes aos ativos de geração própria da permissionária. 

141. Os custos operacionais referem-se às despesas com pessoal, material, serviço de terceiros e outros, e os custos do capital contemplam a remuneração do capital (remuneração líquida mais impostos) e a quota de reintegração dos investimentos (amortização e depreciação). 

142. Os custos referentes aos ativos de geração própria da permissionária estão associados a um montante de geração de energia de referência, denominado **Montante de Geração Própria – MGP** , definido em MWh. 

143. O VGP será calculado pelo método do Fluxo de Caixa Descontado – FCD, que consiste em igualar o valor presente dos fluxos de receita e despesas dos ativos de geração de energia da permissionária estimados para o ciclo tarifário, conforme definido no contrato de permissão. 

144. O VGP definido na revisão tarifária será atualizado nos reajustes tarifários anuais pela variação acumulada do IPCA. 

145. Os custos da geração própria devem compor a Parcela A da receita das permissionárias, no item energia comprada para a revenda, pela multiplicação do VGP vigente pelo MGP definido na revisão. 

## **10.1. VALOR DA GERAÇÃO PRÓPRIA (VGP)** 

146. O VGP será calculado mediante a aplicação da equação abaixo: 

onde: 

i: ano tarifário (1, 2, 3, 4 ou 5, sendo 1 o ano da revisão tarifária); 

rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos, definido conforme item 6 deste Submódulo – Custo de capital; 

Ri: receita do ano tarifário i; 

QRRi: quota de reintegração regulatória do ano tarifário i; 

RCi: remuneração do capital do ano tarifário i; e COi: custos operacionais do ano tarifário i. 

147. Os termos da equação (1) são assim definidos: 

onde: 

VGP: valor da geração própria, em R$/MWh; 

MGP: montante de geração própria, em MWh, definido conforme item 10.3; 

θ: custo operacional, em R$/MWh, definido conforme item 10.2; 

BRRb0: base de remuneração regulatória bruta dos ativos de geração própria, em R$, referente ao ano da revisão, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de remuneração; 

δ: taxa média de depreciação dos ativos de geração própria, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de remuneração; 

BRRli: base de remuneração regulatória líquida dos ativos de geração própria, em R$, referente ao ano tarifário i, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de remuneração; e T: alíquota tributária marginal efetiva, definida conforme item 6 deste Submódulo – Custo de capital. 

## **10.2. CUSTOS OPERACIONAIS** 

148. Os custos operacionais associados aos ativos de geração própria de fonte hidráulica serão definidos em função da potência instalada de cada usina, por meio da aplicação da seguinte equação: 

> IPCAi (26) θ = {[exp(2,74 −0,417 ln(Pot) +  0,397)] + 1,24} × (IPCA11/2006) 

onde: 

## θ: custos operacionais em R$/MWh; 

Exp: exponencial; Ln: logaritmo natural; 

Pot: potência instalada, em MW; 

IPCAi= Valor do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo do mês anterior à data da revisão tarifária da permissionária i; e 

IPCA11/2006= Valor do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo em 11/2006. 

149. Os custos operacionais associados aos ativos de geração própria de fonte térmica serão calculados considerando o porte e a tecnologia de cada usina, a partir dos valores estabelecidos no 

Anexo IV da Resolução Normativa nº 427, de 22/2/2011, ou o que vier a sucedê-lo, atualizados pela variação acumulada do IPCA até a data da revisão tarifária da permissionária. 

## **10.3. MONTANTE DE GERAÇÃO PRÓPRIA (MGP)** 

150. O Montante de Geração Própria – MGP será definido para cada permissionária a partir da análise dos dados históricos da geração de energia elétrica que constam do SAMP – Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica. 

151. A análise dos dados históricos deverá observar fatores que influenciam o comportamento da geração de energia elétrica da permissionária, como os períodos de indisponibilidade das usinas, riscos hidrológicos, alterações na capacidade instalada das usinas e outros, desde que devidamente comprovados pelas permissionárias. 

152. Os investimentos em geração própria realizados no ciclo tarifário que resultarem aumento da capacidade de geração de energia elétrica da permissionária, serão remunerados nos reajustes tarifários anuais pela aplicação do VGP vigente ao montante de energia gerado adicionalmente ao MGP. 

## 1.2. 

## **11. ANEXOS** 

153.A seguir são apresentados os seguintes anexos: 

▪ **Anexo I** – Modelo de Laudo de Ativos; e 

▪ **Anexo II** – Banco de Preços Referenciais. 

