%dqfr gh 3uhorv 5hihuhqfldlv - aneel.gov.br · controle dos preços e tarifas, homologando seus...

S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E R E G U L A Ç Ã O E C O N Ô M I C A �1RWD�7pFQLFD�Q��65(�$1((/�

�

%UDVtOLD��GH�GH]HPEUR�GH��

%DQFR�GH�3UHoRV�5HIHUHQFLDLV�

0yGXORV�&RQVWUXWLYRV�

0 ( 7 2 ' 2 / 2 * , $ � $ 3 / , & $ ' $ � $ � 5 ( ' ( 6 � � / , 1 + $ 6 � ( �6 8 % ( 6 7 $ d ¯ ( 6 � ' ( � ' , 6 7 5 , % 8 , d ® 2 �

�

��V e r s ã o P r e l i m i n a r

CONSULTAPÚBLICA $JrQFLD�1DFLRQDO�GH�(QHUJLD�(OpWULFD�Superintendência de Regulação Econôm ica – SRE SGAN 603 / Módulo “ I ” – 1º andar CEP: 70830-030 – Brasília – DF Tel: + 55 61 2192-8814 Fax: + 55 61 2192-8679

tQGLFH��

/ ��K�K�:�d/sK �// ��K^�&�dK^ �/// ��KEd�ydh�>/��K �/// � ��Z��d�Z/��K��K�WZK�>�D� �

/// �� /// �D � �s �

/// � �&KZD�^��/DW>�D�Ed��K �/// ��s �� W �Z �/ �/// ��s �� W �D �

/// � �WZKWK^d��W�Z��K�d�Z��/ZK��/�>K��Z�s/^O�^�d�Z/&�Z/�^ �/// �� Z �/// ��s � �� Z �/// ��& � �� W �/// �> � �� s � �� /// �/ � �� E �� /// �1 � �� /// �� & � �

/// � ��^�&/K^�W�Z��/DW>�D�Ed��K �/// � ��O�^��KDW>�D�Ed�Z�^��K��E�K��WZ��K^ �

/s �K��^d��K��Zd��K^�DM�h>K^��KE^dZhd/sK^ �/s ��yW�Z/�E�/��/Ed�ZE��/KE�> �/s ��yW�Z/�E�/��Z�^/>�/Z� �

s ��^�Z/��K��D�dK�K>K'/��KDWK^/��K��K^�DM�h>K^��KE^dZhd/sK^��Z��^ �>/E,�^��^h��^d��O�^��/^dZ/�h/��K �s � ��d/s/��^��^�EsK>s/��^ �s � ��^�Z/��K��DK��>�'�D �

s �Z � �� s �> � �^ � ��

s � ��^�Z/�O�^�W��ZKE/��^��K^�D�d�Z/�/^ �s � ��^�Z/�O�^�W��ZKE/��^��^��d/s/��^� �^�Zs/�K^ �

s/ �WZK��/D�EdK^ �s/ � �Z�Yh/^/dK^��/E&KZD��O�^ �

s/ �/ � �� s/ �/ � �� E �� s/ �d �� D � �h �s/ �s �s/ �^ � �/ �s/ � �d �

s/ �d � �� s/ � ��K�/&/��K �

s/ �� D � �E � �/ �s/ ��

s/ � ��^dZhdhZ��K��^�/E&KZD��O�^ �s/ � �&>hyK'Z�D��K�WZK��^^K �

s// �WZMy/DK^�W�^^K^ �s/// ��KE�>h^O�^ �/y ��E�yK^ �y �Z�&�Z�E�/�^��/�>/K'Z�&/��^ �

(Fls. 1 da Nota Técnica no 409/2009-SRE/ANEEL, de 09/12/2009).

* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

1RWD�7pFQLFD�Q � ��²65(�$1((/�

Em 09 de dezembro de 2009.

Processo n.º 48500.003231/2008-26 Assunto: Metodologia de Composição dos Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica, Referente às Redes, Linhas e Subestações de Distribuição, com tensão inferior a 230 kV.

,��'2�2%-(7,92� A presente Nota Técnica tem por objetivo apresentar as linhas gerais da Metodologia de

Composição dos Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica - SBDEE, referente às redes, linhas e subestações de distribuição, com tensão inferior a 230 kV. Para isso, é apresentada uma “Proposta de Catálogo Referencial de Módulos Construtivos”.

2. O material ora disponibilizado, além da metodologia de composição de módulos construtivos do SBDEE, também é composto por descrições padronizadas de materiais e atividades/serviços dos módulos construtivos, contendo:

a) Módulos construtivos referenciais para Redes, Linhas e Subestações de Distribuição, com Tensão Inferior a 230 kV;

b) Tipo, descrição e características padronizadas dos materiais, conforme definido em normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT; e,

c) Descrição detalhada das atividades / serviços, incluindo a constituição de equipes, transporte de materiais, veículos envolvidos, engenharia, administração e custos indiretos.

3. Tal conteúdo corresponde ao Catálogo Referencial que, uma vez consolidado, permitirá a realização de coleta de preços de mercado praticados pelos agentes do setor, contribuindo para a organização de um Banco de Preços Referenciais, necessário ao processo de valoração da base de ativos regulatórios das concessionárias de distribuição, quando submetidas aos processos de Revisão Tarifária Periódica. 4. Ressalta-se o caráter preliminar deste trabalho que visa, no atual estágio, obter subsídios dos diversos agentes envolvidos para a elaboração da metodologia geral. Esta etapa de consulta preliminar faz parte do desenvolvimento do “Projeto SisBase”, cujo objetivo é produzir uma ferramenta sistematizada capaz


de subsidiar com elevado alto de precisão o processo de valoração da base de remuneração regulatória, que integra o processo de Revisão Tarifária Periódica das empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica no Brasil. Inicialmente o Projeto visa a definição e consolidação de um Banco de Preços Referenciais de Módulos Construtivos de distribuição de energia elétrica, para num momento posterior, de posse de uma base de dados geo-referenciada, sistematizar a valoração da base de remuneração regulatória dos ativos de distribuição de todas as empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica no Brasil. ,,��'26�)$726� 5. A revisão das tarifas dos serviços públicos concedidos é uma exigência legal, conforme dispõe o Art. 9o da Lei no 8.987/1995 (Lei de Concessões), complementado pelo Art. 10º da mesma lei. Tais dispositivos foram incorporados aos contratos de concessão dos serviços de distribuição de energia elétrica, o que confere à revisão tarifária das concessionárias um caráter de obrigação contratual. 6. Assim, cabe à ANEEL atuar, na forma da lei e do contrato, nos processos de definição e controle dos preços e tarifas, homologando seus valores iniciais, reajustes e revisões, e criar mecanismos de acompanhamento de preços e tarifas, conforme inciso X, do art. 4o, do Anexo I, do Decreto No 2.335/1997.

7. Face à experiência decorrente do primeiro ciclo de revisões tarifárias, a ANEEL emitiu a Resolução n° 493, de 3 de setembro de 2002, que estabeleceu a metodologia e critérios gerais para definição da base de remuneração, visando à revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

8. Encerrado o primeiro ciclo de revisão das tarifas, no início de 2006, a ANEEL providenciou estudos, no sentido de identificar melhorias nos aspectos metodológicos do primeiro ciclo. Os resultados de tais estudos deram origem a Notas Técnicas que tratam da necessidade de aperfeiçoamento de temas específicos, a partir das quais foram apresentadas propostas de mudanças metodológicas.

9. Com base nesses estudos e nas contribuições recebidas em audiência pública, a ANEEL aprovou e publicou a Resolução Normativa n° 234/2006, estabelecendo os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica. 10. Dessa forma, para o segundo ciclo de revisões tarifárias foi definido que a base de ativos avaliada na primeira revisão tarifária de cada empresa seria “blindada”. Essa blindagem envolve a não reavaliação desses ativos tanto nas quantidades quanto nos preços. A atualização dos preços se daria apenas pela aplicação do índice IGP-M. No entanto, a blindagem não se refere apenas a um montante financeiro e sim a ativos que continuam a depreciar normalmente e sofrendo as devidas baixas. 11. Já para os novos ativos que entraram em operação entre a primeira e segunda revisão tarifária, chamada de “base incremental”, foi proposta a valoração segundo a mesma abordagem adotada no primeiro ciclo, ou seja, pelo Custo de Reposição Depreciado Otimizado – CRDO (ou DORC). No entanto, conforme a Resolução ANEEL n.º 234, de 31 de outubro de 2006, foi proposta a adoção de um “banco de preços referenciais”. Dessa forma, o custo de reposição não seria obtido individualmente para cada empresa e sim a partir de preços médios praticados pelas empresas.


12. Assim, fez-se necessário o desenvolvimento e/ou o aprimoramento dos procedimentos e da metodologia de análise qualitativa e quantitativa dos ativos em serviço nas concessionárias, com o intuito de se determinar os custos médios dos sistemas de distribuição. 13. Contudo, nas revisões tarifárias ocorridas no segundo ciclo, foi adotado o banco de preços da própria concessionária, por não dispor a ANEEL do referido bando de preços referenciais. Dessa forma, o equipamento principal foi valorado com preços praticados pela empresa, sendo os percentuais de componentes menores e custos adicionais extraídos da contabilidade, conforme a prática de cada concessionária, após a crítica e validação pela ANEEL. 14. Visando implementar as propostas de aprimoramentos metodológicos estabelecidas por intermédio da Resolução n.º 234/2006, foi colocada em audiência pública (AP 052/2007), a Nota Técnica n.º 353/2007- SRE/SFF/ANEEL, de 12 de dezembro de 2007, que trata do aprimoramento da metodologia e dos procedimentos operacionais para definição da Base de Remuneração Regulatória a serem aplicados no Segundo Ciclo de Revisões Tarifárias das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. 15. Os aprimoramentos propostos objetivavam simplificar o trabalho de levantamento da base de ativos incremental, tornando mais clara a valoração, principalmente quanto aos componentes menores – COM e custos adicionais – CA, minimizando as infindáveis discussões sobre o tema, bem como reduzir a assimetria de informações inerente ao processo. 16. Em síntese, as principais alterações propostas foram: i) Adoção do método do custo histórico corrigido para valoração dos ativos, em substituição ao método do custo de reposição a partir de um banco de preços referenciados; (ii) Aprovação dos valores de investimentos nos ativos do programa Luz Para Todos de acordo com os preços médios contratados; (iii) Normatização das datas e prazos para realização do laudo de avaliação e sua entrega à ANEEL; e (iv) Alteração dos critérios para contratação de empresas avaliadoras. 17. Com o fechamento da Audiência Pública nº 052/2007, verificou-se que a melhor alternativa era a manutenção do método atual de valoração, visto que na prática mostrou-se viável e adequado aos propósitos regulatórios. Contudo, foram necessárias algumas atualizações na Resolução n.º 234/2006, de modo a adequá-la aos procedimentos que vinham sendo adotados pela ANEEL. Dessa forma, conclui-se pela manutenção do método originalmente definido na Resolução n.º 234/2006, ou seja, pelo Custo de Reposição, adequando-se, no entanto, a referida resolução para incorporar a utilização do banco de preços individuais e não mais o de preços médios regionais. 18. No entanto, a própria Resolução n.º 234/2006, definiu que o procedimento de avaliação completa da base de remuneração deverá ocorrer em períodos alternados de revisões tarifárias periódicas subseqüentes. No terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas todos os ativos imobilizados em serviço serão então avaliados conforme metodologia e critérios a serem estabelecidos.

19. Para isso, imediatamente após à aprovação e publicação da Resolução Normativa n.º 338/2007, que alterou a Resolução n.º 234/2006, a ANEEL iniciou os estudos destinados à composição de um Banco de Preços Referenciais, objetivando sua aplicação no terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas. 20. Para a implementação eficiente desse banco de Preços Referenciais, deve-se definir previamente os principais tipos de obras de serviços de distribuição de energia elétrica e também seus


arranjos, devendo-se levar em conta os principais padrões técnico-construtivos adotados pelas concessionárias. Isso requer a construção de “unidades construtivas modulares”, conforme já adotado nos setores de distribuição por órgãos reguladores da Austrália, Nova Zelândia, Dinamarca, Colômbia, Chile e Peru. 21. Assim, como parte inicial do desenvolvimento deste trabalho, a ANEEL contratou dois consultores especializados, no âmbito do Projeto PNUD – BRA/98/019 – Consolidação da Estrutura Técnica e Administrativa da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, para a elaboração de uma proposta de Catálogo Referencial de Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica – SBDEE. 22. Em consonância com o estabelecido nos termos da contratação, foram desenvolvidas as seguintes atividades:

� $WLYLGDGH�� – Identificação dos módulos construtivos de redes de distribuição com tensão inferior a 69 kV, linhas com tensão igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV e subestações de distribuição de energia elétrica, por meio de levantamento do estado da arte, análise documental e indicação de módulos praticados por empresas distribuidoras de energia que possam ser representativas regionalmente; composição da estrutura modular, contendo a relação de materiais e atividades/serviços, por função no sistema de distribuição e de acordo com a classificação contábil de Unidades de Cadastro da Portaria DNAEE nº 815/1994; e desenvolvimento de metodologia, contendo a composição dos módulos construtivos do sistema de distribuição, observando uma estrutura mínima definida pela ANEEL; � $WLYLGDGH�� – Elaboração da descrição padrão para materiais e atividades/serviços de cada módulo construtivo do sistema de distribuição de energia elétrica, com base na metodologia objeto da Atividade 1; � $WLYLGDGH�� – Elaboração, por meio da compilação revisada dos relatórios decorrentes das Atividades 1 e 2, da proposta de Catálogo Referencial de Módulos Construtivos do SBDEE, contendo a composição dos módulos construtivos do sistema, definida na Atividade 1, e a descrição padrão para materiais e atividades/serviços de cada módulo, definida na Atividade 2; e � $WLYLGDGH��– Apresentação e discussão em seminário, organizado pela ANEEL para público interno da Agência. Essa atividade constituiu-se na realização da Audiência para o Público Interno n.º 001/2008, realizada em 20/11/2008.

23. Ressalta-se que o trabalho foi realizado em parceria com os técnicos da ANEEL, sendo a Agência responsável pela definição das linhas gerais da metodologia. Assim, uma vez concluída esta etapa do projeto, está sendo proposta uma consulta pública para iniciar as discussões acerca do tema, entendendo ser um assunto de extrema complexidade e que requer uma ampla discussão, especialmente sobre os aspectos metodológicos. 24. Neste sentido, o material ora disponibilizado é apenas uma primeira versão do catalogo de módulos construtivos, restando ainda sua complementação, para a qual está em curso um processo licitatório para contratação de nova consultoria externa para apoiar o desenvolvimento do trabalho.


,,,��&217(;78$/,=$d®2 ,,,��²�&$5$&7(5,=$d®2�'2�352%/(0$1 � 25. A base de ativos constitui-se no montante de capital investido que se materializa nos bens que estão prestando o serviço e que devem ser remunerados, correspondendo ao verdadeiro lucro da concessionária.

26. Tendo em vista a assimetria de informação existente entre o regulador e as empresas reguladas, torna-se necessária uma atenção especial no caso do segmento de distribuição de energia elétrica quanto à correta definição da base de capital para que os objetivos da revisão tarifária possam ser alcançados a contento. A seleção do método mais apropriado para a definição da base de capital é complexa e envolve diversos aspectos. 27. Assim, é preciso definir se o ³LQYHVWLPHQWR´�a ser remunerado está ou não relacionado com os ativos existentes e necessários para a prestação do serviço regulado, pois a opção resultará num valor diferente para a base de remuneração e, conseqüentemente, em valores diferentes para as tarifas que serão cobradas dos consumidores. Outra ordem de consideração diz respeito à definição do que se considera ³LQYHVWLPHQWR�SUXGHQWH´�– que se trata de preocupação fundamental do órgão regulador no cumprimento de seus principais objetivos, quais sejam: L�� zelar pelo equilíbrio nas relações entre consumidores e concessionárias; LL��garantir tarifas justas; LLL��garantir a continuidade da prestação dos serviços; LY��zelar pela qualidade do serviço; e Y��atrair investimentos. 28. Sobre a questão, vale ressaltar que a conceituação de investimento prudente passa pelo entendimento de que devem ser investimentos efetivamente realizados no âmbito da concessão, de forma criteriosa, atentando-se para a eficiência na alocação dos recursos, bem como na aquisição dos mesmos. Ademais, a análise da prudência deve ser complementada pela observância da modicidade tarifária, pois os investimentos devem ser também compatíveis com a capacidade de pagamento dos consumidores.

29. A base de capital será formada pelos ativos em operação (quantidades físicas) multiplicados pelos seus respectivos “preços”. Dado que o problema de se determinar as quantidades físicas seja mais facilmente resolvido, o grande dilema do regulador é definir os preços desses bens. Para isso, é necessária a escolha de um método apropriado de valoração dessa base. 30. Entre as abordagens e os métodos de valoração da base de capital, destacam-se os apresentados a seguir. ,,,��$ERUGDJHQV�GH�$YDOLDomR�GH�$WLYRV

1 Extraído da Nota Técnica n.º 353/2007- SRE/SFF/ANEEL, de 12 de dezembro de 2007.


31. A primeira etapa na definição da base de remuneração é a escolha de uma abordagem de avaliação de ativos. Existe uma variedade de abordagens para avaliação dos ativos, dentre as quais se destacam as seguintes:

� &XVWR�+LVWyULFR�'HSUHFLDGR� �&+'�: esta abordagem envolve valorar os ativos atuais pelo custo histórico de compra e então depreciá-los com base nas taxas médias de depreciação;

� &XVWR�+LVWyULFR�'HSUHFLDGR�2WLPL]DGR��&+'2�: envolve valorar os ativos atuais pelo custo histórico de compra, considerando uma otimização dos ativos redundantes e então depreciá-los com base nas taxas médias de depreciação;

� &XVWR�GH�5HSRVLomR�'HSUHFLDGR��&5'�: envolve o custo atual de repor um ativo moderno que deveria ser instalado hoje de forma a prover o mesmo nível de serviços, sendo depreciado com base nas taxas médias de depreciação;

� &XVWR�GH�5HSRVLomR�'HSUHFLDGR�2WLPL]DGR� �&5'2�: envolve o custo atual de repor um ativo moderno eficiente e otimizado que provê uma qualidade de fornecimento similar ao ativo existente, com capacidade suficiente para atender a demanda atual com previsão de crescimento futuro, que deveria ser instalado hoje de forma a prover o mesmo nível de serviços, sendo depreciado com base nas taxas médias de depreciação.

� 9DORU�1RYR�GH�5HSRVLomR�(PSUHVD�0RGHOR� �915�(0�: envolve valorar ativos otimizados com capacidade suficiente para atender a demanda atual com previsão de crescimento futuro, abstraindo-se dos ativos existentes.

