RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 234, DE 31 DE OUTUBRO DE 2006 (*)
(Revogado pela Resolução Normativa n° 897, de
17/11/2020, a partir de 01/12/2020)
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.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso
de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo
em vista o disposto no art. 9º, § 2º, e art. 29 da Lei nº 8.987, de 13 de
fevereiro de 1995, no art. 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com redação
dada pelo art. 9º da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, no art. 4º, inciso
X, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, o que consta do
Processo nº 48500.001208/2006-37, e considerando que:
a revisão tarifária periódica compreende o reposicionamento das tarifas
de fornecimento de energia elétrica e a determinação do Fator X, que é o
instrumento regulatório de estímulo à eficiência e à modicidade tarifária; e
as respostas e comentários às contribuições apresentadas na Audiência
Pública nº 08/2006 contribuiram para o aperfeiçoamento desta Resolução e foram
consolidadas na Nota Técnica nº 262/SRE/SFF/SRD/SRC/SFE/ANEEL, de 19 de outubro
de 2006, resolve:
Art. 1º Estabelecer os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os
procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária
Periódica das concessionárias do serviço público de distribuição de energia
elétrica, que ocorrerá no período de 2007 a 2010.
DAS DEFINIÇÕES
Art. 2º Para fins e efeitos desta Resolução Normativa são adotados os
conceitos a seguir:
I – Revisão Tarifária Periódica: revisão ordinária, prevista nos
contratos de concessão, a ser realizada considerando-se as alterações na
estrutura de custos e de mercado da concessionária, os níveis de tarifas observados
em empresas similares, no contexto nacional e internacional, e os estímulos à
eficiência e à modicidade tarifária;
II – Reposicionamento Tarifário: redefinição do nível das tarifas de
energia elétrica reguladas, em nível compatível com o equilíbrio econômico-financeiro
do contrato de concessão;
III – Receita Requerida: receita compatível com a cobertura de custos
operacionais eficientes e com um retorno adequado para o capital prudentemente
investido;
IV – Receita Verificada: receita estimada para o Ano-Teste, obtida
considerando-se as tarifas vigentes de fornecimento, suprimento e uso do
sistema de distribuição e a previsão do mercado para o referido período;
V – Ano-Teste: período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data
de início da vigência da Revisão Tarifária Periódica;
VI – Parcela A: parcela que incorpora os custos não gerenciáveis da
concessionária de distribuição, tais como compra de energia, transporte de
energia e encargos setoriais resultantes de políticas de governo;
VII – Parcela B: parcela que incorpora os custos gerenciáveis
relacionados à atividade de distribuição de energia elétrica, tais como custos
operacionais, remuneração dos investimentos e quota de reintegração;
VIII – Base de Remuneração: investimentos prudentes, requeridos pela
concessionária para prestar o serviço público de distribuição de acordo com as
condições estabelecidas no contrato de concessão, em particular os níveis de
qualidade exigidos, avaliados a preços de mercado e adaptados através dos
índices de aproveitamento;
IX – Fator X: percentual a ser subtraído do Indicador de Variação da
Inflação – IVI, quando da execução dos reajustes tarifários anuais entre
revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os consumidores os ganhos de
produtividade estimados para o período;
X – Perdas de Energia: diferença entre a energia requerida e a energia
fornecida pela distribuidora, expressa em megawatt-hora por ano (MWh/ano),
composta pelas perdas de origem técnica e não técnica;
XI – Remuneração de Capital: remuneração dos investimentos prudentes
realizados pela concessionária;
XII – Quota de Reintegração Regulatória: quota que considera a
depreciação e a amortização dos investimentos realizados, visando recompor os
ativos afetos à prestação do serviço, ao longo da sua vida útil; e
XIII – Outras Receitas: receitas que não decorrem exclusivamente das
tarifas, mas que mantêm relação, mesmo que indireta, com o serviço público
prestado ou com os bens afetos à sua prestação.
DO CÁLCULO DA REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
Art. 3º A revisão tarifária periódica das concessionárias do serviço
público de distribuição compreenderá o cálculo do Reposicionamento Tarifário e
do Fator X.
Art. 4º O Reposicionamento Tarifário – RT será definido conforme fórmula
a seguir:
§ 1º A Receita Requerida será composta pela Parcela A e Parcela B,
referenciadas ao Ano- Teste, sendo que:
I – a Parcela A será obtida pelo somatório dos custos relativos aos
encargos setoriais, encargos de transmissão e de distribuição e de compra de
energia, considerando os critérios estabelecidos em Resoluções específicas da
ANEEL; e
II – a Parcela B será obtida pelo somatório dos custos operacionais
eficientes, da remuneração dos investimentos prudentes e da quota de
reintegração regulatória.
§ 2º A Receita Verificada será determinada tal como definido no inciso
IV do art. 2º.
§ 3º Os mercados de fornecimento, suprimento e de uso do sistema de
distribuição para o Ano-Teste serão definidos pela ANEEL a partir da análise
dos valores informados pelas concessionárias e resultarão nos valores
regulatórios a serem considerados.