## **ANEXO I** 

## **Modelo de Laudo de Ativos** 

|**A T I V O**|**Unid**<br>**.**|**Qtde. Ativos**|**Qtde. Ativos**|
|---|---|---|---|
|||**Urban**<br>**o**|**Rur**<br>**al**|
|**Medidores**||||
|**Baixa Tensão(BT) - Tensão inferior a 1 kV**||||
|Monofásicos|unid.|||
|Bifásicos|unid.|||
|Trifásicos|unid.|||
|**Média Tensão (MT) - Tensão de 13,8 kV**||||
|Trifásicos|unid.|||
|**Redes de Distribuição**||||
|**Baixa Tensão(BT) - Tensão inferior a 1 kV**||||
|Monofásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade depostes com rede monofásica(exclusivos à BT)|unid.|||
|Bifásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade depostes com rede bifásica(exclusivos à BT)|unid.|||
|Trifásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade depostes com rede trifásica(exclusivos à BT)|unid.|||
|**Média Tensão(MT) - Tensão de 13,8 kV**||||
|Monofásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|- Quantidade de postes com rede monofásica (exclusivos à MT ou<br>compartilhando BT)|unid.|||
|Bifásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|- Quantidade de postes com rede bifásica (exclusivos à MT ou<br>compartilhando BT)|unid.|||
|Trifásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|- Quantidade de postes com rede trifásica (exclusivos à MT ou<br>compartilhando BT)|unid.|||
|**Média Tensão(MT) - Tensão de 34,5 kV**||||
|Monofásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|- Quantidade de postes com rede monofásica (exclusivos à MT ou<br>compartilhando BT)|unid.|||
|Bifásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|- Quantidade de postes com rede bifásica (exclusivos à MT ou<br>compartilhando BT)|unid.|||
|Trifásica(extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|- Quantidade de postes com rede trifásica (exclusivos à MT ou<br>compartilhando BT)|unid.|||
|**Equipamentos de Rede**||||
|**Tensão primária de 13,8 kV**||||

|Quantidade de Transformadores Monofásicos|unid.|||
|---|---|---|---|
|- Potência Monofásica instalada(total)|kVA|||
|Quantidade de Transformadores Bifásicos|unid.|||
|- Potência Bifásica instalada(total)|kVA|||
|Quantidade de Transformadores Trifásicos|unid.|||
|- Potência Trifásica instalada(total)|kVA|||
|**Tensãoprimária de 34,5 kV**||||
|Quantidade de Transformadores Monofásicos|unid.|||
|- Potência Monofásica instalada(total)|kVA|||
|Quantidade de Transformadores Bifásicos|unid.|||
|- Potência Bifásica instalada(total)|kVA|||
|Quantidade de Transformadores Trifásicos|unid.|||
|- Potência Trifásica instalada(total)|kVA|||
|**Linhas de Distribuição**||||
|**Alta Tensão(AT) - Tensão de 69 kV**||||
|Circuito simples(linha trifásica/extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade de estruturas em circuito simples|unid.|||
|Circuito duplo(linha trifásica/extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade de estruturas em circuito duplo|unid.|||
|**Alta Tensão(AT) - Tensão superior a 69 kV**||||
|Circuito simples(linha trifásica/extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade de estruturas em circuito simples|unid.|||
|Circuito duplo(linha trifásica/extensão total:projeção no solo,em km)|km|||
|-Quantidade de estruturas em circuito duplo|unid.|||
|**Subestações Transformadoras**||||
|**Tensãoprimária de 34,5 kV**||||
|Quantidade de Subestações||||
|- Pequenoporte(1 transformador)|unid.|||
|- Médioporte(2 a 3 transformadores)|unid.|||
|- Grandeporte(acima de 3 transformadores)|unid.|||
|Quantidade Total de Transformadores 34,5/13,8 kV|unid.|||
|- Potência instalada(total)|MVA|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 34,5 kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 13,8 kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Disjuntores 34,5 kV|unid.|||
|Quantidade de Disjuntores 13,8 kV|unid.|||
|**Tensãoprimária de 69 kV**||||
|Quantidade de Subestações||||
|- Pequenoporte(1 transformador)|unid.|||