32. Assim, a avaliação dos ativos pode considerar uma das três possibilidades: (i) reproduzir fielmente os ativos existentes; (ii) adotar algum grau de otimização sobre os ativos existentes; e (iii) adotar um ativo modelo, não se vinculando aos ativos reais. 33. As quatro primeiras abordagens são amplamente utilizadas no mundo, devendo a escolha entre elas apenas ser consistente com os demais parâmetros regulatórios. Já a quinta alternativa, por se abstrair da realidade, torna sua aplicação pouco factível. 34. As abordagens descritas acima podem ser sumarizadas na tabela a seguir:

7DEHOD��5HVXPR�GDV�$ERUGDJHQV�GH�$YDOLDomR�GH�$WLYRV 7LSR�GH�$WLYRV� &XVWR�+LVWyULFR� &XVWR�GH�5HSRVLomR�

Ativos Existentes CHD CRD Ativos Otimizados CHDO CRDO Ativos Modelo --- VNR-EM

,,,��0pWRGRV�GH�9DORUDomR 35. A segunda etapa na definição da base de remuneração é a escolha do método de valoração. A seguir são apresentados os principais métodos existentes para valoração dos ativos.

� &XVWR�+LVWyULFR��os ativos são valorados a partir do seu valor original de compra – o que apresenta como vantagem o fato de constituir uma medida facilmente identificável e objetiva da base de


remuneração. No entanto, apesar de apresentar praticidade, esse método não considera o princípio da eficiência alocativa, podendo levar a distorções como a perda da relação entre o valor do ativo regulatório e o custo que um novo participante no mercado incorreria para instalar uma rede e prestar serviços similares aos prestados pela empresa regulada. Esta distorção pode ser causada pela inflação – no caso em que o valor do ativo regulatório estaria subavaliado – ou pelo progresso tecnológico – situação em que o valor dos ativos regulatórios estaria sobreavaliado.

� &XVWR� &RUUHQWH� RX� &XVWR� +LVWyULFR� $WXDOL]DGR�� constitui uma variação da abordagem anterior baseada na utilização de ajustes ao valor contábil histórico para refletir a inflação, subtraída a depreciação. É um método mais aceitável que o anterior, pois além de ser transparente e não subjetivo, preserva-se o valor do investimento e atende aos princípios de sustentabilidade financeira da concessionária e de atratividade de investimentos. Entretanto, o método de FXVWR�FRUUHQWH�pode conduzir a distorções na medida em que também não considera critérios de eficiência alocativa (distorção tecnológica) e os valores resultantes podem apresentar-se sobreavaliados em virtude da correção pela inflação.

� &XVWR�GH�5HSURGXomR� por este método, determina-se o valor de um ativo a partir do correspondente à sua reposição em condições idênticas, ou seja, sem considerar inovações tecnológicas e a preços de mercado. Considera-se, assim, o estado de conservação dos ativos dedicados à prestação do serviço regulado e não se consideram eventuais efeitos do progresso tecnológico. Esse método demonstra-se particularmente interessante em setores de capital intensivos onde os investimentos são de longo prazo de maturação – como os setores de transmissão e distribuição de energia elétrica – e os investidores não podem retirar investimentos já realizados com o propósito de incorporar o progresso tecnológico (VXQN�FRVWV).

� &XVWR�GH�5HSRVLomR�RX�6XEVWLWXLomR� através deste método, determina-se o valor de um ativo a partir do associado à sua reposição por outro que permite cumprir com as mesmas funções e qualidade de serviço, embora não necessariamente de idênticas características. Este método, diferentemente do anterior, avalia os ativos levando em conta a melhor tecnologia disponível e os preços de mercado, os quais não necessariamente apresentam evolução de custos segundo os índices inflacionários. A principal virtude conceitual deste método reside em que reflete os custos que deveria enfrentar um novo participante e, portanto, as condições de mercado. Neste sentido, é o que melhor aproxima a solução de mercado que se deseja emular através da regulação. Deste modo a base de capital fica diretamente relacionada com sua principal função, que é atender aos clientes existentes ou potenciais.

36. Conforme comentado anteriormente, o método adotado pela ANEEL é o do Custo de Reposição Depreciado, sendo que para o segundo ciclo de revisões tarifárias adotou-se a valoração pelo preço médio individual de cada concessionária. 37. Já para o terceiro ciclo de revisões tarifárias deseja-se adotar o preço médio de todas as concessionárias, metodologia objeto desta Nota Técnica. 38. De forma a implementar eficientemente essa metodologia, deve-se definir previamente os principais tipos de obras e seus arranjos, levando-se em conta os principais padrões construtivos adotados pelas concessionárias. Isso requer então a construção de “unidades modulares”, ou conforme a terminologia adotada neste trabalho, “módulos construtivos”.


,,,��²�)250$6�'(�,03/(0(17$d®2 39. Quando se aplica diretamente o custo de reposição, deve-se ainda discutir sobre qual preço adotar. As alternativas basicamente são as seguintes:

� Preço de mercado: entendido como o preço eficiente que leva em conta as condições de

mercado e as melhores condições de compra entre as empresas;

� Preço médio: obtido a partir da média entre todas as empresas dos preços de aquisição praticados individualmente, a qual, portanto, considera as eficiências e ineficiências do setor.

40. Na prática, a obtenção do Preço de Mercado dá-se por meio da observação dos preços de aquisição praticados pelas próprias concessionárias (preços individuais), uma vez que a realização de cotações no mercado (com fabricantes) pode não refletir os custos reais de aquisição. 41. Os itens a seguir discutem as formas de valoração por meio da adoção de Preços de Mercado (individuais) e por meio da adoção de Preços Médios.

,,,��$�9DORUDomR�$WUDYpV�GH�3UHoRV�5HDLV�,QGLYLGXDLV�

42. A valoração através do preço médio da própria empresa ou pelo custo histórico atualizado reconhece na base de remuneração os valores efetivamente realizados individualmente pelas empresas distribuidoras. Neste caso, embora o incentivo pela redução de custos exista, pois a empresa pode se apropriar disso até o momento da revisão tarifária, pode-se argumentar que o nível de incentivos neste caso seria menor que o método de preços médios ou de mercado. 43. Embora empiricamente seja difícil de comprovar essa tese, teoricamente é razoável sua defesa. Vale ressaltar que os países que aplicam o método direto de custo de reposição também não disponibilizam informações suficientes para uma análise comparativa ampla, além de certamente não enfrentarem a complexidade existente em um país de dimensões continentais com 63 empresas distribuidoras apresentando características diversas.

,,,��$�9DORUDomR�$WUDYpV�GH�3UHoRV�0pGLRV�

44. A valoração pelos preços médios, em tese, deve resultar nos seguintes efeitos:

� As empresas mais eficientes são beneficiadas na medida em que têm suas bases sobreavaliadas em relação a seu custo real;

� Por outro lado, as empresas ineficientes são penalizadas por terem seus custos reais acima dos valores médios;

� O mecanismo gera então a competição entre as empresas de forma que todas têm o incentivo a reduzirem seus custos de aquisição, seja para aumentar seus ganhos, seja para reduzir suas perdas;

� Esse mecanismo ao longo do tempo produz uma redução gradativa do preço médio das empresas, beneficiando a todos os consumidores no médio e longo prazo.


45. Esse mecanismo pode ser ilustrado na figura a seguir, onde a cada revisão o preço médio se desloca para o ponto mais eficiente.

Evolução da Base de Remuneração

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

� � � � ��

� ��

Segunda RevisãoPrimeira RevisãoLinear (Segunda Revisão)Linear (Primeira Revisão)

)LJXUD��(YROXomR�GD�%DVH�GH�5HPXQHUDomR�D�3DUWLU�GD�9DORUDomR�SHOR�&XVWR�0pGLR� ,,,��²�3523267$�3$5$�2�7(5&(,52�&,&/2�'(�5(9,6¯(6�7$5,)É5,$6� 46. Conforme já mencionado, a proposta para avaliação da Base de Remuneração Regulatória para o terceiro ciclo de revisões tarifárias é a adoção de um “banco de preços referenciais”. Dessa forma, o custo de reposição não seria obtido individualmente para cada empresa e sim a partir de preços médios praticados pelas empresas. 47. A seguir, detalha-se como deve ser feita a formação do banco de preços, de forma a atender os objetivos propostos.

,,,��&RPSRVLomR�GD�%DVH�GH�5HPXQHUDomR� 48. A base de remuneração é composta da seguinte forma:

a) ativo imobilizado em serviço (AIS), avaliado e depreciado (ou amortizado, conforme o

caso); b) almoxarifado de operação; c) ativo diferido; e d) obrigações especiais.

49. Do ativo imobilizado em serviço são excluídos, para efeito de determinação da Base de Remuneração, os seguintes bens e instalações: softwares; hardwares; terrenos administrativos; edificações, obras civis e benfeitorias administrativas; veículos; e móveis e utensílios. A remuneração, amortização e


depreciação (exceto terrenos) referentes a esses bens e instalações estão contempladas nas anuidades que compõem os custos operacionais das concessionárias distribuidoras definidos pela Empresa de Referência. 50. Quando da realização da revisão tarifária periódica é avaliado o conjunto de bens e instalações contabilizados nas contas do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS, com vistas à composição da base de remuneração da concessionária. São considerados os seguintes grupos de contas:

7DEHOD��5HVXPR�GDV�&RQWDV�&RQWiEHLV�7,326�'(�$7,926� $7,926�(/e75,&26�� $7,926�1®2�(/e75,&26�

&RQWDV� 6XEFRQWDV� 6XEFRQWDV�INTANGÍVEIS Servidões permanentes Software

Outros

TERRENOS Geração Distribuição Administração

RESERVATÓRIOS, BARRAGENS E ADUTORAS Reservatórios, barragens e adutoras

EDIFICAÇÕES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS

Geração Distribuição Administração

MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS Geração Distribuição (Subestações, Linhas e Redes)

Administração

VEÍCULOS Geração Distribuição Administração

MÓVEIS E UTENSÍLIOS Geração Distribuição Administração

51. Para efeito de apuração da base de remuneração são considerados apenas os ativos vinculados à concessão e classificados nas atividades de distribuição, administração, comercialização e geração associada. No caso de usinas, cujos ativos pertencem a uma dada distribuidora, os mesmos serão avaliados apenas para os casos que atenderem às exigências previstas no § 6º do art. 4º da Lei n.º 9.074, de 1995.

,,,��$�9DORUDomR�GD�%DVH�GH�5HPXQHUDomR� 52. Conforme previsto na Resolução ANEEL n.º 234/2006, os métodos passíveis de aplicação para avaliação dos bens do ativo imobilizado, basicamente, são os seguintes:

� 0pWRGR�GR�&XVWR�GH�5HSRVLomR: determina que cada ativo seja valorado por todas as despesas necessárias para a sua substituição, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. Esse método deve ser utilizado na avaliação das edificações, máquinas e equipamentos;

� 0pWRGR� GR� &XVWR� +LVWyULFR� &RUULJLGR: determina que cada ativo seja valorado pelo custo histórico de compra, aplicando-se os índices de atualização;


� 0pWRGR�GR�&RPSDUDWLYR�GH�0HUFDGR: estabelece o valor de um bem ou suas partes constituintes através da comparação de dados de mercado relativos a outros de características similares. Esse método deve ser utilizado na avaliação de terrenos.

� 0pWRGR� ([SHGLWR: estabelece o valor de um bem a partir da atualização dos valores históricos contábeis, mediante aplicação da variação do IPCA – Índice de Preços ao Consumidor-Amplo. Esse método pode ser aplicado aos bens intangíveis (servidões e softwares), veículos, medidores, móveis e utensílios, além de terrenos, de acordo com alguns critérios.

53. Para a obtenção dos SUHoRV�EiVLFRV são utilizadas algumas das seguintes fontes:

D�� 0iTXLQDV�H�HTXLSDPHQWRV��LQWDQJtYHLV��PyYHLV�H�XWHQVtOLRV�H�YHtFXORV��• Preço médio ponderado das concessionárias; • Valores contábeis atualizados, quando da inexistência de compras nos últimos quatro anos ou da impossibilidade de identificação física.

E�� (GLILFDo}HV��• Orçamento detalhado; • Busca em publicações especializadas; • Valores contábeis atualizados, quando da impossibilidade de identificação física.

F�� 7HUUHQRV��• Levantamento imobiliário realizado junto às imobiliárias locais; • Valores contábeis atualizados, quando da inexistência de elementos comparativos suficientes para a avaliação.

54. Para definição da Base de Remuneração adota-se o Custo de Reposição Otimizado e Depreciado ('HSUHFLDWHG�2SWLPL]HG�5HSODFHPHQW�&RVW – DORC) e que envolve:

� Levantamento de um inventário de todos os ativos, com a devida conciliação físico-contábil;

� Valoração dos ativos pelo seu custo de reposição, a preços de mercado e considerando o poder de compra de cada empresa;

� Dedução da depreciação a partir das taxas contábeis acumuladas, definidas regulatoriamente;

� Dedução de parcela não aproveitada dos ativos, a partir de um índice de aproveitamento. 55. Assim, de forma sucinta, pode-se definir a Base de Remuneração a partir de três passos:

� Valoração: Cálculo do Valor Novo de Reposição; � Depreciação: Cálculo do ativo ainda não depreciado; � Otimização: Cálculo da parcela não aproveitada.

56. Para a completa definição da Base de Remuneração é necessário estabelecer os seguintes valores: 9DORU�1RYR�GH�5HSRVLomR��915��


Quando aplicado à base incremental, refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços da empresa ou do custo histórico contábil atualizado. 9DORU�GH�0HUFDGR�HP�8VR��908��É o valor de um bem instalado, com as características técnicas em que se encontra, considerado que o mesmo esteja em operação, determinado a partir do valor novo de reposição, deduzindo-se as parcelas resultantes da depreciação, com base nas vidas úteis definidas na Resolução n.º 240/2006, considerando-se a data de entrada em operação do ativo. 9DORU�GD�%DVH�GH�5HPXQHUDomR��9%5��É definido pela aplicação do Índice de Aproveitamento sobre o 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.

,,,��$�)RUPDomR�GR�%DQFR�GH�3UHoRV� 57. A avaliação patrimonial, conforme preconizada pela Resolução ANEEL n.º 234/2006, não representa o valor de mercado, mas sim um valor referencial, oriundo da aplicação do aproveitamento e depreciação sobre os custos de reprodução ou substituição para equipamentos, benfeitorias e obras civis em operação (contemplados os gastos com instalações e outros custos adicionais e expurgados os gastos com impostos recuperáveis (ICMS); já os impostos não-recuperáveis são considerados na formação de custos). Os únicos bens avaliados através do método comparativo de dados são os terrenos. 58. Assim, os itens que compõem o valor final dos ativos fixos considerados na avaliação são descritos nas seguintes parcelas: &XVWR�7RWDO� �9DORU�GH�)iEULFD��&XVWRV�$GLFLRQDLV��-2$ (1) 59. O 9DORU�GH�)iEULFD relaciona-se com a aquisição de HTXLSDPHQWRV�SULQFLSDLV��(4� como, por exemplo: disjuntor, chave seccionadora, transformador de corrente, transformador de potencial, representado pelas Unidades de Cadastro (UC/UAR), conforme a Portaria DNAEE n.º 815/1994. Também são contemplados os FRPSRQHQWHV�PHQRUHV� �&20�, como por exemplo: cabos de controle, isoladores, etc., além de obras civis, os quais são calculados como percentual dos equipamentos principais. 60. Os &XVWRV�DGLFLRQDLV��&$��estão associados aos serviços de engenharia e projetos básicos e detalhados, construções auxiliares, fiscalizações e estudo de viabilidade, além de serviços de compra e fiscalização de obras e administração por parte da concessionária, sendo calculados normalmente a partir de um percentual do Valor de Fábrica. 61. Por fim, o -2$,�ou Juros Sobre Obras em Andamento, é aplicado sobre o valor de fábrica acrescido dos custos adicionais, para subestações, linhas de subtransmissão e redes de distribuição. Para isso, utiliza-se o custo médio ponderado de capital (WACC) definido como taxa de remuneração das concessionárias de distribuição no ciclo vigente.


62. Assim, deve-se obter os preços médios para os equipamentos principais, bem como os componentes menores associados a cada equipamento principal e tipo de obra. Por fim, deve-se ter uma média de custos adicionais para cada uma das combinações anteriores. Além disso, os preços podem ser regionalizados.

,,,��/HYDQWDPHQWR�GH�&DPSR�H�9DOLGDomR�GH�&RQWUROHV� 63. Os grupos de contas de ativos relativos a Intangíveis; Terrenos; Edificações, Obras Civis e Benfeitorias; Reservatórios Barragens e Adutoras; Máquinas e Equipamentos; Veículos e Móveis e Utensílios, relacionados na Tabela abaixo, vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica, referentes às atividades de Distribuição, Administração, Comercialização e Geração Associada, são objeto de avaliação, com vistas à composição da base de remuneração das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

7DEHOD��²�5HODomR�GH�*UXSRV�GH�&RQWDV�GH�$WLYR�7LWXOR� &yGLJR� 'HVFULomR�

Intangíveis

132.01.X.1.01 132.03.X.1.01 132.04.X.1.01 132.05.X.1.01

1) Direito de Uso de Software; 2) Direito de Uso ou de Passagem

Terrenos

132.01.X.1.02 132.03.X.1.02 132.04.1.1.02 132.05.1.1.02

1) Terrenos urbanos; 2) Terrenos rurais.

Reservatório, Barragens e

Adutoras

132.01.1.1.03 1) Reservatórios; 2) Barragens; 3) Adutoras; 4) Tomadas d’água; 5) Vertedouros; 6) Canais de fuga; 7) Condutos forçados; 8) Comportas.

Edificações, Obras Civis e Benfeitorias

132.01.1.1.03 132.01.X.1.04 132.03.X.1.04 132.04.1.1.04 132.05.1.1.04

1) Escritórios e agências; 2) Almoxarifados e oficinas; 3) Edificações em subestações; 4) Edificações em unidades de geração de energia elétrica.