Art. 5º O Fator X será estabelecido de acordo com a fórmula a seguir:
Fator 
onde:
Xe = componente que reflete a expectativa de ganho de produtividade
decorrente da mudança na escala do negócio, por incremento do consumo de
energia elétrica na área servida, tanto por maior consumo dos consumidores
existentes, como pela incorporação de novos consumidores, no período entre
revisões tarifárias;
Xa = componente que reflete a aplicação do Índice de Preço ao Consumidor
Amplo (IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, sobre
a parcela mão-de-obra dos custos operacionais da concessionária; e
IGPM = número índice obtido pela divisão dos índices do IGP-M, da
Fundação Getúlio Vargas - FGV, do mês anterior à data do reajuste em
processamento e o do mês anterior à “Data de Referência Anterior”.
DAS METODOLOGIAS E CRITÉRIOS
Art. 6º Para a definição dos valores necessários ao cálculo do RT e do
Fator X, de que tratam os arts. 4° e 5° desta Resolução, serão utilizados os
conceitos, critérios e procedimentos estabelecidos nas metodologias descritas
nos Anexos a seguir:
I – Anexo I: Custos operacionais eficientes;
II – Anexo II: Estrutura ótima de capital;
III – Anexo III: Taxa de remuneração do capital;
IV – Anexo IV: Base de remuneração regulatória;
V – Anexo V: Outras receitas;
VI – Anexo VI: Fator X;
VII – Anexo VII: Perdas de Energia.
§ 1º (Revogado)
§ 2º Os resultados da aplicação das metodologias de que tratam os Anexos
II e III, que servirão de dados de entrada para o processo de revisão ordinária
das tarifas, serão divulgados em até 90 dias da publicação desta Resolução.
DAS DISPOSIÇÕES GERAIS
Art. 7º (Revogado)
Art. 8º O disposto nesta Resolução será aplicado no segundo ciclo de
revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia
elétrica, a iniciar-se no ano de 2007.
Parágrafo único. Às concessionárias de distribuição que ainda se
encontrarem submetidas ao primeiro ciclo de revisão tarifária, e até a
finalização deste, aplicar-se-ão as metodologias estabelecidas pelas Resoluções
nº 493, de 3 de setembro de 2002, e nº 055, de 5 de abril de 2004.
Art. 9º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
JERSON KELMAN
ANEXO I
I - 1. Metodologia para Determinação
dos Custos Operacionais Eficientes
A metodologia adotada para determinação
dos custos operacionais eficientes corresponde ao Modelo da Empresa de
Referência e baseia-se na elaboração dos processos e atividades que devem ser
realizados por uma distribuidora de energia elétrica para garantir que o
serviço seja prestado a um nível de qualidade mínimo.
A Empresa de Referência é única para
cada área de concessão, cumprindo os processos e atividades necessários para
manter inalterada a vida útil das instalações vinculadas à prestação do serviço
público de distribuição, considerando a extensão da rede elétrica e o montante
de ativos específicos, bem como a gestão comercial e as atividades de direção e
administração central e regional.
O conceito de Empresa de Referência
está associado a três premissas básicas:
i - eficiência de gestão;
ii - consistência entre o tratamento
regulatório dado para os custos operacionais e para avaliação e remuneração dos
ativos; e
iii - condições específicas de cada
área de concessão.
A metodologia de Empresa de Referência
observa as seguintes macro etapas:
1. Identificação dos processos
inerentes à atividade de distribuição de energia elétrica, com descrição das
atividades que compõem cada um deles. Esses processos e atividades são aqueles
que implicam atuação direta sobre consumidores ou instalações. Na área
comercial, são as atividades do ciclo comercial regular, atendimento e serviço
técnico. Na área técnica, são as atividades de operação e manutenção das
instalações de distribuição;
2. Estabelecimento do custo eficiente
associado a cada um dos processos e atividades, adotando-se como referência
preços de mercado. Para isso, calcula-se o custo eficiente com base na
definição das principais tarefas que compõem a atividade e, para cada tarefa, a
quantidade de recursos humanos e materiais necessários e seus respectivos
valores de mercado. Considera-se o custo para cada um dos recursos necessários
à tarefa; e
3. Projeção de uma estrutura de pessoal
e recursos para execução de processos e atividades centralizados, supervisão,
gerenciamento e direção da empresa. É projetada com base nos recursos humanos,
materiais e serviços e os custos de processos e atividades descritos nas etapas
anteriores. O volume de atividades na área comercial e na área de operação e
manutenção da rede exige determinada quantidade de profissionais para funções
gerenciais, que assegurem o funcionamento adequado dessas atividades específicas.
Esses profissionais são alocados na estrutura de processos e atividades
centralizados.
I - 2. Caracterização da Empresa de
Referência
A determinação dos recursos necessários
para a implementação da empresa de referência deve contemplar o dimensionamento
dos seguintes itens:
- Recursos Humanos (administrativo e de
operação e manutenção);
- Materiais e Serviços;
- Instalações Móveis e Imóveis.
I - 2.1. Pessoal
A estrutura organizacional ótima é
estabelecida considerando a definição dos postos de trabalho, a dotação de
recursos humanos para cada um deles e a respectiva remuneração a valores de
mercado.