|- Médioporte(2 a 3 transformadores)|unid.|||
|---|---|---|---|
|- Grandeporte(acima de 3 transformadores)|unid.|||
|Quantidade Total de Transformadores 69/34,5 kV|unid.|||
|- Potência instalada(total)|MVA|||
|Quantidade de Transformadores 69/13,8 kV|unid.|||
|- Potência instalada(total)|MVA|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 69 kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 34,5 kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 13,8 kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Disjuntores 69 kV|unid.|||
|Quantidade de Disjuntores 34,5 kV|unid.|||
|Quantidade de Disjuntores 13,8 kV|unid.|||
|**Tensão primária de 138 kV**||||
|Quantidade de Subestações||||
|- Pequenoporte(1 transformador)|unid.|||
|- Médioporte(2 a 3 transformadores)|unid.|||
|- Grandeporte(acima de 3 transformadores)|unid.|||
|Quantidade Total de Transformadores 138/69kV|unid.|||
|- Potência instalada(total)|MVA|||
|Quantidade de Transformadores 138/34,5kV|unid.|||
|- Potência instalada(total)|MVA|||
|Quantidade de Transformadores 138/13,8kV|unid.|||
|- Potência instalada(total)|MVA|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 138kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 69kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 34,5kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Banco de Capacitores 13,8kV|unid.|||
|- Potência instalada (total)|MVA<br>R|||
|Quantidade de Disjuntores 138kV|unid.|||

|Quantidade de Disjuntores 69kV|unid.||
|---|---|---|
|Quantidade de Disjuntores 34,5kV|unid.||
|Quantidade de Disjuntores 13,8kV|unid.||

## **ANEXO II** 

## **Banco de Preços Referenciais – Valores por Módulos** 

**(Ref.: 09/2011)** 

|**Código**<br>**Módulo**|**Descrição Módulo**|**Unid**<br>**.**|**Valor (R$)**|
|---|---|---|---|
|**Medidores**||||
|MDC01|MEDIDOR DE ENERGIA MONOFÁSICO – BAIXA<br>TENSÃO|unid<br>.|83,01|
|MDC02|MEDIDOR DE ENERGIA BIFÁSICO – BAIXA TENSÃO|unid<br>.|222,22|
|MDC03|MEDIDOR DE ENERGIA TRIFÁSICO – BAIXA TENSÃO|unid<br>.|265,38|
|MDC04|MEDIDOR DE ENERGIA TRIFÁSICO – 13,8 kV|unid<br>.|1.875,34|
|**Redes de Distribuição**||||
|CRC01|REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM BT –<br>CONDUTOR|km|3.346,17|
|CRC02|REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM BT –<br>CONDUTOR|km|6.692,33|
|CRC03|REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM BT –<br>CONDUTOR|km|10.038,50|
|CRC04|REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 13,8kV –<br>CONDUTOR|km|4.600,98|
|CRC05|REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 13,8kV –<br>CONDUTOR|km|9.201,96|
|CRC06|REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 13,8kV –<br>CONDUTOR|km|13.802,94|
|CRC07|REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 34,5kV –<br>CONDUTOR|km|5.019,25|
|CRC08|REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 34,5kV –<br>CONDUTOR|km|10.038,50|
|CRC09|REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 34,5kV –<br>CONDUTOR|km|15.057,75|
|PSC01|REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM BT –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|445,66|
|PSC02|REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM BT –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|472,40|
|PSC03|REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM BT –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|481,31|
|PSC04|REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 13,8kV –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|587,47|
|PSC05|REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 13,8kV –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|646,22|