Máquinas e Equipamentos

132.01.X.1.05 132.03.X.1.05 132.04.1.1.05 132.05.1.1.05

��/LQKDV�GH�GLVWULEXLomR�RSHUDQGR�HP�WHQVmR�PDLRU�RX�LJXDO�D��N9�1.1) Estruturas de concreto, madeira ou metálica; 1.2) Condutores nus de cobre, alumínio ou aço; 1.3) Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço; 1.4) Chaves seccionadoras; 1.5) Chaves fusíveis; 1.6) Sistemas de aterramento; 1.7) Pára-raios. ��5HGHV�GH�GLVWULEXLomR�RSHUDQGR�HP�WHQVmR�PHQRU�TXH��N9�2.1) Bancos de capacitores fixos ou automáticos; 2.2) Chaves fusíveis; 2.3) Chaves seccionadoras tipo faca; 2.4) Chaves a óleo, vácuo ou gás; 2.5) Condutores nus de alumínio, cobre ou aço; 2.6) Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço; 2.7) Postes de concreto, madeira ou ferro; 2.8) Reguladores de tensão;


2.9) Religadores; 2.10) Transformadores de distribuição; 2.11) Seccionalizadores; 2.12) Luminárias (quando aplicável). ��(TXLSDPHQWRV�GH�PHGLomR��PHGLGRUHV�GH�HQHUJLD�H�SRWrQFLD��3.1) Medidores eletromecânicos ou eletrônicos; 3.2) Conjuntos de medição; 3.3) Transformadores de corrente; 3.4) Transformadores de potencial. ��6XEHVWDo}HV�4.1) Bancos de capacitores e respectivos componentes; 4.2) Barramentos; 4.3) Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos; 4.3.1) Painéis de comando e proteção de transformadores; 4.3.2) Painéis de comando e proteção de alimentadores; 4.3.3) Painéis de comando e proteção de capacitores; 4.3.4) Painéis de comando de retificadores; 4.4) Chaves seccionadoras manuais ou motorizadas; 4.5) Chaves fusíveis; 4.6) Disjuntores; 4.7) Pára-raios de alta tensão; 4.8) Reguladores de tensão; 4.9) Religadores; 4.10) Sistemas de aterramento; 4.11) Sistemas de alimentação de energia (banco de baterias e retificadores); 4.12) Subestações blindadas; 4.13) Subestações móveis; 4.14) Transformadores de corrente; 4.15) Transformadores de força ou autotransformadores; 4.16) Transformadores de potencial; 4.17) Transformadores de serviço auxiliar; 4.18) Transformadores de aterramento; 4.19) Reatores/Resistores de aterramento. ��6LVWHPDV�GH�RSHUDomR�H�WHOHVXSHUYLVmR�5.1) Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos; 5.2) Sistemas de alimentação de energia; 5.3) Sistemas de telecomunicações; 5.4) Unidades Terminais Remotas – UTRs; 5.5) Unidades supervisoras; 5.6) Telealarmes; 5.7) Sistemas telefônicos locais; 5.8) Torres e antenas. ��8VLQDV�KLGUHOpWULFDV�H�3HTXHQDV�&HQWUDLV�+LGUHOpWULFDV��3&+��6.1) Turbinas e geradores; 6.2) Equipamentos elétricos e acessórios (painéis, equipamentos de subestação, etc.); 6.3) Diversos equipamentos da usina (pontes rolantes, guindastes, pórticos, etc.). ��8VLQDV�WHUPRHOpWULFDV�7.1) Turbogeradores; 7.2) Caldeiras; 7.3) Equipamentos elétricos e acessórios (painéis, equipamentos de subestação, etc.); 7.4) Outros equipamentos acessórios.

Veículos

132.01.1.1.06 132.03.1.1.06 132.04.1.1.06 132.05.1.1.06

Móveis e 132.01.1.1.07


Utensílios 132.03.1.1.07 132.04.1.1.07 132.05.1.1.07

1RWD: Os códigos da Tabela estão apresentados conforme determinação do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução n.º 444, de 26 de outubro de 2001.

64. No caso dos ativos relacionados à geração própria da concessionária, apenas são considerados aqueles vinculados à concessão dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica. 65. O levantamento físico das instalações é necessário para:

� Confirmar a existência dos bens avaliados na última revisão e identificar possíveis mobilizações ocorridas no período entre a data da última revisão e a data base da avaliação;

� Verificar a existência de bens adquiridos entre a data da última revisão e a data base da avaliação;

� Coletar informações e características técnicas disponíveis, adequando o cadastro dos bens e instalações às instruções de controle patrimonial do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, instituído pela Resolução Normativa n° 367/2009;

� Estabelecer as condições de uso e estado de conservação dos bens, bem como sua elegibilidade;

� Identificar e calcular os índices de aproveitamento.

D��6XEHVWDo}HV�

66. Todos os equipamentos relacionados com as subestações devem ser levantados em campo pela avaliadora, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma unívoca, devendo todas as subestações ser vistoriadas.

E��/LQKDV�H�5HGHV� 67. Os controles da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes devem ser validados, devendo-se efetuar levantamentos de campo dos equipamentos das linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras, selecionando-se os projetos mais relevantes.

68. A validação dos quantitativos da engenharia é feita por meio de técnicas de amostragem estratificada proporcional por conjunto de unidades consumidoras. A validação dos ativos deve comparar os ativos cadastrados na base de dados contábeis com os ativos cadastrados no G.I.S. (Geographical Information System) e estes com a inspeção física realizada “LQ�ORFX”.

,,,��,GHQWLILFDomR�GRV�$WLYRV�1mR�(OHJtYHLV� 69. Conforme disposto na Resolução ANEEL n.º 234/2006, os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica e geração associada são elegíveis e não elegíveis� e todos devem ser avaliados, observando o seguinte:


a) os ativos vinculados à concessão são elegíveis para inclusão na base de remuneração quando efetivamente utilizados no serviço público de distribuição de energia elétrica; e b) os ativos vinculados à concessão são não�elegíveis quando não utilizados na atividade concedida ou utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de distribuição de energia elétrica como, por exemplo: bens cedidos / ocupados por grêmios, clubes, fundações entre outros; bens desocupados / desativados; bens cedidos a terceiros, etc.

70. Para aplicação dos critérios de elegibilidade para inclusão na base de remuneração, faz-se necessária uma análise qualificada da utilização do ativo, diferenciando conveniência de�necessidade,�no que se refere à utilização do ativo na atividade concedida de distribuição de energia elétrica e geração associada.

,,,��ÌQGLFH�GH�$SURYHLWDPHQWR� 71. Os índices de aproveitamento devem refletir o grau de utilização do ativo no serviço de distribuição de energia elétrica para a inclusão na base de remuneração. 72. Assim, 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. 73. O índice de aproveitamento de terrenos, edificações e subestações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição. O Valor Novo de Reposição descontado o valor do índice de aproveitamento serve de base para determinação do Valor de Mercado em Uso que é o próprio Valor da Base de Remuneração. 74. No caso de 7HUUHQRV� H� (GLILFDo}HV, somente é objeto de remuneração o percentual de terrenos efetivamente utilizado para a construção de obras e/ou instalação de bens para o serviço público de distribuição de energia elétrica, considerando inclusas as áreas de segurança, manutenção, circulação, manobra e estacionamento, aplicáveis, em função do tipo, porte e características da edificação ou instalação existente. 75. 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, uma área adicional de até 20% calculada sobre o total daquela apurada conforme os critérios estipulados no parágrafo anterior. 76. No caso de terrenos de edificações pode ser considerada, ainda, como área aproveitável, uma área adicional de até 10% da área total do terreno para áreas verdes efetivamente existentes. 77. O índice de aproveitamento estabelecido para o grupo de ativos que compõem uma 6XEHVWDomR (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.


,,,��&RQFLOLDomR�)tVLFR�&RQWiELO� 78. A conciliação físico-contábil deve ser procedida em conjunto pela empresa avaliadora e a concessionária, por conjunto de unidades consumidoras, a partir da identificação das Ordens de Imobilizações – ODI contidas em cada conjunto.

79. 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. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas no relatório de avaliação, enquanto as sobras contábeis não devem ser avaliadas. ,,,��²�'(6$),26�3$5$�$�,03/(0(17$d®2� 80. A implementação do método do Custo de Reposição a partir de preços médios só é possível a partir da composição de um “banco de preços”, conforme mencionado anteriormente. Portanto, a efetiva implementação da resolução requer necessariamente um banco de preços de boa qualidade e para isso é necessário o estabelecimento de estruturas modulares padronizadas de construção e é essa questão que passamos a avaliar. 81. Consideremos a possibilidade de valoração dos ativos levando em conta um preço médio de aquisição de equipamentos, mas sem a construção de módulos construtivos. Como visto anteriormente, o custo total será formado pelo custo direto que será convencionado aqui como sendo o custo associado aos equipamentos, e também pelo custo indireto ou custos adicionais que definiremos como sendo o custo de instalação. 82. Assim, caso não se disponha de módulos construtivos que definem as relações entre esses custos, poderíamos estabelecer apenas o custo médio de aquisição dos equipamentos, ou seja, o custo direto. Já os custos adicionais seriam definidos a partir de referências contábeis individualmente para cada empresa, já que uma média simples poderia resultar distorcida. Vale enfatizar que para esse exemplo está se considerando que os componentes menores seriam valorados o que dificulta muito o trabalho, sendo que na prática resultariam em referências também do contábil como um percentual do equipamento principal. 83. Enfim, essa situação pode ser exemplificada pela tabela abaixo, onde se assume que, para uma determinada obra, a única fonte de diferenciação de custos entre as empresas é a aquisição dos equipamentos, enquanto o custo adicional é o mesmo para todas e, portanto, não há diferença de eficiência neste ponto.

7DEHOD��([HPSOR�GH�&iOFXOR�GRV�&XVWR�GH�8PD�2EUD�SRU�3UHoRV�0pGLRV 'HVFULomR� (PSUHVD�$� (PSUHVD�%� (PSUHVD�&�

&DVR��&XVWRV�5HDLV�Custo Direto (CD) $ 80 $ 90 $ 100 Custos Adicionais (CA) $ 20 $ 20 $ 20 % CA/CD 25,0% 22,2% 20% Custo Total $ 100,0 $ 110,0 $ 120,0 &DVR��&XVWRV�0pGLRV�FRP�&$�FRQWiELO�Custo Direto (CD) $ 90 $ 90 $ 90


% CA/CD 25,0% 22,2% 20% Custos Adicionais (CA) $ 22,5 $ 19,8 $ 18,0 Custo Total $ 112,5 $ 110,0 $ 108,0 &DVR��&XVWRV�0pGLRV�FRP�&$�UHJXODWyULR�Custo Direto (CD) $ 90 $ 90 $ 90 % CA/CD 22,2% 22,2% 22,2% Custos Adicionais (CA) $ 20 $ 20 $ 20 Custo Total $ 110,0 $ 110,0 $ 110,0

84. Pela análise dos resultados, vê-se que no caso de se utilizar a referência contábil para os custos adicionais (caso 2), a única empresa que terá o reconhecimento exato do valor gasto é aquela que está na média dos custos diretos. Já a empresa que está abaixo tem um reconhecimento além do que deveria ter, uma vez que recebe $ 22,5 de custos adicionais enquanto deveria receber $ 20, ressaltando que a premissa neste caso é que não há diferença de eficiência neste ponto. Situação oposta ocorre com a empresa que está acima da média. 85. A forma de minimizar essa situação então seria adotar um preço médio para os equipamentos, bem como uma referência média também para os custos adicionais (caso 3), que neste exemplo seria o próprio valor de $20. Para isso então seria necessário a modelagem de módulos construtivos que retratassem essa realidade. 86. No entanto, a composição de um banco de preços para aplicação a todas as concessionárias apresenta algumas dificuldades de caráter prático e conceitual, conforme já discutido na Nota Técnica n.º 353/2007-SRE/SFF/ANEEL, de 12 de dezembro de 2007. Primeiramente, em termos conceituais para aplicação no segmento de distribuição, podem-se relacionar os seguintes aspectos a serem superados:

� &RPSRVLomR� GH� HVWUXWXUDV� PRGXODUHV: é necessário estabelecer previamente uma lista de módulos construtivos associados aos mais diversos equipamentos principais e tipos de obras, levando-se em conta os principais arranjos construtivos das distribuidoras, que divergem de uma região para outra;

� &iOFXOR�GRV�&RPSRQHQWHV�0HQRUHV�H�&XVWRV�$GLFLRQDLV: o cálculo desses itens decorre do anterior, definidos a partir das estruturas modulares;

� 1HFHVVLGDGH� GH� WHPSR� GH� PDWXUDomR� GD� PHWRGRORJLD: a discussão acerca desse tema precisa anteceder o início do próximo ciclo.

87. Adicionalmente a essas questões, há algumas dificuldades de ordem prática, ou seja, da própria execução do trabalho, dentre as quais, citam-se:

a) 1HFHVVLGDGH� GH� OHYDQWDPHQWR� GH� QRWDV� ILVFDLV� de forma a compor os preços médios e regionalizados, é necessário um amplo levantamento de notas fiscais dos equipamentos que devem compor os módulos previamente definidos. Embora essa informação esteja bem estruturada por parte das empresas, um amplo levantamento e tratamento estatístico dessas informações demandam tempo e especialização necessários para a correta execução;

b) 3RVVtYHLV� LQFRPSDWLELOLGDGHV�GDV�HVWUXWXUDV�PRGXODUHV�FRP�RV�UHJLVWURV�FRQWiEHLV: uma vez definidos os padrões modulares é necessário um tempo de adequação pelas empresas de forma a estruturar as informações para serem passíveis de avaliação e fiscalização;


c) 7HPSR� GH� H[HFXomR: Finalmente, face a todos os aspectos relacionados acima, a implementação de um banco de preços com o devido rigor demanda um razoável tempo para implementação, motivo pelo qual a Agência já iniciou o estudo aprofundado do tema.

88. Face a essas dificuldades, a construção do banco de preços resulta em ações que vão além da composição de módulos construtivos, o que é discutido no item seguinte. ,,,��²�$d¯(6�&203/(0(17$5(6�$2�%$1&2�'(�35(d26� 89. Como parte do processo de permanente atualização e adequação dos regulamentos e normas do Setor Elétrico, entre eles o aperfeiçoamento do processo de revisão tarifária, e dando prosseguimento ao sentido de acompanhamento das modernidades tecnológicas, a ANEEL identificou a necessidade de revisar os controles patrimoniais existentes tendo em vista as significativas modificações ocorridas na legislação do Setor e nas tecnologias de controle patrimonial desde a publicação da Portaria DNAEE n° 815, em 30 de novembro de 1994 e após sua última atualização, pela Resolução ANEEL n° 015, em 24 de dezembro de 1997. 90. Assim, em 26 de julho de 2009, foi publicada a Resolução Normativa n° 367/2009, que revisa e atualiza os dispositivos da Portaria DNAEE n° 815/1994, mediante a instituição do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE, o qual, para melhor atender principalmente aos preceitos de composição da base de remuneração regulatória, e consequentemente, a implementação do Projeto “Sisbase”, permite a definição de uma codificação padrão das unidades de cadastro de bens e instalações em serviço. 91. O novo Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE deve ser utilizado por concessionárias, permissionárias e autorizadas de energia elétrica, cujos bens e instalações, nos termos da legislação vigente, são passíveis de reversão à União. A observância das instruções do MCPSE é opcional às autorizadas de geração térmica em regime de produção independente e de autoprodução. 92. Em caráter inovador, o novo regulamento proporciona o estabelecimento de regras claras para o controle patrimonial e para o cadastro de bens e instalações do patrimônio do serviço outorgado, bem como possibilita o envio de dados e informações periódicas de controle patrimonial para o Órgão Regulador, permitindo o acompanhamento da evolução patrimonial e uma melhor avaliação dos ativos em serviço. 93. Outro ponto importante que compõe o Projeto “Sisbase” e complementa os trabalhos de formação do Banco de Preços referenciais da ANEEL é a revisão das vidas úteis e respectivas taxas de depreciação dos ativos hoje vigentes (Tabela XVI do citado MCPSE) e aplicadas no processo de definição da base de remuneração das distribuidoras. 94. Não obstante e nem menos importante, estabeleceu-se em janeiro de 2009 o início dos trabalhos de estudo para definição dos requisitos técnicos mínimos a serem exigidos nos sistemas de georreferenciamento das distribuidoras (GIS – Geographical Information System), fator de extrema importância no desenvolvimento final do Projeto “Sisbase”, e que possibilitará ao Órgão Regulador a condição de realizar as conciliações físico-contábeis de uma forma integrada às ferramentas computacionais mais modernas hoje disponíveis.


95. Vale ressaltar que a implementação das ferramentas georreferenciadas passaram a ser uma exigência regulatória instituída oficialmente pela publicação dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST, aprovados pela Resolução Normativa n° 345/2008, em 16 de dezembro de 2008. O Módulo 2 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST prevê que as distribuidoras devem manter as informações de seu sistema de distribuição e de todos seus acessantes em sistemas de informação geoprocessada:

�³��$UW�� $� GLVWULEXLGRUD� GHYH� PDQWHU�� HP� 6LVWHPD� GH� ,QIRUPDo}HV� *HRJUiILFDV� �� 6,*�� DV�LQIRUPDo}HV�GH�SDUkPHWURV�HOpWULFRV��HVWUXWXUDLV�H�GH�WRSRORJLD�GRV�VLVWHPDV�GH�GLVWULEXLomR�GH�DOWD��PpGLD�H�EDL[D�WHQVmR��EHP�FRPR�DV�LQIRUPDo}HV�GH�WRGRV�RV�DFHVVDQWHV��$�LPSODQWDomR�GR�6,*�GHYHUi�VHU�FRQFOXtGD�QR�SUD]R�GH�DWp��PHVHV��FRQWDGRV�D�SDUWLU�GD�GDWD�GH�SXEOLFDomR�GHVWD�5HVROXomR�� 3DUD� DV� GLVWULEXLGRUDV� HQTXDGUDGDV� FRPR� SHUPLVVLRQiULDV� GH� VHUYLoR� S~EOLFR�� R� SUD]R�SDUD� D� LPSODQWDomR�GR�6,*�p� GH��PHVHV�� FRQWDGRV� D� SDUWLU� GD� GDWD� GH� SXEOLFDomR�GHVWD�5HVROXomR��$�IRUPDWDomR�GRV�GDGRV�JHRSURFHVVDGRV��RV�SURWRFRORV�HOHWU{QLFRV�GH�FRPXQLFDomR�H�D�IRUPD�GH�HQYLR�GDV�LQIRUPDo}HV�GH�TXH�WUDWD�R�³FDSXW´�VHUmR�GHILQLGRV�SHOD�$1((/��LQFOXLQGR�D� IRUPD� GH� YLQFXODomR� GHVVHV� GDGRV� DRV� VLVWHPDV� GH� FRQWUROH� SDWULPRQLDO� H� UHJLVWURV�FRQWiEHLV�GD�GLVWULEXLGRUD��´�

96. Envolvendo representantes da SRD, SRE, SFE, SFF e SGI, o grupo de trabalho disponibilizou na Nota Técnica n° 095/2009-SRD/ANEEL, constante do processo da Audiência Pública n° 033/2009 (PRODIST - Módulo 2), uma relação de requisitos técnicos básicos do GIS para atendimento das demandas regulatórias requeridas para o Projeto “Sisbase” (item III.2.1). Estima-se que este processo esteja concluído até o final do ano de 2009, com 97. Por fim, e de imediata necessidade, tendo em vista o curto prazo até o terceiro ciclo de processos de revisão tarifária, é de fundamental importância a contratação da complementação do trabalho ora apresentado nesta Nota Técnica. A figura abaixo mostra as atividades e produtos que fazem parte do escopo de desenvolvimento do banco de preços referenciais.