As funções básicas consideradas pela
metodologia são as seguintes:
1. Direção, Estratégia e Controle:
- Direção e Gerência Superior:
elaboração e acompanhamento das estratégias globais da empresa, representação
dos interesses dos acionistas, estabelecimento das medidas corretivas que
tendam a garantir que a gestão esteja orientada para a obtenção dos objetivos
estabelecidos;
- Controle de Gestão: acompanhamento e
controle do desempenho da gestão global da empresa, tanto nos aspectos
econômicos como nos parâmetros de gestão, elaboração dos relatórios de gestão
para a direção e relatórios de comunicação institucional;
- Assessoramento Legal: assessoramento
em matéria de contratos e conflitos, em assuntos do tipo trabalhista,
acidentes, relacionamento com os clientes e institucionais;
- Relações Institucionais: relações com
o Poder Concedente, Órgão Regulador, governos estaduais e municipais, Conselhos
de Consumidores e associações de classe, bem como a publicidade institucional e
comercial.
2. Administração:
- Gestão de Recursos Humanos:
recrutamento, capacitação e administração dos integrantes da organização,
liquidação de salários, liquidação de contribuições à segurança social e
outros, medicina e segurança no trabalho;
- Compras e Logística: gestão de processos
de compra, aprovisionamento e logística (almoxarifados e transporte) dos
produtos e serviços necessários ao funcionamento da empresa;
- Informática e Comunicações:
desenvolvimento, implantação e manutenção dos processos informatizados de
gestão e as comunicações de suporte desses sistemas, e das comunicações que
suportam a operação; suporte de sistemas operacionais, manutenção dos
computadores centrais, redes de dados, padronização de software e hardware,
etc.
3. Finanças:
- Planejamento Financeiro: projeções
financeiras de médio e longo prazo, controle e previsões de endividamento,
elaboração do orçamento, planejamento de operações no mercado de capitais e
interlocução com os respectivos bancos e operadores;
- Contabilidade: gestão contábil da
concessionária, preparação de relatórios contábeis e gerenciais para as
necessidades de gestão interna da concessionária e para atendimento aos órgãos
externos;
- Gestão Financeira: atividades
essencialmente de curto prazo, tais como captação de recursos, controle da
execução do orçamento, controle do fluxo de caixa, pagamento a fornecedores,
pagamento de salários, pagamento de impostos.
4. Técnica (Operação e Manutenção das
Instalações):
- Operação: operação das instalações de
forma programada ou intempestiva, com a participação de operadores em campo,
supervisores e centros de controle;
- Manutenção: atividades de manutenção
não programadas e as atividades programadas de manutenção corretiva, preventiva
e modificações nas instalações;
- Planejamento e Engenharia:
planejamento, controle e supervisão das atividades de Operação e Manutenção -
O&M, manejo dos sistemas de apoio, previsões de materiais e ferramentas,
acompanhamento da qualidade de serviço e produto, acompanhamento de perdas
técnicas, cartografia e segurança.
5. Comercial:
- Atendimento ao cliente: atendimento
personalizado e telefônico aos clientes. Essa atividade é desenvolvida em
distintos níveis, de acordo com o tipo de cliente.
- Serviço Técnico Comercial: conexão de
novos serviços, corte e reconexões, e controle de perdas não técnicas.
- Gestão Comercial: planejamento,
acompanhamento e controle da execução dos processos comerciais e atendimento
aos clientes, acompanhamento das perdas não técnicas, laboratório de medidores
e previsões de recursos.
- Compra de Energia e Grandes
Consumidores: atividades de comercialização de energia no atacado, incluindo:
a) fidelização de consumidores
potencialmente livres através de serviços especiais;
b) marketing para
captura de novos consumidores de grande porte;
6. Gerências Regionais e Escritórios
Comerciais:
- As gerências regionais desenvolvem
funções de Controle e Supervisão da Gestão Comercial, do Serviço Técnico e do
Atendimento ao Cliente, Atendimento a Grandes Consumidores, Centro de Controle
da Operação, Supervisão da Manutenção, e atividades administrativas próprias;
- Os escritórios comerciais desenvolvem
funções de Gestão Comercial, Atendimento Personalizado ao Cliente, Serviço
Técnico de Conexões, Desconexões e Perdas, Leitura e Distribuição de Faturas, e
atividades administrativas próprias. A localização dos escritórios comerciais
nas cidades mais importantes da área de concessão é realizada em função da
densidade de clientes.
Com base nessas funções básicas de uma
empresa distribuidora de energia elétrica, é definido um esquema de organização
padronizada, estabelecido para as Empresas de Referência de cada área de
concessão, com base em levantamento de uma amostra de concessionárias
brasileiras. O dimensionamento das estruturas padrões é estabelecido
considerando os resultados do levantamento. São realizados ajustes adicionais
na estrutura que dependem das características de cada concessão. O número de
instalações e o número de clientes constituem-se em parâmetros fundamentais
para dimensionar a estrutura, relacionado com o processo comercial e de
operação e manutenção.
Remunerações
Os custos associados à prestação do
serviço, contemplados nas tarifas que os clientes pagam, são dados por valores
de mercado. Quanto aos valores para avaliação do custo com pessoal,
considera-se o porte da empresa e a região a que pertence a concessão.