|PSC06|REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 13,8kV –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|675,59|
|---|---|---|---|
|PSC07|REDE DE DISTRIBUIÇÃO MONOFÁSICA EM 34,5kV –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|619,71|
|PSC08|REDE DE DISTRIBUIÇÃO BIFÁSICA EM 34,5kV –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|684,94|
|PSC09|REDE DE DISTRIBUIÇÃO TRIFÁSICA EM 34,5kV –<br>ESTRUTURA|unid<br>.|717,56|
|**Equipamentos de Rede**||||
|TDC01|TRANSFORMADOR DE REDE MONOFÁSICO -<br>13,8kV|kVA|y = -147,8ln(kVA) +<br>744,39|
|TDC02|TRANSFORMADOR DE REDE BIFÁSICO - 13,8kV|kVA|y = -153,5ln(kVA) +<br>791,15|
|TDC03|TRANSFORMADOR DE REDE TRIFÁSICO - 13,8kV|kVA|y = -199,4ln(kVA) +<br>1027,5|
|TDC04|TRANSFORMADOR DE REDE MONOFÁSICO -<br>34,5kV|kVA|y = -158,1ln(kVA) +<br>796,5|
|TDC05|TRANSFORMADOR DE REDE BIFÁSICO - 34,5kV|kVA|y = -164,3ln(kVA) +<br>846,53|
|TDC06|TRANSFORMADOR DE REDE TRIFÁSICO - 34,5kV|kVA|y = -213,4ln(kVA) +<br>1099,4|
|**Linhas de Distribuição**||||
|CLC01|CONDUTOR NU EM 69kV,CIRCUITO SIMPLES|km|72.249,03|
|ESC01|ESTRUTURA EM 69kV, CIRCUITO SIMPLES|unid<br>.|15.474,79|
|CLC02|CONDUTOR NU EM 69kV,CIRCUITO DUPLO|km|123.939,75|
|ESC02|ESTRUTURA EM 69kV, CIRCUITO DUPLO|unid<br>.|21.900,99|
|CLC03|CONDUTOR NU EM 138kV,CIRCUITO SIMPLES|km|80.562,69|
|ESC03|ESTRUTURA EM 138kV, CIRCUITO SIMPLES|unid<br>.|18.772,72|
|CLC04|CONDUTOR NU EM 138kV,CIRCUITO DUPLO|km|140.712,96|
|ESC04|ESTRUTURA EM 138kV, CIRCUITO DUPLO|unid<br>.|25.851,01|
|**Subestações**||||
|MIC01|INFRAESTRUTURA 34,5kV - PEQUENO PORTE|unid<br>.|359.869,72|
|MIC02|INFRAESTRUTURA 34,5kV - MÉDIO PORTE|unid<br>.|432.264,49|
|MIC03|INFRAESTRUTURA 34,5kV - GRANDE PORTE|unid<br>.|504.659,27|
|MIC04|INFRAESTRUTURA 69kV - PEQUENO PORTE|unid<br>.|359.869,72|

|MIC05|INFRAESTRUTURA 69kV - MÉDIO PORTE|unid<br>.|432.264,49|
|---|---|---|---|
|MIC06|INFRAESTRUTURA 69kV - GRANDE PORTE|unid<br>.|504.659,27|
|MIC07|INFRAESTRUTURA 138kV - PEQUENO PORTE|unid<br>.|359.869,72|
|MIC08|INFRAESTRUTURA 138kV - MÉDIO PORTE|unid<br>.|432.264,49|
|MIC09|INFRAESTRUTURA 138kV - GRANDE PORTE|unid<br>.|504.659,27|
|TFC01|TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -<br>34,5/13,8kV|MVA|y = -86,83*MVA2+<br>40.509,16*MVA –<br>24.077,25|
|TFC02|TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -<br>69/34,5kV|MVA|y = -126,54*MVA2+<br>59.027,63*MVA –<br>35.084,00|
|TFC03|TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -<br>69/13,8kV|MVA|y = -124,05*MVA2+<br>57.870,22*MVA –<br>34.396,08|
|TFC04|TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -<br>138/69kV|MVA|y = -40,43*MVA2+<br>61.709,28*MVA –<br>41.721,59|
|TFC05|TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -<br>138/34,5kV|MVA|y = -39,63*MVA2+<br>60.475,09*MVA –<br>40.887,16|
|TFC06|TRANSFORMADOR DE FORÇA TRIFÁSICO -<br>138/13,8kV|MVA|y = -38,82*MVA2+<br>59.240,90*MVA –<br>40.052,73|
|BCC01|BANCO DE CAPACITORES EM 13,8kV|MVA<br>R|y = -622,28*MVAR2+<br>73.997,89*MVAR –<br>9.999,72|
|BCC02|BANCO DE CAPACITORES EM 34,5kV|MVA<br>R|y = -700,07*MVAR2+<br>83.247,63*MVAR –<br>11.249,68|
|BCC03|BANCO DE CAPACITORES EM 69kV|MVA<br>R|y = -777,85*MVAR2+<br>92.497,37*MVAR –<br>12.499,64|
|BCC04|BANCO DE CAPACITORES EM 138kV|MVA<br>R|y = -742,07*MVAR2+<br>95.017,20*MVAR –<br>13.079,02|
|COC01|CONEXÃO EM 13,8kV|unid<br>.|139.595,56|
|COC02|CONEXÃO EM 34,5kV|unid<br>.|158.731,05|

|COC03|CONEXÃO EM 69kV|unid<br>.|353.687,00|
|---|---|---|---|
|COC04|CONEXÃO EM 138kV|unid<br>.|500.919,67|