� � �W �

D �

��

W�

'/^�W ��! " # $&%%�#�')(* �,+

D�W^� ��

#.-�

� �-# + /!01 243 %5�!63

^/^��^� �7

� �89;:8

� � ��

�)LJXUD��$WLYLGDGHV�H�3URGXWRV�3DUD�'HVHQYROYLPHQWR�GR�%DQFR�GH�3UHoRV�5HIHUHQFLDLV�

,9��2�(67$'2�'$�$57(�'26�0Ð'8/26�&2167587,926� 98. A seguir são apresentados alguns exemplos de aplicação de módulos construtivos para efeito de valoração da base de remuneração regulatória. Inicialmente, discute-se a experiência internacional e depois a experiência brasileira.

,9��$�(;3(5,È1&,$�,17(51$&,21$/� 99. A aplicação de módulos construtivos em métodos de valoração de ativos de sistemas de distribuição de energia elétrica tem ocorrido em alguns países da América Latina e da Europa. Na Austrália e Filipinas aplica-se o conceito de ativos equivalentes modernos. As principais características dos modelos adotados são brevemente apresentadas a seguir.

D��&RO{PELD

100. A Comissão de Regulação de Energia e Gás – CREG, por meio da Resolução no 073, de 29 de outubro de 2002, classificou os ativos elétricos de acordo com a conexão física dos mesmos a uma determinada parte do sistema elétrico: ³$TXHOHV�FRQHFWDGRV�D�XP�6LVWHPD�GH�7UDQVPLVVmR�5HJLRQDO�RX�D�XP�6LVWHPD� GH� 'LVWULEXLomR� /RFDO�� H� TXH� RSHUDP� HP� QtYHLV� GH� WHQVmR� LQIHULRUHV� D� �� N9�� VmR�� DLQGD��FODVVLILFDGRV�HP�XQLGDGHV�FRQVWUXWLYDV�´

�101. A tabela abaixo exemplifica unidades construtivas criadas para equipamentos instalados em sistemas com nível de tensão 2, isto é, com tensão nominal superior a 1 kV e inferior a 30 kV.

7DEHOD��²�([HPSOR�GH�PyGXOR�FRQVWUXWLYR�DSOLFDGR�QD�&RO{PELD�


)RQWH� Resolução no 073/2002 – Anexo 3 – Comisión de Regulación de Energía y Gás – Colômbia

102. Pode-se constatar na referida tabela codificações específicas para cada unidade construtiva, seus custos de aquisição e de instalação, suas vidas úteis; porém, apenas contendo suas descrições principais, sem detalhamento quanto a acessórios e quanto aos custos indiretos.

E��3HUX

103. A Resolução no 329-2004 do Organismo Supervisor de Investimentos em Energia – OSINERG – normatizou um guia para a obtenção do Valor Novo de Reposição (VNR) das instalações de sistemas de distribuição de energia elétrica no país.

104. Trata-se de um roteiro a ser seguido pelas concessionárias, para o envio de informações sistematizadas ao Órgão Regulador, abrangendo diversas codificações, dentre as quais, o código VNR que identifica, por exemplo:

� Em uma rede de distribuição - o tipo de estrutura e a altura da mesma; � Em um trecho de baixa tensão – o material, seção e fase do condutor; � Em uma subestação – o tipo, potência e fases;


105. Uma vez validadas as informações enviadas pelas distribuidoras, o Órgão Regulador aplica os custos padrões de investimento, que, por sua vez, permitem o cálculo do VNR. Os referidos custos padrões consideram os custos de mercado, bem como a otimização de projetos que representem uma adequada economia de escala.

106. Exemplo de código VNR é apresentado na tabela a seguir, conjuntamente à macro identificação do ativo.

7DEHOD��²�([HPSOR�GH�PyGXOR�FRQVWUXWLYR�DSOLFDGR�QR�3HUX�*UXSR� �� 0HGLD�7HQVLyQ�

Componente A Red Aérea Subcomponente A1 Red Aérea

&yGLJR�915� 'HVFULSFLyQ�

AA01003 Red aerea conductor de AA o simil. 3x10 mm2 AG03801 Cable de acero galvanizado 3/8" AP07003 Red aerea conductor de AA protegido 3x70 mm2 CP01603 Red aerea conductor de cobre protegido 3x16 mm2

)RQWH� Resolução nº 329-2004 – Organismo Supervisor de la Inversión en Energia / Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria / División de Distribución Eléctrica - Peru

F��&KLOH�

107. Utiliza métodos e procedimentos similares aos adotados pelos países anteriormente citados, isto é, montagem de custos padronizados com base no conceito de unidades construtivas (vide tabela abaixo) e cálculo do custo de reposição por meio da metodologia Valor Novo de Reposição - VNR.

7DEHOD��²�([HPSOR�GH�PyGXOR�FRQVWUXWLYR�DSOLFDGR�QR�&KLOH�

<5=�>@? A�B Comisión Nacional de Energía – Estúdio de Costos de Componentes del Valor Agregado de Distribucion – Área 1 – Informe Final. Setiembre, 2004 – Chile

G��(XURSD


108. Nos casos da Suécia e Espanha utilizam-se modelos mais sofisticados de otimização de ativos, dentro dos quais se adotam custos padronizados para valorar os ativos. Nestes modelos, calcula-se a base de remuneração e os custos operacionais em conjunto. 109. No caso da Europa, no setor de distribuição, os métodos usados para valoração dos ativos variam de um país para outro. Alguns países tiveram os ativos reavaliados como parte dos processos de reestruturação do setor de eletricidade. Assim, em alguns deles os valores brutos de ativos foram definidos levando-se em conta o custo de reposição ou então mecanismos de correção de inflação dos custos contábeis. Em alguns casos, utilizaram-se custos padrão. A tabela seguinte apresenta um resumo dos países europeus e os métodos de avaliação utilizados para o setor de transmissão.

�7DEHOD��0pWRGRV�GH�9DORUDomR�$GRWDGRV�HP�3DtVHV�(XURSHXV

C�D.E�F GIH ICF Consulting Ltd, 2002. s = custos padronizados

H��$XVWUiOLD�

110. O custo de reposição dos ativos baseia-se no conceito de Ativos Equivalentes Modernos (Modern Equivalent Assets – MEA), correspondendo àqueles que viriam a ser empregados, caso a rede viesse a ser reconstruída hoje; por exemplo: disjuntores com tecnologia a sopro magnético, da década de 60, seriam repostos por um MEA que utilize tecnologia de interrupção à SF6 ou à vácuo. Outros exemplos de ativos equivalentes modernos encontram-se apresentados na Tabela abaixo.

7DEHOD��²�$SOLFDomR�GR�FRQFHLWR�DWLYRV�HTXLYDOHQWHV�PRGHUQRV�²�0($��QD�$XVWUiOLD�The Modern Equivalent Assets assumed for the DORC methodology are as listed below: a) Sub-Transmission System 22/33 kV urban lines: concrete or steel poles 44kV rural lines: 66 rural kV lines Major Substations 33 kV circuit breakers : outdoor SF6 or vacuum type 22 kV and 11 kV circuit breakers : indoor metal clad switchgear, SF6 or vacuum type Power transformers : ONAN/ONAF low noise type


Feeder protection : multifunction relay Bus protection : duplicate differential protection Transformer protection : duplicated differential protection with restricted earth fault b) Distribution System Poles - type : Class C treated wood Poles - height : 12 m (HV + HV/LV); 9 m (LV only) Crossarms : galv. steel Insulators : post and suspension types, porcelain Conductors : AAC (HV) Distribution transformers : Poletop transformers to 500 kVA Poletop switchgear : Airbreak switches with arc chutes Low voltage aerial conductors : Aerial bundled conductor (ABC) C�D.E�F GIH

DORC Asset Valuation – Aurora Energy – Office of the Tasmanian Electricity Regulator – Issue 5 Final - March 1999 - Australia 111. Um conjunto de MEA, com quantitativos e preços unitários, refletindo preços de mercado, foi construído, para fins de valoração das atividades de planejamento, aquisição, construção e comissionamento dos ativos.

112. O processo australiano de valoração de ativos ainda leva em conta: (i) princípios de otimização dos ativos, utilizando-se uma abordagem incremental, que reflete o crescimento real da rede ao longo do tempo; e (ii) vidas úteis padronizadas para cada classe de ativo, por categoria / subcategoria, conforme a tabela a seguir. 7DEHOD��([HPSOR�GH�FDWHJRULDV�GH�DWLYRV�QD�$XVWUiOLD�²�FRPSDUDomR�HQWUH�YLGDV�~WHLV�SDGU}HV��HP�

SHUtRGRV�GLVWLQWRV�GH�YDORUDomR� JLK�K!M�NPO*Q�N MIR�SIT U V1N Q�W�X�QIT XZY [ \ M^] UIM�QIT K`_a b�c�cIced QIY fIQ�N [ S�W g.h�h�i d QIY f�Q�N [ SIW a

132kV Steel tower transmission line 50 60 132kV Concrete pole transmission line 50 55 132kV Underground Cables 45 45 66kV/33kV Wood pole lines 35 35(W)/45(D) 66kV/33kV Concrete pole lines 50 55 66kV Underground Cables 45 45 33kV Underground Cables 60 45 66kV/33kV Equipment 35 35-50 Zone substations (SE)40/45 45 Power transformers (SE)40/45 50 Substation buildings and establishment 60 11/22kV/SWER Overhead (wood) 35 35(W)/45(D) 11/22kV Overhead (concrete) 45 55 11/22kV Underground cables 60 60 Cable ducts 70 60 Distribution equipment 35 35 Low voltage overhead

Wood 35 35(W)/45(D) Concrete 45 55

Low voltage underground 60 60 _____________________________________________________________

Note: SE indicates an alternate life used for assets in South East Queensland. W/D indicates different lives applied to assets installed in wet and dry zones.

C�D.E�F GIH Queensland Competition Authority - Final Determination - Regulation of Electricity Distribution - April 2005 – Australia

I��)LOLSLQDV


113. A valoração dos ativos é determinada a partir do cálculo do valor de reposição, utilizando-se valores de Ativos Equivalentes Modernos – MEA, referenciados pelo Órgão Regulador. [)RQWH��5HJXODWRU\�7UDLQLQJ�&RXUVH�±�(QHUJ\�5HJXODWRU\�&RPPLVVLRQ�±�1RYHPEHU��±�&HEX��3KLOLSSLQHV]. ,9��$�(;3(5,È1&,$�%5$6,/(,5$�

114. A abordagem adotada pela ANEEL no primeiro ciclo de revisões tarifárias das concessionárias de distribuição para avaliar a base de ativos foi o Custo de Reposição Otimizado e Depreciado (Depreciated Optimized Replacement Cost – DORC), estabelecido por meio da Resolução ANEEL n.º 493, de 3 de setembro de 2002, e Nota Técnica n.º 178/SFF/SRE, de 30 de julho de 2003, e que envolveu, como já citado anteriormente:

a) Levantamento de um inventário de todos os ativos, com a devida conciliação físico-contábil;

b) Valoração dos ativos pelo seu custo de reposição, a preços de mercado e considerando o poder de compra de cada empresa;

c) Dedução da depreciação a partir das taxas contábeis acumuladas, definidas regulatoriamente;

d) Dedução de parcela não aproveitada dos ativos, a partir de um índice de aproveitamento.

115. Adicionalmente, a fim de reconhecer nas tarifas somente valores que refletissem eficiência e prudência nas decisões de investimento, a ANEEL propôs adotar o Valor Novo de Reposição (VNR) de uma rede “adaptada” para o serviço de distribuição que tem que prestar a concessionária, como o valor máximo da base de remuneração não depreciada. 116. O VNR corresponde ao valor de mercado de reposição de cada um dos componentes da “rede adaptada” por um equipamento idêntico, incluindo os custos das obras necessárias para realizar essa reposição. Pelo VNR determina-se o valor de um ativo a partir de sua reposição por outro que permite cumprir com as mesmas funções e a mesma qualidade do serviço, embora não necessariamente de idênticas características.

117. Para aplicar a metodologia de cálculo do Valor Novo de Reposição (VNR) para uma rede adaptada, primeiramente é necessário identificar todos os clientes da concessionária em regiões com atributos similares. Os principais atributos considerados são a distribuição geográfica dos clientes, as características das demandas médias e os níveis de tensão.

118. Após determinadas as regiões e suas características principais, procede-se ao estabelecimento do projeto da rede típica, adaptada à demanda média de cada nível de tensão, e também à topologia das ruas ou estradas. Desta forma, elabora-se um projeto típico para cada região com atributos similares. Em seguida procede-se à valorização da rede total obtida por valores de mercado. Os valores de mercado são considerados para as equipes e para os custos de construção. Também são considerados todos os impostos correspondentes. A estes custos são adicionados os custos correspondentes a engenharia e supervisão, para a obtenção do valor final (novo) dos ativos de rede. O valor total da rede calculado na forma descrita é o VNR dos ativos, aplicado ao serviço da concessionária distribuidora.


119. Na Tabela a seguir são mostradas as informações que foram solicitadas sobre as instalações da distribuidora.

7DEHOD��²�,QIRUPDo}HV�VREUH�DV�LQVWDODo}HV�GD�GLVWULEXLGRUD�

120. No entanto, a prática no primeiro ciclo mostrou inviável a aplicação dessa metodologia, mesmo de forma complementar ao método do Custo de Reposição Otimizado e Depreciado, definido pela Resolução ANEEL n.º 493/2002, prevalecendo-se esta última.

121. Um exemplo bem sucedido da aplicação da metodologia de módulos construtivos é o segmento de transmissão no Brasil. Na primeira revisão tarifária ocorrida em julho/20072 utilizou-se exatamente o conceito de VNR, valorando-se todos os ativos passíveis de revisão a partir de unidades modulares com preços médios das concessionárias, conforme exemplo na tabela abaixo.

2 Para exemplo ver: Nota Técnica n.º 174/2007-SRE/ANEEL, de 19 de junho de 2002 – Primeira Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Transmissão de Energia Elétrica – Furnas.


7DEHOD��%DQFR�GH�3UHoRV�GH�5HIHUrQFLD�$1((/�SDUD�8QLGDGHV�0RGXODUHV�GH�6XEHVWDomR�²�(QWUDGD�GH�/LQKD��N9�

I tem Preço (R$) Total (R$) %1 unid. Disjuntor 116.524,49 116.524,49 9,9%1 unid. Chave seccionadora c/ LT 36.932,75 36.932,75 3,1%1 unid. Chave seccionadora s/ LT 34.975,71 34.975,71 3,0%3 unid. Transformador de potencial indutivo 24.552,67 73.658,02 6,2%1 unid. Transformador de potencial capacitivo 39.855,27 39.855,27 3,4%3 unid. Transformador de corrente 27.499,00 82.496,99 7,0%3 unid. Pára-raios 8.693,93 26.081,79 2,2%

410.525,02 34,7%

Item Preço (R$) Total (R$) %870 kg Cabo nú / Tubo 9,68 8.420,59 0,7%71 unid. Conectores / Espaçadores 330,03 23.431,99 2,0%

31.852,58 2,7%

Item Preço (R$) Total (R$) %6918 m Cabos de controle e potência EL 9,78 67.651,84 5,7%

67.651,84 5,7%

Item Preço (R$) Total (R$) %12320 kg 2 Pórticos (2 colunas + 2 Vigas) 3,56 43.832,64 3,7%

735 kg Suporte - Chave seccionadora c/ LT (2 unid./equip.+me) 13,64 10.023,35 0,8%735 kg Suporte - Chave seccionadora s/ LT (2 unid./equip.+ me) 13,64 10.023,35 0,8%630 kg Suporte - Transformador de potencial (1 unid./equip.) 13,64 8.591,44 0,7%630 kg Suporte - Transformador de corrente (1 unid./equip.) 13,64 8.591,44 0,7%630 kg Suporte - Pára-raios (1 unid./equip.) 13,64 8.591,44 0,7%630 kg Suporte - Coluna isolador pedestal (1 unid./equip.) 13,64 8.591,44 0,7%

98.245,10 8,3%

Item Preço (R$) Total (R$) %24 cj Cadeia completa ancoragem (simples) 289,86 6.956,72 0,6%3 unid. Coluna isolador de pedestal 132,18 396,53 0,0%

7.353,24 0,6%

Item Preço (R$) Total (R$) %140.247,47 11,9%

Item Preço (R$) Total (R$) %1 unid. Painel 1 Proteção Unitária 39.081,17 39.081,17 3,3%1 unid. Painel 1 Unidade Controle 26.054,11 26.054,11 2,2%

65.135,28 5,5%

Item Preço (R$) Total (R$) %1 unid. Painel 2 Proteção Retaguarda 52.108,23 52.108,23 4,4%1 unid. Painel 2 Proteção Barra - Unidade de Bay 45.594,70 45.594,70 3,9%1 unid. Painel 2 Unidade de falha de disjuntor 39.081,17 39.081,17 3,3%1 unid. Painel 2 RDP 22.797,35 22.797,35 1,9%

159.581,45 13,5%

Item Total (R$) %82.178,27 7,0%8.897,03 0,8%

1.071.667,29 90,7%21.433,35 1,8%10.716,67 0,9%21.433,35 1,8%

1.125.250,65 95,2%33.757,52 2,9%22.505,01 1,9%

Quantidade

MÓDULO DE MANOBRA - ENTRADA DE LINHA (138KV - BS)EQUIPAMENTOSQuantidade

VALOR TOTAL (R$)BARRAMENTOS CABOS E TUBOS

Quantidade

VALOR TOTAL (R$)CABOS DE CONTROLE E POTÊNCIAQuantidade

VALOR TOTAL (R$)ESTRUTURAS E SUPORTES

Quantidade

VALOR TOTAL (R$)ISOLADORESQuantidade

VALOR TOTAL (R$)OBRAS CIVIS

Quantidade

VALOR TOTAL (R$)SISTEMA DE PROTEÇÃO, CONTROLE E SUPERVISÃO - PAINEL 1Quantidade

VALOR TOTAL (R$)SISTEMA DE PROTEÇÃO, CONTROLE E SUPERVISÃO - PAINEL 2

Valores com poder de compra

Percentual

VALOR TOTAL (R$)MONTAGEM ELETROMECÂNICA

1.181.513,19

VALOR TOTAL (R$)CANTEIRO DE OBRAS (R$) - 4% da soma de obras civis e montagem eletromecânicaCUSTO DIRETO BÁSICO (R$)COMISSIONAMENTO (R$) - 2% do valor do custo direto básicoENGENHARIA (R$) - 1% do valor do custo direto básicoADMINISTRAÇÃO LOCAL (R$) - 2% do valor do custo direto básicoCUSTO DIRETO (R$) - Soma do custo direto básico, comissionamento, engenharia e administração localEVENTUAIS (R$) - 3% do valor dos custos diretosCUSTO INDIRETO (R$) - Administração central e/ou regional do empreendimento - 2% do valor dos custos diretosVALOR TOTAL DO MÓDULO (R$)QUANTIDADE DE MÓDULOS 1VALOR TOTAL (R$) 1.181.513,19 �C�D.E�F GIH

Banco de Preços de Referência ANEEL, homologado pela Resolução n.º 758, de 06/01/09, e utilizado nos processos de autorização, licitação para outorga de concessão e revisão tarifária das concessionárias de transmissão de energia elétrica.