Considera-se que os dispêndios com pessoal são custeados integralmente com
recursos próprios. É feita uma pesquisa de salários com suficiente nível de
representatividade regional e observando amostras para vários portes de
empresas concorrentes da mão-de-obra do setor elétrico.
I - 2.2. Materiais e Serviços
O dimensionamento da Empresa de
Referência deve contemplar todos os materiais e serviços necessários para o
desempenho das atividades administrativas e de operação e manutenção desenhadas
para uma distribuidora eficiente.
Para isso, incluem-se os gastos
correntes de escritório, tais como papelaria, manutenção de fax e copiadora, e
outras compras menores. Também se consideram os materiais de reposição das
instalações elétricas, visando as atividades de manutenção e modificação.
Em relação aos serviços, devem ser
previstos tanto aqueles ligados à operação e manutenção da rede elétrica e
equipamentos quanto os serviços gerais, tais como: limpeza, segurança,
manutenção predial e os serviços de água e eletricidade, telefone fixo e
celular, além de redes de comunicação.
Preços dos Insumos:
Para os custos de materiais de
reposição das atividades de operação e manutenção, são considerados os preços
obtidos por intermédio de pesquisa de mercado, devendo compor o banco de preços
da Empresa de Referência.
Para os demais parâmetros de custos de
materiais e serviços, serão observados os custos médios de empresas eficientes
do setor, através de comparação entre elas (benchmarking) com o mercado.
I - 2.3. Instalações Móveis e Imóveis
O desenho da Empresa de Referência
deverá incorporar os custos de investimento e manutenção em bens móveis e
imóveis, fixados de acordo com o conceito de empresa eficiente e remunerados
conforme os critérios explicitados adiante.
Esses investimentos referem-se à
infra-estrutura de escritórios e transporte necessários para o apoio aos
serviços de distribuição, tais como:
- Imóveis;
- Móveis e equipamentos;
- Sistemas de informática; e
- Transporte.
O dimensionamento deverá levar em conta
as instalações mínimas, porém suficientes, para desenvolver as tarefas
administrativas e operativas e a um custo adequado de acordo com a organização
proposta.
I - 3. Componentes de Custo da Empresa
de Referência
I.3.1. Atividades Administrativas
Referem-se aos gastos com pessoal,
materiais e serviços vinculados às atividades administrativas da Estrutura
Central e Regional, assim definidas:
- Estrutura Central: Conselhos e
Presidência, Diretoria administrativa, Diretoria financeira, Diretoria técnica
e Diretoria comercial.
- Estrutura Regional: Gerências
regionais e Escritórios comerciais.
I - 3.2. Processos e Atividades
Comerciais
Os processos e atividades comerciais
envolvem os gastos relativos às atividades de leitura, envio de faturas,
documentos e cobrança, além de gastos com pessoal de central de atendimento (Call
Center), e são definidos da seguinte maneira:
- Leitura de Medidores: Baseia-se na
produtividade média, medida em número de leituras por jornada de trabalho, e no
número de clientes, considerando custos de pessoal e transporte.
- Envio de Faturas e Documentos:
Baseia-se na produtividade média, medida em número de envios por jornada de
trabalho, e no número de clientes, considerando custos de pessoal e transporte.
- Edição de Faturas e Documentos:
Baseia-se em pesquisa de mercado de empresas que prestam esse tipo de serviço,
sendo que o pessoal necessário para revisão e organização das faturas e documentos
é alocado na Diretoria Comercial.
- Cobrança: Baseia-se em levantamento
feito no mercado brasileiro e com valor que corresponde à comissão pelo serviço
que cobram os bancos. O cálculo do custo mensal de cobrança de faturas segue a
mesma lógica da edição de faturas e documentos, considerando-se o custo da
comissão bancária de cobrança, e não o custo de edição de faturas e documentos.
I - 3.3. Processos e Atividades de
Operação e Manutenção
O tratamento dos dados sobre ativos
deve ser coerente com aqueles considerados na Base de Remuneração Regulatória.
Dessa forma, além de dados dos ativos físicos validados da Base de Remuneração
Regulatória, também devem ser utilizados os dados que as empresas já dispõem na
base de dados digitais de rede (GIS), em que é possível obter a quantidade de
instalações vinculadas às características técnicas da rede.
São estabelecidas as quantidades e
características das instalações para as áreas urbanas e rurais, por nível de
tensão. Alguns dados que podem ser obtidos diretamente são os seguintes:
quantidade de postes, linhas simples e mistas, linhas trifásicas e monofásicas,
comprimento dos ramais, disjuntores e seccionadores, potência dos
transformadores, entre outras informações detalhadas, conferindo maior precisão
à metodologia.