9�� '(6&5,d®2�'$�0(72'2/2*,$�'(�&20326,d®2�'26�0Ð'8/26�&2167587,926�'(�5('(6��/,1+$6�(�68%(67$d¯(6�'(�',675,%8,d®2�

122. Feita essa contextualização, descreve-se a seguir a metodologia de estruturação da modelagem de módulos construtivos de ativos de distribuição de energia elétrica que deve abranger, no mínimo, os seguintes aspectos: D�� 'HWHUPLQDomR�GDV�FDWHJRULDV�H�VXEFDWHJRULDV�GH�DWLYRV�H�DWLYLGDGHV�VHUYLoRV� 123. A metodologia observa diversificação tal das categorias e subcategorias, sendo capaz de refletir as diferenças nos tipos de ativos que impactam o custo de reposição e as diferenças na localização do ativo que impactam na vida útil dos ativos e no grau de dificuldade da atividade/serviço construtivo. Para início dos estudos, a seguinte composição de categorias e subcategorias fora sugerida: E�� 'HWHUPLQDomR�GDV�XQLGDGHV�PRGXODUHV� 124. A metodologia estabelece, para cada módulo construtivo, o conjunto de (TXLSDPHQWRV�3ULQFLSDLV� �� (3, com detalhamento de características mínimas, tais como, por exemplo, um poste, com características: material construtivo, perfil, carregamento admissível e altura, e também os &RPSRQHQWHV�0HQRUHV� �� &20 atrelados a esses equipamentos principais, isto é, um conjunto de componentes fixos, vinculados ao padrão construtivo de um dado tipo de equipamento principal. 125. Além disso, a metodologia define as atividades pertinentes à 0mR�GH�2EUD��0'2 que, assim como com os componentes, divide-se em atividades que independem do tipo de componente instalado, como, por exemplo, construir uma tomada de terra, e em atividades que dependem do equipamento principal e seus componentes menores (por exemplo: o transporte e a instalação de um poste circular de 600 daN e 9 m de altura tem um custo menor que aquele que corresponderia a um poste de 1000 daN e 12 m). 126. Para outros &XVWRV� ,QGLUHWRV� �� &, como, por exemplo, referentes a projeto, engenharia, administração, etc., a metodologia também contempla uma proposta estimativa de proporcionalização percentual em relação ao total estimado para o custo representativo de cada módulo. 127. A seguir, descrevem-se as atividades até agora realizadas que resultaram nessa proposta metodológica preliminar.

9��²�$7,9,'$'(6�'(6(192/9,'$6�

128. Para o desenvolvimento da metodologia de composição dos módulos construtivos de redes, linhas e subestações de distribuição de energia elétrica com tensão inferior a 230 kV foram realizadas as seguintes atividades:

a) Análise pormenorizada das informações enviadas pelas 20 (vinte) distribuidoras a seguir

relacionadas, em resposta ao Ofício Circular no 1681/2008-SFF/ANEEL, de 11/08/2008: Rede-ENERSUL, ELEKTRO, Rede-EDEVP, ESCELSA, CELESC, AES Eletropaulo, COELCE, CEB, Rede-CEMAT, CEMIG, CPFL-Paulista, COPEL, COELBA, CPFL-Piratininga, Rede-CELPA, ENERGISA, CELPE, CEEE, AES Sul e


CEAL. Trata-se de amostra significativa; representando cerca de 30% do universo de distribuidoras atualmente atuantes no SBDEE e cobrindo todas as 05 (cinco) regiões federativas brasileiras.

b) Pesquisa de normas, padrões e especificações técnicas em VtWLRV de concessionárias

distribuidoras de energia elétrica. Na pesquisa de publicações técnicas sobre construção de redes de distribuição, em VtWLRV de

concessionárias distribuidoras de energia elétrica� constatou-se que do total de concessionárias 36 disponibilizam publicações técnicas em seus VtWLRV na internet. Pode-se observar através do mapa do Brasil mostrado na Figura a seguir que existem poucas informações das concessionárias da região Norte, e que algumas concessionárias representativas no setor elétrico e que possuem sistemas subterrâneos de distribuição de energia elétrica não disponibilizam ao público em geral o acesso através da internet a publicações técnicas específicas sobre construção de redes de distribuição, tais como: CEMIG, CELESC, LIGHT e AMPLA.

)LJXUD��²�0DSD�GR�%UDVLO��LQGLFDQGR�FRP�UHWkQJXOR�HP�YHUPHOKR�RV�(VWDGRV�HP�TXH�QmR�IRUDP�REWLGDV�GLUHWDPHQWH�QR�VtWLR�GDV�FRQFHVVLRQiULDV�QD�LQWHUQHW�SXEOLFDo}HV�WpFQLFDV�HVSHFtILFDV�VREUH�

FRQVWUXomR�GH�UHGHV�GH�GLVWULEXLomR�

c) Foram pesquisadas as normas técnicas da ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas relacionadas com a construção de redes de distribuição de energia elétrica com tensão inferior a 69 kV, tendo sido obtidas inicialmente 60 normas, com destaque para as seguintes:

� NBR 5433/1982 – “Redes de distribuição aérea rural de energia elétrica – Padronização”; � NBR 5434/1982 – “Redes de distribuição aérea urbana de energia elétrica –

Padronização”; � NBR 8453/1984 – “Cruzeta de Concreto Armado para Redes de Distribuição de Energia” � NBR 6856/1992 – “Transformador de Corrente”; � NBR 07271/1988 – “Cabos de Alumínio para Linhas Aéreas”;


� NBR 5356/1993 – “Transformador de Potência”; � NBR 10295/1988 – “Transformadores de Potência Secos”; � NBR 6231/1980 – “Poste de Madeira - Resistência a Flexão”; � NBR 6118/2003 - “Projeto de Estruturas de Concreto Armado”; � NBR 6232/1973 – “Poste de Madeira - Penetração e Retenção de Preservativo”; � NBR 5349/1997 – “Cabo Nú de Cobre para Fins Elétricos”; � NBR 8452/1998 – “Postes de Concreto Armado para Redes de Distribuição –

Padronização”; � NBR 8451/1998 – “Postes de Concreto Armado para Redes de Distribuição –

Especificação”; � NBR 9369/1987 – “Transformadores subterrâneos - Características elétricas e

mecânicas”; � NBR 9368/1987 – “Transformadores de Potência de Tensões Máximas até 145 kV -

Características Elétricas”; � NBR 13571/1996 – “Haste de Aterramento Aço-Cobreada e Acessórios”; � NBR 6997/1981 – “Medidor - padrão de energia elétrica monofásico”; � NBR 8456/1984 – “Postes de eucalipto preservado para redes de distribuição de energia

elétrica”.

d) Foram analisados parte dos relatórios técnicos obtidos pela SFF/ANEEL junto à Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE relacionados com a construção de redes de distribuição e com sistemas de supervisão e controle de redes. Entre os relatórios consultados para a elaboração dos módulos construtivos estão:

� CODI-02.11 – Metodologia para pagamento, contratação e fiscalização de firmas

empreiteiras; � CODI-07.02 – Padrões e especificações de aparelhos eletromecânicos de medição; � CODI-07.04 – Padrões e especificações de aparelhos de medição para tarifas

horosazonais e especiais; � CODI-07.08 – Especificação de equipamentos e sistemas de medição para o faturamento

de energia e demanda reativas excedentes; � ABRADEE-18.23 - (1ª revisão: 25.04.2000) especificação de cabos cobertos para redes

compactas em espaçadores-15kV; � ABRADEE-18.24 - (1ª revisão: 25.04.2000) Especificação de cabos cobertos para redes

compactas em espaçadores - 15KV; � ABRADEE-18.28 - (1ª revisão: 25.04.2000) Especificação de isoladores poliméricos de

ancoragem para redes de 15 kV; � CODI-18.30 - (1ª revisão: 25.04.2000) Especificação de cabo mensageiro para redes

compactas; � CODI-19.12 – Critérios orçamentários para obras de distribuição; � CODI-19.17 – Metodologia para custos modulares da distribuição; � CODI-21.09 – Diretrizes para arranjo de primário seletivo de redes de distribuição

subterrâneas; � CODI-21.14 – Diretrizes para o arranjo primário em anel de redes de distribuição

subterrânea; � CODI-21.15 – Diretrizes para o arranjo primário em anel seletivo de redes de distribuição

subterrânea;


� CODI-21.16 – Diretrizes para arranjos reticulados dedicados e generalizados de redes de distribuição subterrânea;

� ABRADEE-23.01 – Diretrizes para o desenvolvimento de um sistema de supervisão de redes de distribuição;

� CODI-23.02 – Sistemas de automação da distribuição; � CODI-24.01 – Critérios e procedimentos de fiscalização de firmas empreiteiras; � CODI-24.04 – Manual de serviços de distribuição; � CODI-24.05 – Manual de serviço para empreiteiras de redes de distribuição.

e) Finalmente, foram consultados sítios de fabricantes de equipamentos / materiais.

129. A partir da pesquisa realizada, foram constatadas grandes divergências de tipos de materiais empregados em um mesmo padrão, as quais dificultam o estabelecimento de módulos construtivos representativos regionalmente. Parte das dificuldades encontradas podem ter sido ocasionadas pelos seguintes fatos:

a) As normas técnicas da ABNT, especialmente a NBR 5433/1982 – “Redes de distribuição

aérea rural de energia elétrica – Padronização” e a NBR 5434/1982 – “Redes de distribuição aérea urbana de energia elétrica – Padronização” não acompanharam a evolução tecnológica dos equipamentos e materiais utilizados nas redes de distribuição de energia elétrica.

b) Com a privatização das concessionárias estatais distribuidoras de energia elétrica e

criação da ABRADEE houve uma sensível diminuição na elaboração de relatórios técnicos de interesse comum às distribuidoras, o que fez com que as empresas por não terem uma referência no setor elétrico estabelecessem cada vez mais normas técnicas, padrões e especificações diferenciadas.

c) A aquisição de concessionárias distribuidoras por grupos empresariais e a centralização das normatizações tem motivado a diferenciação regional cada vez maior dos módulos construtivos, e estabelecido áreas geográficas distantes com a mesma padronização. Ex.: grupo Rede atuando nos estados de São Paulo, Mato Grosso, Tocantins, Pará e Paraná; grupo Energias do Brasil atuando nos estados de São Paulo, Mato Grosso do Sul e Espírito Santo; grupo Energisa atuando nos estados de Minas Gerais, Rio de Janeiro, Paraíba e Sergipe. A centralização das normatizações nos grupos é um dos fatores para a sensível diminuição de relatórios técnicos emitidos pela ABRADEE.

130. Em função do apresentado foram estudadas diversas alternativas de estabelecimento dos módulos construtivos, tendo sido considerada como a melhor a apresentada no item “Descrição da Modelagem”, devido aos seguintes motivos:

a) ser flexível, atendendo à quase totalidade dos padrões existentes nas concessionárias distribuidoras brasileiras;

b) com algumas adequações/complementações é possível a utilização dos Sistemas de

Informações Georreferenciados (GIS) implantados nas concessionárias e permissionárias para gerar a tabela de equipamentos principais e componentes menores que devem compor o ativo imobilizado da base de remuneração regulatória, desde que as informações cadastradas sejam confiáveis;


c) para as concessionárias e permissionárias que não possuem Sistemas de Informações Georreferenciados implantados, a relação de equipamentos principais e componentes menores que devem compor o ativo imobilizado da base de remuneração regulatória pode ser obtida a partir de software do tipo CAD (Computer-Aided Design – desenho auxiliado por computador), desde que as informações cadastradas sejam confiáveis;

d) os ativos de distribuição poderão ser facilmente precificados com preços de mercado

atuais praticados pelos agentes do setor, a não ser em situações em que os equipamentos e materiais não sejam fabricados atualmente, como é o caso de cabos utilizados em redes subterrâneas com isolação de papel impregnado. Para estas situações a metodologia estabelecerá os equipamentos e os materiais a serem considerados para a valoração dos ativos. 9��'(6&5,d®2�'$�02'(/$*(0�

�131. Para se obter eficientemente o Custo Total dos ativos devem-se definir previamente os principais tipos de obras e seus arranjos, o que deve levar em consideração os principais padrões construtivos estabelecidos pelas concessionárias distribuidoras de energia elétrica. Isso requer então a construção de “unidades modulares”.

�132. A estruturação dos módulos construtivos segue a seguinte composição:

j!kml@n o@p�q1rms,t u5vw

x&p@t rmy n p5n v*z {.|1x*}~

x*�5u&�5r�|P�5y p�z �.��{.}�

��y pms@v,o,umy t r��rmy �@n ��u@v*{�umy y r5� p@t u@vz ��Z��}�

j!s@�5r5s5�@p5y n pz ��m}�

�.�mq&n s@n v`t y p@��5uz ��m}�|1l�t y u5vz ��5}�

{.l@v`t u�� s@�5n y r@t uz �1��.�� 5��}�

{.l@v`t u� .n y r@t uz �.��m{;�� .��j�}¡

{;l@v¢t u&��u@t pm�z ��£!}¤

�,|.�¥ )LJXUD��²�&RPSRVLomR�GRV�0yGXORV�&RQVWUXWLYRV�


9��5HGHV�GH�'LVWULEXLomR� 133. Os ativos que irão compor a base de remuneração regulatória deverão considerar uma estrutura modular para os componentes de custo, da seguinte forma:

� (3� ²� (TXLSDPHQWRV� 3ULQFLSDLV – equipamentos e materiais relacionados com as Unidades de Cadastro e código contábil da versão vigente da Portaria DNAEE 815/1994;

� &20� ²� &RPSRQHQWHV� 0HQRUHV – conjunto de componentes fixos vinculados a um

determinado padrão construtivo, devendo cada componente estar vinculado somente a uma Unidade de Cadastro e um código contábil. Alguns Componentes Menores poderão ser constituídos de componentes fixos e de SubComponentes Menores (SCM) padronizados comuns a diversos padrões construtivos.

� 6&0� ²� 6XE&RPSRQHQWHV� 0HQRUHV – parte de um conjunto de componentes fixos

vinculados a um determinado padrão construtivo, devendo cada componente do subconjunto pertencer somente a uma Unidade de Cadastro e um código contábil.

� &$�²�&XVWRV�$GLFLRQDLV – compreende os custos de:

- $WLYLGDGHV�H�6HUYLoRV� inclui os custos de mão de obra, transporte de materiais, canteiro de obras e veículos envolvidos na construção da rede de distribuição; - ,QGLUHWRV� inclui os custos de engenharia e projeto; administrativos; e JOA – Juros sobre Obras em Andamento.

134. Para demonstrar a metodologia de composição dos módulos construtivos será utilizado o exemplo da composição da estrutura N1 constante da figura a seguir.

AV. BRASIL

N1-11-200 N1-11-200 N1-11-200 N1-11-200 N1-11-2003 # 336,4 ACSR3 # 336,4 ACSR

)LJXUD��([HPSOR�GH�5HSUHVHQWDomR�(Trecho de 200 metros de rede de distribuição primária em tensão 13,8 kV, com 5 postes duplo “T” de 11 metros – 200 daN e 5

estruturas primárias N1 por uma concessionária) �

135. Na Tabela a seguir podem ser observados os materiais padronizados que compõem a estrutura N1 de algumas concessionárias.

�


7DEHOD��²�0DWHULDLV�XWLOL]DGRV�QR�SDGUmR�GD�HVWUXWXUD�1��(035(6$�$� (035(6$�%� (035(6$�&� (035(6$�'� (035(6$�(�

1 – cruzeta de concreto 250 daN – 1 un 2 – isolador pilar porcelana – 3un 3 – pino autotravante para isolador pilar 140 mm – 3 un 4 – mão francesa plana 619 mm – 2 un 5 – parafuso cabeça quadrada 125 mm – 2 un 6 – arruela quadrada – 3 un 7 – parafuso cabeça quadrada 200 mm – 1 un 8 – parafuso cabeça quadrada 250 mm – 1 un 9 – arruela quadrada – 2 un 10 – laço de topo CA 336,4 MCM – 3 un

1 – cruzeta concreto armado “T” 1900 mm – 1 un 2 – isolador de pino – 3 un 3 – pino galvanizado isolador – 3 un 4 – fio nu AL 6 AWG – 0,06 kg 5 – fita proteção AL 1x10mm – 0,04 kg 6 – parafuso cabeça quadrada aço M-16 7 – arruela quadrada aço 38 F18,00 – 7 un

1 – cruzeta roliça eucalipto preservado 2000 mm 2 – isolador pino 15 kV porcelana – 3 un 3 – pino haste 16 x 294 mm para cruzeta de madeira – 3un 4 – mão francesa 5 x 32 x 619 mm – 2 un 5 – parafuso maquina RT Ø16 x 350 mm – 1 un 6 – parafuso maquina Ø16 x 150 mm – 2 un 7 – parafuso rosca soberba Ø13 x 100 mm 8 – arruela quadrada 18 x 50 x 3 mm – 4 un

1 – cruzeta de madeira 90 x 115 x 2400 mm – 1 un 2 – isolador de pino porcelana – 3 un 3 – pino para isolador – 3 un 4 – mão francesa normal 700 mm – 2 un 5 – parafuso cabeça abaulada M12 x 125 mm – 2 un 6 – parafuso de rosca dupla M16 x tamanho adequado – 2 un 7 – arruela quadrada 32 mm – 2 un 8 – arruela quadrada 38 mm – 2 un 9 – fio nu de alumínio para amarração – 3 metros 10 – fita de alumínio – 3 m

1 – cruzeta concreto “T” 1900 mm – 1 un 2 – isolador de pino porcelana – 3 un 3 – pino para isolador – 3 un 4 – parafuso de rosca dupla M16 x tamanho adequado – 2 un 5 – arruela quadrada 38 mm – 2 un 6 – fio nu de alumínio para amarração – 3 metros 7 – fita de alumínio 3 metros

1 cruzeta (*) – 1 un 2 – isolador de pino – 3 un 3 – pino de isolador – 3 un 4 – mão francesa plana 619 mm 5 – parafuso cabeça quadrada M16 x 125 mm – 2 un 6 – parafuso cabeça quadrada M16 x comprimento adequado – 2 un 7 – arruela quadrada (*) – 8 un 8 – laço pré-formado de topo – 3 un (*) definido de acordo com as características da rede projetada

136. Analisando os materiais componentes das estruturas N1 relacionadas na tabela observa-se grande divergência entre os materiais e as especificações o que inviabiliza a adoção da estrutura de uma das concessionárias ou permissionárias como padrão de módulo construtivo para todas as demais.

137. Em função das divergências constatadas nos padrões das concessionárias, os estudos realizados resultaram na proposição da metodologia de composição dos módulos construtivos de redes de distribuição, que contempla os Equipamentos Principais, associados a Componentes Menores, que na sua formação pode fazer parte um ou mais SubComponentes Menores.

138. O critério a ser obedecido para o estabelecimento de um SubComponente Menor deve ser o seguinte:

a) Para a instalação de um Equipamento Principal as concessionárias e/ou permissionárias em análise apresentam equipamentos e materiais com quantidades e especificações com grandes


divergências e devido a isto torna-se difícil a definição dos Componentes Menores que sejam representativos de um conjunto de concessionárias e/ou permissionárias;

b) Na formação de um Componente Menor existe uma quantidade significativa de itens que em virtude de seus baixos custos em comparação com os dos Equipamentos Principais, podem ser considerados como possuidores de valores equivalentes a outro conjunto de itens similares que representam a mesma função no sistema elétrico de distribuição;

c) Esse conjunto de itens similares (SubComponente Menor) tem seus itens definidos em função da predominância do número de vezes que aparecem nos padrões construtivos das concessionárias e/ou permissionárias;

d) A montagem da rede de distribuição com os Equipamentos Principais, Componentes Menores e seus respectivos SubComponentes Menores deve ser totalmente possível atendendo as normas técnicas da ABNT.

139. A aplicação da metodologia para o trecho de rede do exemplo, considerando a estrutura N1 com cruzeta de concreto 250 daN, resulta no seguinte:

• (3�²�(TXLSDPHQWRV�3ULQFLSDLV�D�VHUHP�FRQVLGHUDGRV��- P0048 - Poste de concreto duplo “T”, comprimento nominal 11 metros, resistência nominal

200 daN – Unidade de Cadastro: Estrutura (Poste, Torre) – Código Contábil: 132.03.1.1.05 - C0023 - Cabo de alumínio com alma de aço 336,4 MCM (Merlin) – Unidade de Cadastro:

Condutor – Código Contábil: 132.03.1.1.05

• &20��²�&RPSRQHQWH�0HQRU�UHIHUHQWH�D�HVWUXWXUD�1�B&�B3�B3'7��'HVFULomR� Estrutura N1, cruzeta de concreto armado 2000 mm – 250 daN (C2) e isolador tipo

pino porcelana (P1), instalada em poste de concreto duplo “T” (PDT). $SOLFDomR� Tensão nominal 13,8 kV – ambiente não agressivo – estrutura usada em tangente,

podendo também ser empregada em ângulo até 15o. &RPSRQHQWHV� cruzeta, isoladores e SubComponente Menor conforme tabela 8.

7DEHOD��²�5HODomR�GH�PDWHULDLV�GD�&RPSRQHQWH�0HQRU�&20��UHIHUHQWH�D�HVWUXWXUD�

1�B&�B3�B3'7�&yGLJR� 4WGH�� 'HVFULomR� 8QLGDGH�GH�&DGDVWUR� &yGLJR�&RQWiELO�R00011 1 un Cruzeta de concreto 2000 mm – 250 daN Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 I00001 3 un Isolador tipo pino – porcelana Condutor 132.03.1.1.05 X00084 1 SubComponente Menor N1_CD_CR - -

• 6&0��²�6XE&RPSRQHQWH�0HQRU�UHIHUHQWH�D�HVWUXWXUD�1�B&5B3'7��'HVFULomR� Estrutura N1, cruzeta madeira ou de concreto armado retangular (CR), instalada

em poste de concreto duplo “T” (PDT) $SOLFDomR: Em todos as estruturas N1 instaladas em poste de concreto duplo “T” de qualquer

medida e resistência nominal, com cruzeta de madeira ou de concreto armado de formato retangular e de qualquer medida.

&RPSRQHQWHV� conforme tabela a seguir.


7DEHOD��²�5HODomR�GH�PDWHULDLV�GD�6XE&RPSRQHQWH�0HQRU�6&0��UHIHUHQWH�D�HVWUXWXUD�1�B&5B3'7�

&yGLJR� 4WGH�� 'HVFULomR� 8QLGDGH�GH�&DGDVWUR� &yGLJR�&RQWiELO�F00051 3 un Pino para isolador Ø16 x 294 mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 F00026 2 un Mão francesa plana 5,0x32,0x619mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 F00089 2 un Parafuso cabeça quadrada 125 mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 F00091 1 un Parafuso cabeça quadrada 200 mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 F00092 1 un Parafuso cabeça quadrada 250 mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 A00008 2 un Arruela quadrada 32 mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 A00009 3 un Arruela quadrada 38 mm Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05 M00025 3 un Laço de topo CA 336,4 MCM Condutor 132.03.1.1.05

140. Desta forma a Figura 5 em um possível padrão a ser estabelecido pela ANEEL poderia ser representada conforme a Figura 6, e a relação de ativos a serem considerados no ativo imobilizado da base de remuneração regulatória são os constantes da Tabela 16.

AV. BRASIL

11-200-N1-CD-C2-P1 11-200-N1-CD-C2-P1 11-200-N1-CD-C2-P1 11-200-N1-CD-C2-P1

3 x CAA 3363 x CAA 336

)LJXUD��²�5HSUHVHQWDomR�GR�WUHFKR�GH�UHGH�GH�GLVWULEXLomR�GR�H[HPSOR�HP�XP�SRVVtYHO�IRUPDWR�SDGUmR�GD�$1((/�

7DEHOD��²�([HPSOR�GH�UHODomR�GH�DWLYRV�D�VHUHP�FRQVLGHUDGRV�QR�DWLYR�LPRELOL]DGR�GD�EDVH�GH�UHPXQHUDomR�UHJXODWyULD�

¦ § ¨!© ª�«!¬�.® ¯ °!«I± ¬ ²P³.´ °�¨�µ�µ!¶ ³�´ ¬!® ¶ ¬ ³ «·I¨!® ©4¶ µmµ!¶ ³.´!¸ ® ¶ ¬²1³�´@¹ « ´ § ³ I¨º ´ ¶ I¬m�¨�µ²1³�´ µ�«I©4¶ ³ ® ¬�µ

º1® »!¬ ´�³)¼I½ «�® ¬!± ¾¿¶ µ5§ ¨!©¬)À;± Ám§ ® ¶ ° ³ ¦ Â.Ã ½ ¨�I¨ ² ± ¬�µ�µ�¨L�¨Ä�¨ ´ µ�Å ³1 0900-2134 050 001 urbano 078 00 13,8 kV 2 0900-2134 050 001 urbano 078 00 13,8 kV 3 0900-2134 050 001 urbano 078 00 13,8 kV

²P³ ©ÇÆ ³�´ ¨ ´ § ¨·;® ¶ ´ °!¶ Æ!¬!± ²1³ ©ÇÆ ³�´ ¨ ´ § ¨È�¨ ´!³ ®É1ÊI©¨!® ³ ³À�Ë.« ¶ Æ!¬!©)¨ ´ § ³Ì´ ¬º ´ ¶ I¬m�¨LI¨² ¬�I¬�µ5§ ® ³

È ³ �¨!± ³ Í ¬!»I® ¶ °m¬ ´ § ¨ ÂP¬5§ ¬LI¨Î ¬!»�® ¶ °�¬�Ï�Å ³Â¿¬5§ ¬L�¨¨ ´ § ® ¬�I¬L¨!©³ Æ!¨!® ¬�Ï�Å ³

¾�¨!® ÐI¶ Ï ³Ç³ «½ ¨�µ�¨!® Ð!¬ º ´ ¶ I¬mI¨ ª�«!¬ ´ § ¶ I¬�I¨

P0048 Serviço un 5 C0023 Serviço m 600

COM0123 Serviço un 5


141. Outro exemplo de aplicação da metodologia proposta pode ser o de um posto de transformação trifásico de 30 kVA, conforme a seguir.

• (3�²�(TXLSDPHQWR�3ULQFLSDO�D�VHU�FRQVLGHUDGR��- E0039 – Transformador de distribuição trifásico 30 kVA, tensão primária nominal 13.800 V,

tensão secundária nominal 220 / 127 V, instalação em poste – Unidade de Cadastro: Transformador de Distribuição – Código Contábil: 132.03.1.1.05

• &20��²�&RPSRQHQWH�0HQRU�UHIHUHQWH�D�HVWUXWXUD�37�B0�B3'7��'HVFULomR� Posto de transformação com estrutura M1 instalada em poste de concreto duplo

“T” (PDT) $SOLFDomR� Tensão nominal 13,8 kV – ambiente não agressivo – transformador de distribuição

trifásico até 45 kVA. &RPSRQHQWHV� chave fusível, pára-raios e SubComponente Menor conforme tabela abaixo.

7DEHOD��²�5HODomR�GH�PDWHULDLV�GD�&RPSRQHQWH�0HQRU�&20��UHIHUHQWH�j�HVWUXWXUD�37�B0�B&'�&yGLJR� 4XDQWLGDGH� 'HVFULomR� 8QLGDGH�GH�&DGDVWUR� &yGLJR�&RQWiELO�E05010 3 un Chave fusível de distribuição base tipo “C” Condutor 132.03.1.1.05 E06888 3 un Porta-fusível para chave fusível base tipo “C” Condutor 132.03.1.1.05 X00367 1 SubComponente Menor PT1_M1_CD - -

• 6&0��²�6XE&RPSRQHQWH�0HQRU�UHIHUHQWH�D�HVWUXWXUD�37�B0�B&'��'HVFULomR� Posto de transformação com estrutura M1 instalada em poste de concreto duplo

“T” (CD) $SOLFDomR� Tensão nominal 13,8 kV – ambiente não agressivo – transformador de distribuição

trifásico até 45 kVA. &RPSRQHQWHV� conforme tabela a seguir.

7DEHOD��²�5HODomR�GH�PDWHULDLV�GD�6XE&RPSRQHQWH�0HQRU�6&0��UHIHUHQWH�j�HVWUXWXUD�

37�B0�B3'7�&yGLJR� 4XDQWLGDGH� 'HVFULomR� 8QLGDGH�GH�&DGDVWUR� &yGLJR�&RQWiELO�O00051 2 un. Conector paralelo universal bimetálico 1 parafuso Condutor 132.03.1.1.05 O00026 5 un. Conector paralelo bronze estanhado 1 parafuso Condutor 132.03.1.1.05 O00040 3 un. Grampo de linha viva Condutor 132.03.1.1.05 O00091 3 un. Conector de alumínio a compressão tipo estribo Condutor 132.03.1.1.05 O00092 7 un. Conector de derivação a compressão tipo “H” Condutor 132.03.1.1.05 C00121 5 m Cabo de cobre isolado classe 0,6/1 kV - XLPE Condutor 132.03.1.1.05

C00128 2 m Cabo de cobre isolado flexível 16 mm2 – classe 0,6 / 1 kV Condutor 132.03.1.1.05

C00148 3,3 kg Cabo de cobre nu meio duro 25 mm2 Condutor 132.03.1.1.05 F00038 0,700 kg Arame zincado bitola 14 BWG Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 E06987 3 un. Elo fusível 2H Condutor 132.03.1.1.05 F04876 4 un. Arruela redonda com furo Ø 18 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F05348 11 un. Arruela quadrada 50 mm, furo Ø 18 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F08746 3 un. Haste terra, cantoneira aço zincado 2400 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F08456 1 un. Mão francesa normal 726 mm (plana) Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F03481 4 un. Parafuso cabeça quadrada M16 x 50 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05


F03483 1 un. Parafuso cabeça quadrada M16 x 125 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F03485 2 un. Parafuso cabeça quadrada M16 x 150 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F03487 2 un. Parafuso cabeça quadrada M16 x 250 mm Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F04752 4 un. Porca quadrada para parafuso M16 Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05

A07345 2 un. Suporte para instalação de transformador em poste duplo “T” Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05

A07359 3 un. Suporte para fixação de pára-raios e chave fusível Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 F09471 2 kg Fio aço galvanizado 4 BWG Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05 A03313 1 un. Moldura para proteção de condutor de aterramento Estrutura (poste, torre) 132.03.1.1.05

9��/LQKDV�H�6XEHVWDo}HV�GH�'LVWULEXLomR� 142. A composição dos módulos de linhas e subestações de distribuição também seguiu a mesma modelagem adotada para redes de distribuição, sendo adotada a seguinte composição de categorias de ativos:

7DEHOD��²�&DWHJRULDV�GH�$WLYRV�GH�/LQKDV�H�6XEHVWDo}HV�'HVFULomR�

1 LINHAS DE DISTRIBUIÇÃO Entrada de Linha Estrutura Conexão de Transformador Condutor Interligação de Barras Sistema de Aterramento Conexão de Capacitor Paralelo 2 SUBESTAÇÃO 2.3 EQUIPAMENTOS

2.1 INFRAESTRUTURA Transformador Infraestrutura Geral Banco de Capacitores

2.2 MANOBRA Regulador de Tensão

143. As seguintes diretrizes estruturais foram adotadas para a modelagem de linhas e de subestações:

� /LQKDV – a estruturação modular deveria ter, como referencial individualizado a correlação 8& Ñ � � (3 Ñ , onde cada módulo deve ser construído respeitando-se o vínculo estabelecido por meio da Portaria DNAEE nº 815/1994; assim, cada 8QLGDGH�GH�&DGDVWUR relacionada à construção de uma linha de distribuição (estrutura, condutor, chave e sistema de aterramento) definirá o (TXLSDPHQWR�3ULQFLSDO�do módulo, seus componentes menores, bem como o próprio módulo.

Tal diretriz inova a forma de valoração do ativo em questão, uma vez que os atuais modelos adotados no setor elétrico brasileiro consideram composições modulares por extensão de linha que, via de regra, tem por base o quilômetro (km).

� 6XEHVWDo}HV - a composição dos módulos deveria adotar, como referencial, a metodologia das unidades modulares utilizada pela ANEEL, homologada pela Resolução Normativa no 758/2009, além de análises de modelagens praticadas por concessionárias de distribuição nacionais.

144. A seguir apresenta-se um exemplo de módulo construtivo para linhas de distribuição, de acordo com a metodologia adotada.


7DEHOD��²�([HPSOR�GH�0yGXOR�&RQVWUXWLYR�GH�/LQKDV�GH�'LVWULEXLomR�

ÒIÓ5ÔmÕ Ö5×Ø ×5ÔmÙ5Ú Û@Ü Ý!Þ,ß,à Ü Õ á,â�× ãIä5Õ ÔmåçæIè Ômå ã�ämÕ ÔmÛ�Ô Þ Ô Þ ÒIÛ,Ô5Û ß è Ü × ÒI×mä,è ÛÒI×mä,è é@ê5Õ Ú1. Equipamento Principal

P1 1.1 - Poste de madeira - 16m un 2 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.052. Componentes Menores

R1 2.1 - Cruzeta metálica - 6800mm un 1 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05S3 2.2 - Travessa de madeira - 516cm un 2 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05U1 2.3 - Fundação em toras de madeira - 200cm un 4 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05

3. Custos Adicionais - Atividades / Serviços3.1 - Atividades / Serviços

ASL01 3.1.1 - Execução de fundação com toras - 2 postes USC 10,74 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05ASL12 3.1.2 - Montagem de estrutura - 2 postes USC 27,05 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05

3.1.3 - Serviços Correlatos (% de 1. + 2.)ASLC1 3.1.3.1 - Topografia e sondagem % 2 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05ASLC2 3.1.3.2 - Abertura de acesso % 3 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05ASLC3 3.1.3.3 - Limpeza da faixa % 4 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05ASLC4 3.1.3.4 - Transporte de materiais % 4 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05ASLC5 3.1.3.5 - Canteiro de obras % 4 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05

4. Custos Adicionais - Custos Indiretos (% de 1. + 2. + 3.)CIL01 4.1 - Engenharia % 4 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05CIL02 4.2 - Administração % 3 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05CIL03 4.3 - Meio ambiente % 4 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05CIL04 4.4 - Outros % 2 Estrutura (Poste, Torre) 132.03.1.1.05

Ø ÓmÔmÙ5Ú ×&Ô Þë Õ ä5ì5ÛPÔ ÞÝ Õ ß è Ü Õ êmÙ5Õ á,â�×Ò�Û`è Þ Ö5×�Ü Õ Ûmí@î¿ï ë5ð ñIòmó.ô ÝIõ�Ý ð ô�ö�÷Ið ø ã ð ù!ú�ûÇó¿ü�÷ õ ó�ôô Ù5ê à Û`è Þ Ö5×�Ü Õ Ûmí@î�å î`å ð ï õ ô�ö�÷ ã ö ã ÷�ó õ ØÌý�þ5ÿ�� Ò ð ÷ ÒIã ð ömûÌô�ð Ø��ë õ ô��Pô ã ô�� õ ñ�ômú.û�,ó ã ömû��mûP÷�ö@ó;ñ�ö õ ��Ø�ó ÝIõ ð ÷�ó�`ö�ð ��ûZð

9��²�'(6&5,d¯(6�3$'521,=$'$6�'26�0$7(5,$,6� 145. As “Descrições Padronizadas dos Materiais” visam estabelecer os equipamentos e materiais de redes e linhas de distribuição a serem considerados na base de remuneração regulatória, quando dos processos de revisão tarifária periódica das distribuidoras de energia elétrica.

�146. A versão inicial foi elaborada com base nas normas técnicas das concessionárias CEEE-D, COPEL Distribuição, Elektro, CEB e CPFL Paulista, além de alguns fabricantes de cabos e de medidores de energia elétrica. A versão ora apresentada deverá ser revisada e complementada através de comparações com os padrões das demais concessionárias.