Do estudo dos processos e atividades de
operação e manutenção resulta um dimensionamento de uma força de trabalho com
uma infra-estrutura associada, da qual se determinam os custos. Os grupos de
classificação dos processos e atividades são os seguintes:
- Operação: As tarefas de operação
consistem em atuar sobre a rede de forma programada ou em manobrar frente a
situações de emergência ou imprevistas. As operações incluem as ações que
permitem a realização de intervenções de manutenção sobre as instalações e de
recomposição do serviço logo depois das intervenções. São exemplos de tarefas
de operação: manobras de reposição de serviço e incidências de fornecimentos;
- Manutenção Corretiva: Compreende as
tarefas de manutenção que derivam das quebras do equipamento por
envelhecimento, por motivos aleatórios ou por acidentes. São exemplos: troca de
condutores, troca de poste, troca de medidor queimado, troca de conexão de
cliente e emenda de condutor;
- Manutenção Preventiva e Preditiva:
Compreende as tarefas de revisão periódica das instalações realizadas pelo
pessoal de operação e manutenção, incluídas todas aquelas ações corretivas que
sejam identificadas durante essas revisões e que sejam realizadas pelas
próprias equipes que as realizam. São exemplos: medição de aterramentos,
inspeção visual de linhas e aterramentos;
- Modificações: Compreendem as tarefas
periódicas de adequação técnica das instalações. São exemplos: equilíbrio de
cargas, adequação de neutro, poda de árvores, reparos em postes.
O cálculo dos custos dos processos e
atividades de operação e manutenção de redes é feito para cada tipo de tarefa
que deve ser desempenhada pela distribuidora. O total de custos de operação e
manutenção é a soma dos custos de todas as tarefas associadas às instalações.
A seqüência de cálculo do modelo
compreende:
- Definir as tarefas básicas em cada
segmento do sistema de distribuição;
- Definir a dotação de pessoal,
veículos, materiais e equipamentos necessários à execução de cada uma dessas
tarefas;
- Estimar os tempos requeridos para a
execução das tarefas e os tempos médios de deslocamento;
- Determinar a freqüência anual de
execução, que depende da dimensão das instalações, recomendações de
fabricantes, taxas de falhas por tipo de instalação, topologia da rede, normas
de qualidade, características de desenho e construção das instalações;
- Valorar as tarefas, contemplando os
custos de mão-de-obra, transporte e materiais;
- Adicionar os custos incorridos em
cada uma das tarefas.
I - 3.4. Gastos Comuns a Várias Áreas
da Empresa de Referência
Alguns gastos são comuns a várias das
funções básicas desempenhadas dentro da empresa de referência. A seguir, se
detalha a composição de cada uma das contas de custos:
- Comunicações: Incluem-se aqui os
gastos correntes de telefone fixo e celular, além de redes de comunicação.
- Materiais: Incluem-se neste item os
gastos correntes de escritório, tais como papelaria, manutenção de fax e
copiadora, e outras compras menores, para as áreas administrativas.
- Serviços Gerais: Neste item estão
incluídos os serviços gerais tais como limpeza, segurança, mensageiro,
refrigeração, manutenção predial e os serviços de água e eletricidade.
- Insumos e Outros Gastos: Por fim,
incluem-se neste item custos que não foram contemplados nos itens anteriores,
além de impostos e taxas.
I - 3.5. Custos Adicionais
O propósito dos custos adicionais é
considerar as particularidades do negócio de distribuição e de sua
regulamentação no Brasil.
Entre esses custos, destacam-se:
encargos adicionais de pessoal e benefícios, seguros de ativos e outros,
publicações legais, auditoria externa, além de outros custos decorrentes de
operação e manutenção em virtude de requisitos específicos de instalações.
I - 4. Outros Componentes da Empresa de
Referência
I - 4.1. Anuidades de Instalações
Móveis e Imóveis
Além dos custos de pessoal, materiais e
serviços associados aos diversos processos e atividades desenvolvidas pela
empresa distribuidora, são consideradas na definição da Empresa de Referência,
as anuidades de investimento de curto período de recuperação como, por
exemplo: hardware e software, veículos, além de
toda a infra-estrutura de edifícios de uso geral, que se considera alugada.
Assim, deverão ser determinadas as
seguintes anuidades:
- Aluguel de Escritório: A valoração do
aluguel do escritório equipado é feita com base no dimensionamento de pessoal e
das áreas de serviço. Esse custo reflete a amortização mais a manutenção do
edifício próprio;
- Informática: Neste item devem ser
incluídas as despesas gerais de manutenção de sistemas lógicos que dão suporte
à infra-estrutura de informática. Inclui a compra de computadores pessoais
e software, bem como gastos com manutenção, além dos sistemas
corporativos. Neste item, incluem-se: Hardware e Software Scada
e GIS; Sistemas de gestão de operação e manutenção e Sistemas comerciais;
- Comunicações: No caso da diretoria
técnica, esses gastos são adicionados das anuidades necessárias para pagar a
amortização e manutenção dos sistemas de rádio-comunicação para operação e
manutenção, dedicados à comunicação entre os centros de controle e o pessoal de
operação e manutenção em campo.
- Infra-Estrutura e Comunicações da
Central de Atendimento (Call Center): gastos com pagamento de anuidades
dos equipamentos e gastos de comunicação, além do aluguel de localidade
dedicada ao Call Center.
- Transporte: gastos com pagamento de
anuidades dos veículos, além dos gastos de combustível e manutenção.