�147. Conforme estabelecido pela ANEEL, em casos de divergências de informações, para se estabelecer o melhor critério para a recorrência foi adotada/priorizada a seguinte seqüência:

- normas da ABNT; - informações dos fabricantes; e - norma ou documento mais recente das concessionárias em análise.

148. O $QH[R��apresenta as descrições padronizadas dos materiais para Redes de Distribuição, enquanto o $QH[R�� apresenta as descrições para Linhas e Subestações de Distribuição.


9��²�'(6&5,d¯(6�3$'521,=$'$6�'$6�$7,9,'$'(6��6(59,d26� 149. As descrições padronizadas de atividades e serviços visam estabelecer a constituição de equipes, transporte de materiais e veículos envolvidos e as descrições dos componentes dos custos adicionais, tais como: montagem, engenharia e projeto, administração e outros.

�150. As descrições padronizadas das atividades / serviços foram elaboradas com base em normas técnicas das distribuidoras CEEE-D, COPEL e ELEKTRO, e foram consideradas as seguintes premissas:

a) A unidade de referência para o cálculo dos custos das atividades / serviços é a 86&�²�

8QLGDGH�GH�6HUYLoR�GH�&RQVWUXomR, cujo valor H[HPSOLILFDWLYR�é de 48,76 R$/Hh e se baseia no custo de uma turma pesada de construção de redes aéreas desenergizadas, acrescido dos custos proporcionais de utilização de uma equipe de apoio e da administração indireta da empreiteira. Entende-se por turma pesada de construção de redes uma equipe que realiza atividades de construção em redes de distribuição de energia elétrica desenergizadas, sendo composta de, no mínimo, 7 elementos, sendo 1 encarregado, 4 eletricistas e 2 ajudantes de eletricista, e equipada com ferramentas e veículos apropriados.

b) Não foi contemplada a execução de serviços através de equipes de construção de linha viva. Entende-se por equipe de construção de linha viva, a equipe que realiza atividades de construção em redes de distribuição de energia elétrica energizadas.

c) Foram estabelecidas as USC’s para execução das atividades / serviços de construção de redes e linhas de distribuição de energia elétrica idênticas ou similares às existentes na distribuidora, não tendo sido consideradas atividades / serviços de retirada de instalações existentes.

d) Os custos de transporte de pessoal e de equipamentos e materiais foram estabelecidos com base nos valores de mão-de-obra.

e) A influência do meio ambiente na execução das atividades / serviços também está contemplada, na forma de acréscimos percentuais sobre os valores padrões em virtude de a construção estar localizada em área rural, área de preservação ambiental, região litorânea, calçadões ou áreas industriais com presença de agentes químicos que influenciam a vida útil dos equipamentos e materiais.

f) Para engenharia, administração e outros sugere-se inicialmente aplicar percentuais do total de equipamentos, materiais, transportes e atividades / serviços.

151. Para os custos indiretos com engenharia, administração, meio ambiente e outros, comuns a todos os módulos construtivos, aplicam-se as seguintes descrições padronizadas:

• (QJHQKDULD� Custos relacionados aos serviços técnicos de engenharia (estudos de

viabilidade econômica, elaboração dos projetos básico e executivo, etc.). • $GPLQLVWUDomR� Custos relacionados aos serviços administrativos, abrangendo a

administração local e central. • 0HLR�DPELHQWH� Custos relacionados com a elaboração de estudos ambientais, com o

desenvolvimento de medidas mitigadoras associadas à implantação da obra e com o cumprimento da legislação ambiental.


• 2XWURV� Custos relacionados à cobertura de imprevistos.

152. O conjunto de descrições padronizadas, além de explicitar e homogeneizar o entendimento dos itens constantes nos módulos construtivos, servirá de subsídio a uma posterior coleta de preços junto aos agentes do mercado de energia elétrica.

153. Convém observar que os desenhos apresentados junto às descrições padronizadas dos módulos têm finalidade meramente orientativa, não contemplando todos os detalhes requeridos pelo rigor das técnicas construtivas. 154. O $QH[R��apresenta as descrições padronizadas das atividades e serviços para Redes de Distribuição, enquanto o $QH[R�� apresenta as descrições para Linhas e Subestações de Distribuição. 9,��352&(',0(1726� 155. Os itens seguintes apresentam uma visão geral dos procedimentos para valoração da BRR no 3º ciclo, a partir do banco de preços. Evidentemente, os procedimentos apresentados representam apenas uma expectativa do que se está projetando, sendo que deverão ser melhor discutidos futuramente, quando da abertura de audiência pública sobre o tema. 9,��²�5(48,6,726�'(�,1)250$d¯(6� 156. As informações necessárias para a avaliação da base de remuneração serão compostas por informações técnicas, contábeis e gráficas das instalações existentes de distribuição de energia elétrica.

7DEHOD��²�,QIRUPDo}HV�1HFHVViULDV�GRV�$WLYRV�,QVWDODo}HV�GH�'LVWULEXLomR�7LSR�GH�,QVWDODomR� $WLYRV�(OpWULFRV� $WLYRV�1mR�(OpWULFRV�

Técnica � �

Contábil � �

Gráfica �

157. A informação técnica envolve as características técnicas dos equipamentos e instalações que permitam a correta identificação e precificação. 158. A informação gráfica refere-se aos dados do sistema georreferenciado que permitem a conciliação físico-contábil, bem como a perfeita identificação do local da instalação. 159. A seguir são relacionados os ativos que deverão compor a BRR.

9,��,QIRUPDo}HV�GRV�$WLYRV�(OpWULFRV� 160. Na conta de máquinas e equipamentos deverão ser contemplados os seguintes ativos:


a) /LQKDV�GH�GLVWULEXLomR�RSHUDQGR�HP�WHQVmR�PDLRU�TXH��N9�

Estruturas de concreto, madeira ou metálica; Condutores nus de cobre, alumínio ou aço; Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço; Chaves seccionadoras; Chaves fusíveis; Sistemas de aterramento; e Pára-raios.

b) 5HGHV�GH�GLVWULEXLomR�RSHUDQGR�HP�WHQVmR�LJXDO�RX�PHQRU�TXH��N9�

Bancos de capacitores fixos ou automáticos; Chaves seccionadoras tipo faca; Chaves a óleo, vácuo ou gás; Condutores nus de alumínio, cobre ou aço; Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço; Postes de concreto, madeira ou ferro; Reguladores de tensão; Religadores; Transformadores de distribuição; Seccionalizadores; e Luminárias (quando aplicável).

c) (TXLSDPHQWRV�GH�PHGLomR��PHGLGRUHV�GH�HQHUJLD�H�SRWrQFLD��

Medidores eletromecânicos ou eletrônicos; Conjuntos de medição; Transformadores de corrente (quando de classe de tensão superior a 6 kV); e Transformadores de potencial (quando de classe de tensão superior a 6 kV).

d) 6XEHVWDo}HV�

Bancos de capacitores e respectivos componentes; Barramentos; Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos; Painéis de comando e proteção de transformadores; Painéis de comando e proteção de alimentadores; Painéis de comando e proteção de capacitores; Painéis de comando de retificadores; Chaves seccionadoras manuais ou motorizadas; Chaves fusíveis (quando de classe de tensão igual ou superior a 34,5 kV); Disjuntores; Pára-raios de alta tensão (quando de classe de tensão igual ou superior a 34,5 kV); Reguladores de tensão; Religadores; Sistemas de aterramento; Sistemas de alimentação de energia (banco de baterias, retificadores, geradores, grupo motor-gerador, painéis solares, geradores eólicos, etc.); Subestações blindadas; Subestações móveis;


Transformadores de corrente (quando de classe de tensão superior a 6 kV); Transformadores de força ou autotransformadores; Transformadores de potencial (quando de classe de tensão superior a 6 kV); Transformadores de serviço auxiliar; Transformadores de aterramento; e Reatores/Resistores de aterramento; Estrutura suporte de equipamento e barramento; Sistema de serviços (sistema de abastecimento e tratamento d́ água, sistema de iluminação, sistema de coleta de lixo, etc.); Urbanização e benfeitorias (estacionamento, cercas, muros, jardins, pavimentação, etc.).

e) 6LVWHPDV�GH�RSHUDomR�H�WHOHVXSHUYLVmR�

Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos; Sistemas de alimentação de energia; Sistemas de telecomunicações; Unidades Terminais Remotas – UTRs; Unidades supervisoras; Telealarmes; Sistemas telefônicos locais; e Torres e antenas.

f) 8VLQDV�KLGUHOpWULFDV�H�3HTXHQDV�&HQWUDLV�+LGUHOpWULFDV��3&+�

Turbinas e geradores; Equipamentos elétricos e acessórios (painéis, equipamentos de subestação, etc.); e Diversos equipamentos da usina (pontes rolantes, guindastes, pórticos, etc.).

g) 8VLQDV�WHUPRHOpWULFDV�

Turbogeradores; Caldeiras; Equipamentos elétricos e acessórios (painéis, equipamentos de subestação, etc.); e Outros equipamentos acessórios.

161. Na conta de Reservatórios, Barragens e Adutoras, deverão ser considerados:

- Reservatórios; - Barragens; - Adutoras; - Tomadas d’água; - Vertedouros; - Canais de fuga; - Condutos forçados; e - Comportas.


9,��,QIRUPDo}HV�GRV�$WLYRV�1mR�(OpWULFRV� 162. Os ativos não elétricos referem-se à infraestrutura e equipamentos necessários para o apoio aos serviços de distribuição, excluindo os ativos elétricos, tais como: Imóveis, móveis e equipamentos, sistemas de informática e transporte. 163. Assim, tanto os escritórios regionais quanto o central possuem instalações móveis e imóveis que dão o suporte de infraestrutura necessário e suficiente para o desenvolvimento das atividades de forma eficiente. Os itens seguintes detalham melhor os elementos a serem considerados para cada item de custo mencionado. 9,��7HUUHQRV��(GLILFDo}HV��0yYHLV�H�8WHQVtOLRV� 164. As instalações de imóveis podem ser classificadas, de acordo com sua utilização, em:

� (GLILFDo}HV�GH�RSHUDomR� edificações e terrenos em subestações; � (GLILFDo}HV�GH�DSRLR: terrenos e escritórios regionais e centrais, almoxarifados e oficinas.

165. As HGLILFDo}HV�GH�RSHUDomR são dimensionadas de acordo com os padrões das unidades modulares e são consideradas na base de remuneração, integrando as subestações. 166. As HGLILFDo}HV�GH�DSRLR são dimensionadas quando do cálculo da Empresa de Referência, conforme padrões eficientes e são consideradas como anuidades. 167. Assim, para a conta de Edificações, Obras Civis e Benfeitorias, deverão ser considerados:

- Escritórios e agências; - Almoxarifados e oficinas; - Edificações em subestações; - Edificações em unidades de geração de energia elétrica; - Edificações de centros de operação; - Edificações de estações de comunicação e repetidoras; - Edificações de aeroportos e heliportos; - Sistema de serviços (sistema de abastecimento e tratamento d́ água, sistema de iluminação, sistema de coleta de lixo, etc.); - Sistema de alimentação de energia (geradores, grupo motor-gerador, painéis solares, geradores eólicos, etc.); e - Urbanização e benfeitorias (campo de pouso, heliporto, estacionamento, cercas, muros, jardins, pontes, viadutos, pavimentação, etc.).

9,��9HtFXORV� 168. O investimento relacionado às instalações móveis, tais como veículos, são dimensionados quando do cálculo da Empresa de Referência, conforme padrões eficientes e são consideradas como


anuidades. Para fins de dimensionamento e validação da quantidade de veículos, atualmente são adotados os seguintes tipos:

� Pick-Up ou Veículo Leve; � Pick-Up 1 tonelada; � Caminhão Médio 7 a 8 toneladas com Guindauto; � Caminhão Médio 7 a 8 toneladas; � Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com Guindauto; � Caminhão Pesado 11 a 15 toneladas com cesta aérea isolada; � Caminhão Pesado 15 toneladas; � Carreta; � Automóvel; � Motocicleta; � Utilitário.

9,��6LVWHPDV�GH�,QIRUPiWLFD� 169. Como parte da infraestrutura de apoio às atividades administrativas e técnicas, devem ser reconhecidos os sistemas corporativos de informática que dão suporte às atividades da concessionária. O Modelo de Empresa de Referência considera os seguintes sistemas:

� GIS (Geographical Information System) – trata-se de sistema de hardware, software e procedimentos desenhados para suportar a captura, gestão, manipulação, análise, modelagem e visualização de dados cartográficos para resolver as questões de planejamento e gestão;

� SCADA (Supervisiory Control and Data Acquisition) – sistema de aquisição de dados e controle de supervisão, proporcionando comunicação com os dispositivos de campo e controlando processos de forma automática, permitindo informações e gestão do processo produtivo;

� Gestão da Distribuição – sistema de gerenciamento de serviços da distribuição (obras, manutenção, operação e planejamento);

� Gestão Empresarial – sistema de gerenciamento das áreas administrativa e financeira da concessionária;

� Sistemas Centrais – sistemas centralizados para controle e utilização de hardware e software;

� Gestão Comercial – sistema de gerenciamento comercial, englobando o faturamento, serviços comerciais, gerenciamento de perdas não técnicas e inadimplência;

� Teleatendimento – sistema desenhado para controle de atendimentos realizados por intermédio de central telefônica franqueada ao consumidor.

9,��²�7HOHFRPXQLFDo}HV� 170. No que tange aos investimentos em telecomunicações operacionais, os sistemas de operação e telesupervisão compõem a Base de Remuneração Regulatória. No ativo imobilizado em serviço devem estar contemplados: Painéis, mesas de comando, quadros e cubículos; Sistemas de alimentação de


energia; Sistemas de telecomunicações; Unidades Terminais Remotas – UTR’s; Unidades supervisoras; Telealarmes; Sistemas telefônicos locais; e Torres e antenas.

171. Dessa forma, o Modelo de Empresa de Referência não contempla os investimentos em Sistemas de Telecomunicações de Operação, mas somente os relativos aos Sistemas de Telecomunicações de Dados.

9,��7UDWDPHQWR�GRV�$WLYRV� 172. A tabela seguinte resume o tratamento dado a cada categoria de ativo, ou seja, se é tratado na BRR ou na Empresa de Referência. 7DEHOD��²�7UDWDPHQWR�GRV�$WLYRV�

7LSR�GH�$WLYR� %DVH�GH�5HPXQHUDomR� (PSUHVD�GH�5HIHUrQFLD�$WLYRV�(OpWULFRV� Máquinas e Equipamentos �� Reservatório, Barragens e Adutoras � $WLYRV�1mR�(OpWULFRV� Servidões � Terrenos Administrativos � Terrenos de Operação � Edificações Administrativas � Edificações de Operação � Móveis e Utensílios � Veículos � Sistemas de Informática � Sistemas de Telecomunicação de Operação � Sistemas de Telecomunicação de Dados �

173. As informações necessárias para cada tipo de ativo são as mesmas definidas no Anexo IV da Resolução Normativa nº 234/2006, com redação alterada pela Resolução Normativa nº 338, de 25 de novembro de 2008.


9,��²�&2',),&$d®2�9,��&RGLILFDomR�0RGXODU�H�1tYHLV�GH�,QIRUPDomR� 174. Os módulos construtivos possuem a estrutura básica apresentada a seguir.

7DEHOD��²�(VWUXWXUD�%iVLFD�GRV�0yGXORV�&RQVWUXWLYRV�

&DWHJRULD��120(�0yGXOR�GH�� 6XEFDWHJRULD��Q��²��120(�&yGLJR�0RGXODU� 'HVFULomR� 8QLG�� 4WG�� 8QLGDGH�GH�

&DGDVWUR�&RQWD�&RQWiELO�

�� (TXLSDPHQWR�3ULQFLSDO� �� Q� �� &RPSRQHQWHV�0HQRUHV� �� Q� �� &XVWRV�$GLFLRQDLV��$WLYLGDGHV�6HUYLoRV� �� Q� �� &XVWRV�$GLFLRQDLV��&XVWRV�,QGLUHWRV� �� Q� ��

175. Como se pode constatar, cada módulo construtivo é composto pelos seguintes níveis de informação:

��QtYHO: Campo ́ 0yGXORµ, identificando se o módulo construtivo trata de:

- Módulo de Linha de Distribuição; ou, - Módulo de Subestação de Distribuição

�� QtYHO: Campo ´&DWHJRULDµ, informando, para o caso de um Módulo de Linha de Distribuição, se o referido módulo trata de:

1 - Linhas de Distribuição Aéreas; ou, 2 - Linhas de Distribuição Subterrâneas; ou ainda, 3 - Linhas de Distribuição Submersas.

Para o caso de um Módulo de Subestação de Distribuição, existem as seguintes categorias possíveis:

1 - Infraestrutura Geral; 2 - Manobra; ou, 3 - Equipamentos


��QtYHO: Campo ´6XEFDWHJRULDµ, que caracteriza, de maneira específica, o módulo em si. Por exemplo, para um Módulo de Linha de Distribuição, categoria Linhas de Distribuição Aéreas existem, dentre outras, as seguintes subcategorias:

- Estrutura em 69 kV, Circuito Simples, Ancoragem / Autoportante / Metálica, Tipo: V; - Condutor em 88kV, Circuito Duplo, Tipo: CAA - 636 MCM - GROSBEAK; - Sistema de Aterramento em Estrutura de Madeira, com 2 Cabos Pára-raios, TIPO I.

Em um Módulo de Subestação de Distribuição, categoria Infraestrutura Geral, as seguintes categorias, dentre outras, são possíveis:

- Subestação em 34,5kV, Barra Simples ou Barra Principal e Transferência, Tipo: Grande; - Subestação em 69kV, Barra Simples ou Barra Principal e Transferência, Tipo: Pequena; - Subestação em 138kV, Barra Principal e Transferência ou Barra Dupla, Tipo: Pequena.

�� QtYHO: Constituído pelo conjunto de 04 (quatro) informações que identificam e individualizam cada item / subitem componente de um Módulo: &yGLJR�0RGXODU + 'HVFULomR + 8QLGDGH�GH�&DGDVWUR + &RQWD�&RQWiELO; onde:

- o campo &yGLJR�0RGXODU encontra-se mais detalhado nos anexos; - o campo 'HVFULomR resume as características de um item / subitem, cuja descrição completa consta das Descrições Padronizadas; - os campos 8QLGDGH� GH�&DGDVWUR e &RQWD�&RQWiELO associam o item / subitem do módulo à classificação prescrita na Portaria no 815/94 - DNAEE.

��QtYHO Campo de agrupamento dos itens / subitens componentes de um Módulo, assim classificados:

1. Equipamento Principal 2. Componentes Menores 3. Custos Adicionais - Atividades/Serviços 4. Custos Adicionais - Custos Indiretos

176. Em cada módulo construtivo, além da identificação da categoria e da subcategoria do ativo há uma codificação específica para cada item componente do módulo desenvolvida, como sugestão, para um eventual aproveitamento da mesma, quando do desenvolvimento de sistema computacional dedicado à gestão da base de dados relacionada aos ativos elétricos.

9,��&RGLILFDomR�&RQWiELO� 177. Para permitir uma adequada avaliação patrimonial para atendimento das necessidades de valoração de bens e instalações elaborou-se o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, que busca padronizar os procedimentos de controle patrimonial adotados no Setor Elétrico, permitindo a fiscalização e o monitoramento das atividades objetos da concessão, permissão ou autorização, pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.


178. O controle patrimonial deverá ser feito utilizando as codificações específicas apresentadas no Manual, bem como observando as especificações e instruções de elaboração e envio dos Relatórios periódicos, por Contrato de Concessão, e atendendo a classificação do Plano de Contas do Setor Elétrico.

179. O controle patrimonial é especialmente voltado para bens e instalações reversíveis cadastrados em contas contábeis do Sistema Patrimonial, Subsistema Ativo, Grupo Ativo Permanente, Subgrupo Ativo Imobilizado (subgrupo 132) e Intangível, conforme Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica – MCSPEE.

180. Os bens e instalações em função do serviço outorgado serão cadastrados e controlados por Contrato de concessão, Ordem de Imobilização - ODI, Tipo de Instalação, Centro Modular, Tipo de UC (família), UC, UAR, conta contábil e data de sua transferência (capitalização) do Ativo Imobilizado em Curso – AIC para o Ativo Imobilizado em Serviço - AIS. 9,��²�(6758785$d®2�'$6�,1)250$d¯(6� 181. A seguir são apresentados, apenas a título de exemplo, os possíveis relatórios que serão elaborados. ��5HODWyULR�GH�,QIRUPDo}HV�&RQVROLGDGDV��RX�5HODWyULR�GH�&RQWUROH�3DWULPRQLDO�²�5&3�� 182. A página a seguir apresenta um modelo de relatório que servirá de base para a precificação dos ativos e formação da base de remuneração, referente a máquinas e equipamentos. Os sistemas de controle patrimonial e contábil deverão ser capazes de extrair tais informações e armazená-las em arquivo eletrônico-digital por um período pré-determinado pela ANEEL para fins de fiscalização.


(continua...)

(continua...)

)LJXUD��²�([HPSOR�GH�5HODWyULR�GH�,QIRUPDo}HV�GD�%DVH��5HODWyULR�GH�&RQWUROH�3DWULPRQLDO�²�5&3��


* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

183. Pode-se verificar que a partir do código da UC (Campo 3), descrição da UC (4) e descrição complementar (5), atribui-se um módulo construtivo, identificado pelo código do módulo (11). O módulo combinado com o tipo de instalação (2), por exemplo rural o urbano, irá determinar o custo do módulo (12). O valor final (14) estará acrescido ainda do JOA (13). �

��5HODWyULR�GH�,QIRUPDo}HV�GR�6LVWHPD�*,6� 184. Esse relatório servirá de base para a fiscalização e conferência dos quantitativos constantes da BRR.

� ��

� � � �� )LJXUD��²�([HPSOR�GH�5HODWyULR�GH�,QIRUPDo}HV�GR�6LVWHPD�*,6�

185. Deverá ser validado o Sistema GIS, a partir da fiscalização em campo, confrontando com as informações existentes no sistema. Para isso, escolhe-se amostralmente quadrículas que serão verificadas em campo.

186. Deverá ser criado um procedimento específico para validação das Informações Contábeis. Por fim, deverá ser validada Modularização, onde objetiva-se verificar se os módulos que foram atribuídos a cada UC estão de fato corretos. Isso é extremamente importante porque em diversos casos existirá mais de uma opção de módulo para uma mesma UC. 9,��²�)/8;2*5$0$�'2�352&(662� 187. A figura a seguir apresenta esquematicamente o fluxograma do processo, indicando os principais marcos.


��! �" �#$�� " %'&!��(*) �+ %-, #'�.�/��(" 01� ) 1��(2�1�%! �" 34��-) (5�*6�, 3�+ ) 1��(

7 8 1�) %

9;:, ��(�� " ��.�<%'&%��!=�&!%'&��'9>��-? ) ��.�<%

@;�!? ) &!��.�<%'&!��() �+ %-, #*��.�/��(+ 8 (�) 1��(

@;�!? ) &!��.�<%'&��() �+ %-, #*��.�/��(51�%- �" 3!4��) (

A$B�&-=? %�(5C;%! �(�" , =�" ) ��%�(D>��? ��" B!, ) %E7 �+�F�C�%- �(�%-? ) &��&%GH, �!.�%�(I7 �&�) ��) &JF��KA50�&�) %�(L �!? 3-, ) %�('A$0�&�) %�('M NHDPO

7 �+ %-, #EF�C;%#I:? �-#$�- �" �!, ��(

9;:!? ) 1��.�<�%*&%QR�- �1�%*&��EGH, �.�%�(

@;�!? %-, �.�<%'&!%�(9P" ) ��%�(*SP<�%ENH? 0�" , ) 1�%�(

@;�-? %!, ��.�<�%*&%�(9P" ) ��%�(*NH? 0�" , ) 1�%�(

T�U �-, , �� %�(�2NJ&�) + ) 1��.�/��(5&��V :��, �.�<%T L ) (�" �!#*��(5&��V :��, �.�<%

T�U ��, , �- �%�(5�NJ&-) + ) 1��.�/��(9P&!#W) �) (�" , ��" ) ��%�(T L ) (�" �!#'��(T @��8 1�=? %�(

NX#*:!, �(��*&��DH��+ �-, Y- �1�) �QX��(��*&�

D>�-#I=� ��-, ��.�<%DH�6-=? ��" B-, ) �WM QHD;DPOZX[ \R]-\_^>`�ab\Rc dXe \Jf�g�d

ZH[ \X]!\_h>`-iHj k�l�\Xc j m!\�f�gJd

ZX[ \R]!\on-`�pq!r!\Xs�[ \RtKqRs�[ d

)LJXUD��²�)OX[RJUDPD�6LPSOLILFDGR�GR�3URFHVVR� 9,,��35Ð;,026�3$6626� 188. A caracterização da sistematização proposta neste projeto está constituída basicamente nas etapas, relacionadas a seguir:

1) Complementação dos módulos construtivos de redes, linhas e subestações de distribuição a partir do Catálogo Referencial de Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica, a ser fornecido pela ANEEL.

2) Elaboração dos módulos construtivos de redes e linhas de distribuição de sistemas

subterrâneos e submersos (circuitos submarinos e/ou sublacustres) e outros.


3) Revisão e complementação da metodologia de cálculo das unidades de serviço e

construção, do transporte de materiais e pessoal, etc.

4) Elaboração dos módulos construtivos de pequenas centrais hidrelétricas (PCH’s) e termelétricas (PCT́ s) para incorporação ao Catálogo Referencial de Módulos Construtivos do Sistema Brasileiro de Distribuição de Energia Elétrica.

5) Incorporação da codificação padrão das Unidades de Cadastro – UC e respectivas Unidades de Adição e Retirada – UAR, às unidades construtivas modulares, de acordo com o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, instituído pela Resolução Normativa n°367/2009, de forma a possibilitar a conciliação físico-contábil desses ativos. Essa codificação possibilitará identificar quais são os módulos construtivos a serem atribuídos a cada uma das unidades de cadastro.

6) Incorporação dos preços de equipamentos e materiais nos módulos construtivos, bem como proposta metodológica para tratamento estatístico dos preços que serão adquiridos junto às empresas, e ainda metodologia de aplicação de índices revisionais desses preços (índices de correção e/ou atualização).

7) Elaboração do modelo de entrada de dados, que contemple as informações físicas e

contábeis dos ativos da concessão. O modelo de entrada de dados constitui-se no resumo desejado de um laudo de avaliação da base de remuneração dos ativos, contendo as informações contábeis, a partir do formato proposto para o novo controle patrimonial, e as informações físicas, a partir dos dados do sistema georeferenciado (GIS). Além disso, deverá ser definida a metodologia de geração dos arquivos em GIS para o padrão da ANEEL.

8) Realização de testes de aderência do Banco de Preços. Deverão ser aplicados testes de

aderência do funcionamento da ferramenta sistematizada, utilizando os dados de outras revisões tarifárias já realizadas pela ANEEL, e verificando a operacionalidade da ferramenta.

9) Disponibilização do banco de preços, de forma estruturada em Access, além de um formato aberto a ser definido pela ANEEL. A ferramenta sistematizada deverá ser desenvolvida em plataforma de banco de dados, preferencialmente em MS Access, possibilitando a utilização de tratamento dos dados por linguagens de programação SQL, SQL Server, Oracle, etc.

189. A figura abaixo mostra os principais marcos estimados no desenvolvimento do projeto, onde se prevê três fases de discussão, a começar por esta consulta pública.


)LJXUD��²�3ULQFLSDLV�0DUFRV�GR�3URMHWR� 9,,,��&21&/86¯(6� 190. A Resolução Normativa n° 234/2006, de em 31 de outubro de 2006, estabeleceu o critério para a realização da avaliação dos ativos das concessionárias de distribuição de energia elétrica, devendo ser utilizado o 0pWRGR�GR�&XVWR�GH�5HSRVLomR de um bem idêntico ou similar ao que está sendo avaliado, considerando seu Valor Novo de Reposição como base para determinação do respectivo Valor de Mercado em Uso. Para tanto, deve-se entender como Valor Novo de Reposição o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir de um Banco de Preços Referenciais da ANEEL. 191. Entretanto, a implementação eficiente do método do custo de reposição requer, previamente, a definição dos principais tipos de obras e seus arranjos, o que deve levar em conta os principais padrões construtivos adotados pelas concessionárias, fazendo-se necessário o estabelecimento de metodologia para a construção das respectivas “unidades modulares”. 192. Sendo assim, configurou-se premente a necessidade de a ANEEL desenvolver e/ou aprimorar os procedimentos e a metodologia de análise qualitativa e quantitativa dos ativos em serviço nas concessionárias de distribuição de energia elétrica, com o objetivo de determinar os custos dos sistemas de distribuição, para aplicação nos processos de Revisão Tarifária Periódica seguintes. 193. A composição dos módulos construtivos do sistema de distribuição de energia elétrica deverá atender a todas as concessionárias e permissionárias distribuidoras de energia elétrica do Brasil, independente da região em que esteja localizada, possibilitando informações mais precisas para o reconhecimento dos investimentos efetivamente realizados de forma prudente. Desta forma, a apuração dos ativos imobilizados que irão compor a base de remuneração regulatória será totalmente transparente para todos os envolvidos, desde o consumidor até o acionista da concessionária, permitindo assim, a reprodutibilidade das informações.

uuv�w�w

xwyz;{Pu

w

yz�{Pu

|}

u

}y~

D �Z �

xw�

x

x�

�

xy

�

xy�

}y

x

�x

uuv |��

D �W �


,;��$1(;26� 194. Acompanham a presente Nota Técnica os seguintes Anexos:

� $QH[R�, – Descrições padronizadas de materiais para Redes de Distribuição. � $QH[R�,, – Descrições padronizadas de atividades e serviços para Redes de Distribuição. � $QH[R�,,, – Descrições padronizadas de materiais e de atividades e serviços para Linhas e

Subestações de Distribuição. � $QH[R� ,9 – Catálogo Referencial de Módulos Construtivos de Redes de distribuição com

níveis de tensão menores que 69 kV e atividades de construção associadas. � $QH[R� 9 – Catálogo Referencial de Módulos Construtivos de Linhas e Subestações de

distribuição com níveis de tensão maiores que 69 kV e inferiores a 230 kV e atividades de construção associadas.

��

;��5()(5È1&,$6�%,%/,2*5É),&$6��

195. Algumas das principais referências utilizadas para a elaboração do Catálogo foram as seguintes:

�1. Coleção Distribuição de Energia Elétrica. Manual de Construção de Redes – Volume 6 – Editora

Campus / ELETROBRÁS – 1988. 2. DNAEE – Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – Portaria nº 815, de 30 de

novembro de 1994 – Determina aos concessionários do serviço público de energia elétrica que atualizem e mantenham organizado o cadastro da propriedade em função do serviço concedido, em conformidade com as “Instruções para Contabilização e Controle do Ativo Imobilizado” e dá outras providências.

3. ANEEL. Resolução nº 493, de 3 de setembro de 2002 – Estabelece metodologia e critérios gerais

para definição da base de remuneração, visando a revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

4. ANEEL. Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006 – Estabelece os conceitos

gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.

5. ANEEL. Nota Técnica nº 352/2007-SRE/ANEEL – Metodologia de cálculo dos custos

operacionais – Detalhamento do modelo de empresa de referência – Segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica – Dezembro/2007.

6. ANEEL. Nota Técnica nº 353/2007-SRE/SFF/ANEEL – Metodologia e critérios gerais para

definição da base de remuneração regulatória – Segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica – Dezembro/2007.


7. Resolución de Consejo Directivo – Organismo Supervisor de la inversión en energia – OSINERG

No 329-2004-OS/CD – Peru - Dezembro/2004. 8. CREG – Comisión de Regulación de Energia y Gas – Adquisición de bienes y servicios,

interventoria y evaluación de proveedores – Código: AB-P001-R02 – Junho/2006. 9. Office of the Tasmanian Electricity Regulator – Aurora Energy - DORC Asset Valuation – March

1999. 10. Queensland Competition Authority – Issues Paper – Network Pricing Principles – July 2000. 11. Queensland Competition Authority – Discussion Paper – Electricity Distribution Valuation of

Easements – April 2003. 12. Queensland Competition Authority – Final Determination – Regulation of Electricity Distribution –

April 2005. 13. TransCo (Philippines) – Discussion Paper – Asset Valuation and the Optimisation Process – July

2005. 14. ABNT/COBEI. Dicionário Brasileiro de Eletricidade (Conforme Normas Técnicas Brasileiras),

1986. 15. CEEE-D. NTD-00.073 Encargos de Serviços Contratados em Redes de Distribuição e Tabela de

Mão de Obra, Versão 29/04/2008. 16. COPEL MIT 163108 – Atividades de Construção de Redes – Versão 07/11/2006. 17. ELEKTRO. Norma ND.01 – Materiais e Equipamentos para Redes Aéreas de Distribuição de

Energia Elétrica – Padronização. 18. ELEKTRO. Norma ND.02 – Estruturas para Redes Aéreas Urbanas de Distribuição 19. ELEKTRO. Norma ND.06 – Materiais para Redes Aéreas Isoladas de Distribuição de Energia

Elétrica. 20. ELEKTRO. Norma ND.07 – Estruturas para Redes Aéreas Isoladas de Distribuição de Energia

Elétrica. 21. CELPE – Padronização PTD-00.006 – Materiais para Redes Aéreas de Distribuição Especiais

para Orla Marítima. Versão 20/20/2004. 22. CELPE – Norma DA.30.07 – Projeto de Distribuição de Rede de Distribuição Subterrânea –

Versão 03/07/2006.


23. CELPE – Norma DA 30.04 – Projeto de Rede de Distribuição Aérea Compacta com Espaçador – Versão 21/09/2005.

24. CELPE – Padronização DA50.44 – Especificação Simplificada de Materiais de Distribuição –

Versão 31/07/2003. 25. CEEE-D – Padronização PTD-00.001 – Materiais para Redes Aéreas de Distribuição – Versão

20.06.2007. 26. CEEE-D – Padronização PTD-00.004 – Estruturas para Equipamentos – Versão 04.01.2008. 27. CEA (Amapá) – Norma NTD-05 – Montagem de Rede de Distribuição Aérea Urbana 13,8 e 34,5

kV – Versão Abril/2007. 28. CEB – Norma NTD-2.07 – Redes Secundárias Isoladas – RSI – Padrões Básicos de Montagem

380/220 V – Versão Agosto/2003.

29. ANEEL/SFF. Respostas das concessionárias de distribuição ao Ofício No 1681/2008 - SFF/ANEEL (Enersul/Escelsa, Coelce, Cemig, Coelba, Energisa, AES Sul, Elektro, Celesc, Ceb, CPFL Paulista, CPFL Piratininga, Celpe, Ceal, EDEVP, AES Eletropaulo, Cemat, Copel, Celpa e Ceee - total: 3.798 arquivos magnéticos / 2,19 Gbytes).

30. ANEEL/ELETROBRÁS. Diretrizes para elaboração de orçamentos de Subestações; Acordo de

cooperação técnica ANEEL / ELETROBRÁS - Grupo de diretrizes para orçamentos de subestações; Divisão de Engenharia da Transmissão – ELETROBRÁS; Dez 2005.

31. ELETROBRÁS. Relatório do programa para orçamentos de linhas de transmissão – OLT; Divisão

de Engenharia da Transmissão – ELETROBRÁS; Fevereiro 2005. 32. ELETROBRÁS. Referências de custos de LTs e SEs de AT e EAT; Divisão de Engenharia da

Transmissão – ELETROBRÁS; Junho 2004. 33. ABNT. Normas aplicáveis a equipamentos e materiais de Linhas e Subestações - diversas. 34. Projetos mecânicos das linhas aéreas de transmissão - Rubens Dario Fuchs e Márcio Tadeu de

Almeida. ELETROBRÁS / EFEI, 1982. 35. Subestações do Sistema CEB – Relação de Equipamentos, Estruturas e Materiais Agregados;

NOPCS / NOPPS; Outubro 2004 – CEB. 36. Equipamentos Elétricos – Especificação e aplicação em SEs de alta tensão – Ary D’Ajuz e outros;

FURNAS / UFF; 1985. 37. Ministério da Integração Nacional. Ramal do Agreste – Projeto Básico - R11 – Linhas de

Transmissão. - São José dos Campos: Fundação de Ciência, Aplicações e Tecnologia Espaciais – FUNCATE, 2004.


38. Ministério da Integração Nacional. Projeto de transposição de águas do Rio São Francisco para o Nordeste Setentrional; Trecho V - Eixo Leste R19 - Linha de Transmissão - Tomo III - Especificações - Volumes 1A e 1B - São José dos Campos: Fundação de Ciência, Aplicações e Tecnologia Espaciais – FUNCATE, 2001.

&/$8',2�(/,$6�&$59$/+2�Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia Matrícula: 1496691

/8&,$12�$8*8672�'8$57(�&+(%(5/(�Especialista em Regulação

de Serviços Públicos de Energia Matrícula: 2353697

'H�$FRUGR�� '$9,�$1781(6�/,0$�

Superintendente de Regulação Econômica

%dqfr gh 3uhorv 5hihuhqfldlv - aneel.gov.br · controle dos preços e tarifas, homologando seus...

Documents