I - 4.2. Receitas Irrecuperáveis
Com relação às receitas irrecuperáveis,
será definido o percentual máximo regulatório a ser admitido como provisão, que
deverá ser calculado observando os seguintes procedimentos:
- Levantamento e análise dos totais de
receitas irrecuperáveis efetivamente incorridas pelas empresas;
- Agrupamento das empresas por
conjuntos de similaridade;
- Definição dos percentuais individuais
das empresas com estabelecimento de metas para o próximo ciclo.
A Aneel disponibilizará, antes do
início do segundo ciclo de revisão, a metodologia para avaliação e definição
dos percentuais a serem reconhecidos como receitas irrecuperáveis, por empresa
ou conjunto de empresas.
I - 5. Processo De Análise
De forma a sintetizar o processo de
construção dos custos operacionais e análise crítica dos resultados, deve-se
observar uma seqüência de etapas a serem seguidas:
- Etapa I - Levantamento, Consolidação
e Auditagem de Informações
Refere-se ao levantamento e
consolidação de informações de natureza técnica e econômica junto às empresas.
Para isso, obtêm-se os dados físicos tais como comprimento de rede, número de
subestações e total de capacidade instalada, segregados por nível de tensão.
Também se levantam os dados de custos operacionais das empresas, de forma
desagregada, para subsidiarem as análises e a definição de parâmetros
regulatórios. Esses dados são passíveis de fiscalização pelo órgão regulador
que, após serem consolidados e auditados, constituem-se como entradas do
modelo.
- Etapa II - Empresa de Referência
Nesta etapa é estruturada uma empresa
de referência que será desenhada para as atividades administrativa e de
operação e manutenção.
Assim, para a determinação dos custos
administrativos, deverá ser definido:
- Estrutura de pessoal a partir de um
organograma otimizado para cada Empresa de Referência;
- Nível de remunerações sobre a base de
salários em outras empresas similares e de acordo com referências de mercado;
- Estrutura física de instalações
otimizada;
- Relação de serviços terceirizados e
custo máximo admitido;
Os custos de operação e manutenção são
determinados através do cálculo dos Custos Unitários de Operação e Manutenção,
seguindo-se o seguinte processo:
a) Definição dos parâmetros de cálculo:
- Custos de Hora-Homem;
- Custos de Horas-Máquina;
- Determinação das atividades de
manutenção classificadas em manutenção corretiva e preventiva;
- Tempos regulares de reparação e
manutenção das instalações, incluindo os tempos médios de execução e
deslocamento;
- Freqüência de Manutenção, definida a
partir da taxa média de falha das instalações por tipo e nível de tensão;
- Infra-estrutura ótima para o
desenvolvimento da atividade de operação, considerando a área geográfica de
atendimento e a definição de unidades de operação.
b) Cálculo do Custo Unitário Padrão por
unidade de manutenção, envolvendo:
- Cálculo dos custos de manutenção
regular, para o qual são multiplicadas as quantidades globais agrupadas pelas
etapas do sistema de distribuição pelos custos unitários padrão de manutenção.
- Cálculo do Custo Regular por Unidade
de Operação, em função de um eficiente dimensionamento da equipe de emergência
e do equipamento para executar o trabalho.
- Etapa III - Determinação das
Anuidades
Nesta etapa deverão ser determinadas as
anuidades de investimento (edificações, veículos, sistemas de informática).
- Etapa IV - Composição Total dos
Custos
Finalmente, nesta etapa são
consolidados os custos identificados e calculados nas etapas anteriores,
somando-se às anuidades, que irão compor o custo total da Empresa de
Referência.
ANEXO II
Estabelece a metodologia para a
definição da estrutura ótima de capital das concessionárias de distribuição de
energia elétrica a ser considerada no segundo ciclo de revisão tarifária
periódica, conforme estabelecido no inciso II do art. 6º desta Resolução.
Metodologia de Determinação da
Estrutura Ótima de Capital
A determinação da estrutura ótima de
capital baseia-se em dados empíricos das empresas de distribuição de energia
elétrica dos países que utilizam o regime regulatório de preços máximos:
Argentina, Chile, Brasil, Austrália e Grã-Bretanha. A partir da análise do
comportamento da relação capital de terceiros/capital total (relação D/V)
dessas empresas, é obtida a estrutura ótima de capital para as concessionárias
brasileiras de distribuição de energia elétrica.
Para o capital de terceiros será
considerado o valor contábil do passivo total, enquanto que para o capital
próprio utiliza-se o valor contábil do patrimônio líquido. Conseqüentemente, o
capital total da empresa é dado pela soma do capital próprio e de terceiros, de
acordo com a definição mencionada acima.
Para aplicação da metodologia,
agrupam-se os cinco países em três grupos:
(i) grupo 1: formado por Argentina e
Chile (países em desenvolvimento);
(ii) grupo 2: formado por Austrália e a
Grã-Bretanha (países com alto grau de desenvolvimento);
(iii) grupo 3: contendo empresas
brasileiras.
Após a formação dos três grupos,
determina-se uma faixa de valores da relação capital de terceiros/capital total
(relação D/V) para cada país a partir da observação empírica das empresas nos
respectivos países. Em seguida, procede-se à formação de uma faixa de valores
da relação D/V para cada grupo.
O procedimento para a construção da
faixa de valores em cada um dos grupos citados consiste em dois passos:
- Determinação de uma faixa para cada
país. O limite inferior dessa faixa é igual à média das relações D/V (médias
das empresas) dos últimos três anos menos ½ (metade) do desvio-padrão médio dos
últimos três anos, enquanto o limite superior é igual a essa mesma média mais ½
(metade) desse mesmo desvio-padrão; e
- Determinação de uma faixa para os
grupos 1 e 2, cujo limite inferior é igual à média dos limites inferiores das
faixas dos dois países e cujo limite superior é igual à média dos limites
superiores das faixas dos dois países.
O passo seguinte combina as faixas
desses dois grupos (1 e 2), obtendo-se uma outra faixa que servirá de
comparação com a que resulta dos dados brasileiros (grupo 3), cujo procedimento
é o seguinte:
- Realiza-se a união das faixas dos
grupos 1 e 2 para se obter uma nova faixa. O limite inferior dessa faixa é
obtido por considerar o menor valor de D/V entre as faixas obtidas para cada
grupo, enquanto o limite superior é o maior. Esses grupos são formados por
empresas sujeitas à mesma regulação, ou seja, do tipo preço-teto (price cap).
Com a união das faixas, obtém-se o intervalo de variação que se esperaria
encontrar para empresas distribuidoras de eletricidade de países que usam o
regime de preço-teto; e
- Determina-se a faixa para a relação
D/V das empresas brasileiras como a interseção da faixa obtida a partir dos
dados das empresas brasileiras (grupo 3) com a faixa obtida no passo anterior.
De posse da faixa de valores
regulatória, a Aneel opta por uma meta pontual para a participação de dívida no
capital total, de forma a obter um valor específico a ser utilizado na
determinação da taxa de remuneração das concessionárias de distribuição de
energia elétrica. O critério a ser utilizado pela Aneel na definição desse
valor específico será o ponto da faixa de valores regulatória que mais se
aproxima da estrutura de capital média definida para o conjunto de países do
grupo 1 e 2, que englobam Argentina, Chile, Austrália e Grã-Bretanha. Por fim,
será analisada a necessidade de se realizar um ajuste final na meta pontual
determinada com vistas à consideração do efeito dos empréstimos subsidiados,
obtidos via recursos da Reserva Global de Reversão - RGR, na taxa de
remuneração das concessionárias.
ANEXO III
Define a remuneração das
concessionárias de distribuição de energia elétrica a ser considerada no segundo
ciclo de revisão tarifária periódica, conforme estabelecido no inciso III do
art. 6º desta Resolução.
Metodologia de Determinação do Custo de
Capital Próprio
Para o custo de capital próprio,
adota-se um método consagrado, no caso o CAPM (Capital Assets Pricing Model),
que busca identificar a percepção do mercado sobre os riscos do setor. O modelo
de custo do capital próprio pelo método CAPM encontra-se expresso na fórmula a
seguir.
onde:
rP é o custo de capital próprio;
rf é a taxa livre de risco;
ßd é o beta desalavancado e
realavancado pela estrutura de capital regulatória;
(rm-rf) é prêmio de risco de mercado
americano;
rr é o prêmio de risco do mercado
brasileiro.
O ponto de partida é o modelo CAPM,
aplicado aos mercados de capitais em que exista grande liquidez e ativos com
diversas duration1, para todos os efeitos, sem risco. Nesse modelo
padrão são incorporados prêmios de risco adicionais associados às
especificidades do Brasil: o prêmio de risco país, o prêmio de risco cambial e
o prêmio de risco regulatório adicional.
Para a taxa livre de risco, utiliza-se
o rendimento do bônus do governo dos EUA com vencimento de 10 anos que tem
uma duration de aproximadamente 8 anos. Para a determinação da
taxa livre de risco, considera-se a taxa de juros média anual desse bônus com vencimento
de 10 anos, apurada desde 1995.
O prêmio de risco de mercado é
calculado a partir da diferença entre os retornos médios da taxa livre de risco
e do índice Standard & Poor's 500, que consiste num índice composto pelas
ações das 500 maiores empresas negociadas na bolsa de Nova Iorque. A série
histórica considerada para ambas deve ser a mais longa que estiver disponível.
O Beta de uma ação reflete o risco do
negócio e o risco financeiro. O risco do negócio é definido como o grau de
incerteza em relação à projeção do retorno sobre o ativo total inerente ao
negócio, que não pode ser eliminado por diversificação. O risco financeiro é o
risco adicional devido ao uso de capital de terceiros no financiamento do
projeto.
O cálculo do Beta envolve os seguintes
passos:
i - cálculo do Beta alavancado para a
amostra de empresas, predominantemente, de distribuição de energia elétrica dos
EUA;
ii - desalavancagem dos Betas obtidos
para cada empresa, utilizando-se o grau de alavancagem específico de cada
empresa e alíquota de 40% de imposto de renda dos EUA, obtendo-se o Beta
associado ao risco do negócio;
iii - cálculo da média dos Betas
desalavancados ponderado pela participação dos ativos das empresas no total de
ativos da amostra, cujo resultado chamar-se-á de Beta desalavancado do setor; e
iv - realavancagem do Beta
desalavancado do setor, usando-se a estrutura de capital estabelecida sob o
enfoque regulatório e a alíquota de 34% de impostos, composta de 25% da
alíquota do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica e 9% de Contribuição Social
Sobre o Lucro Líquido (CSLL).
Quando do cálculo dos Betas das
empresas de energia elétrica dos EUA, deve ser selecionado o maior número
possível de empresas para as quais se dispõe de séries históricas longas e
cujas ações possuem alta liquidez no mercado. O Beta alavancado dessas empresas
deve ser estimado com base nos dados de julho/2001 a junho/2006, enquanto, para
o Beta desalavancado, deve-se utilizar adicionalmente a estrutura de capital
média dos últimos 5 anos e o capital total em 2005. Em seguida calcula-se o
Beta médio das ações, ponderado pelo tamanho dos ativos da empresa, o Beta
desalavancado médio e o Beta realavancado pela estrutura ótima de capital.
As variações do risco país estão
associadas à mobilidade de capitais e os fluxos de capitais devem equalizar as
taxas de juros entre os países, quando denominadas em uma mesma moeda. O risco
país deve captar todas as barreiras à integração dos mercados financeiros:
custos de transação, controle de capitais, leis sobre tributação que
discriminam por país de residência e o risco de futuros controles cambiais.
O risco de moratória ou de default (não
pagamento) será separado do risco país, porque o que é relevante para o
investidor é o risco de a empresa para quem ele emprestou não cumprir com suas
obrigações de pagamento da dívida, e não o risco de moratória do país onde a
empresa se localiza. Assim, o prêmio de risco país é definido como a diferença
entre o prêmio de risco soberano do Brasil e o prêmio de risco de crédito do
Brasil.
O prêmio de risco soberano é o spread2 (ou
custo adicional) que um título de renda fixa do governo brasileiro denominado
em dólares paga sobre a taxa livre de risco dos EUA. O prêmio de risco de
crédito Brasil é computado como o custo adicional sobre a taxa livre de risco
que estão pagando os bônus emitidos por empresas dos EUA, com mesma
classificação de risco que o Brasil. O prêmio de risco Brasil (rB), é dado por
rB = rS - rBC, onde rS é o prêmio de risco soberano e rBC, o prêmio de risco de
crédito Brasil.
Para o cálculo do prêmio de risco
soberano, utiliza-se a média da série histórica diária do índice Emerging Markets
Bonds Index relativo ao Brasil (EMBI+Brazil)3, calculado pelo banco JP Morgan,
de abril de 1994 a junho de 2006. Para se calcular o prêmio de risco
de crédito do Brasil, são selecionadas empresas com a mesma classificação de
risco que o Brasil e que tenham séries de títulos de longo prazo com liquidez
desde 1994. Calculando-se a média dos custos adicionais dessas empresas ao
longo da série, encontra-se o percentual relativo ao risco de crédito Brasil.
Apura-se o prêmio de risco Brasil pela diferença entre o risco soberano e o
risco de crédito obtido.
|
1. Indicador utilizado pelos
analistas de instituições financeiras para medir a sensibilidade de títulos à
variação da taxa de juros. Em outras palavras, a duration mede
o prazo médio no qual o detentor do título terá recebido o pagamento total. 2. Na linguagem de
finanças, spread é definido como o valor adicional que um
determinado título paga relativamente a um título de referência (geralmente o
título livre de risco). 3. Índice de Títulos de Dívida
Brasileira, que corresponde à média ponderada dos prêmios pagos pelos títulos
de dívida pública externa em relação a papéis de prazo equivalente do Tesouro
dos Estados Unidos. |
O risco cambial é o risco de que, no
momento das movimentações financeiras que envolvam troca de moeda, a taxa de
câmbio não reflita uma situação de equilíbrio:
em que r é a taxa de juros doméstica,
r1 é a taxa de juros externa, F é valor futuro do dólar, S é o valor do dólar
hoje e rB é o prêmio de risco Brasil.
O risco cambial (rr) é definido como a
diferença entre o custo adicional associado ao câmbio no mercado futuro e a
expectativa de desvalorização cambial; e a realização da desvalorização cambial
é a expectativa de desvalorização adicionada de um "ruído branco".
Assim, aplica-se um procedimento estatístico, chamado Filtro de Kalman, para se
eliminar o ruído branco. O prêmio de Risco Cambial é calculado a partir dos
dados mensais do mercado futuro de câmbio da Bolsa de Mercadorias e Futuros
(BMF) de julho de 1999 a junho de 2006.
Para o cálculo do prêmio de Risco do
Regime Regulatório, considera-se que o Risco do Regime Regulatório dos EUA
encontra-se refletido no Beta daquele mercado. Contudo, é reconhecido que o
regime de regulação por "preços máximos" apresenta maiores riscos que
o regime de regulação por taxa de retorno adotado nos EUA, de forma que se faz
necessário determinar o risco adicional inerente ao regime regulatório
brasileiro.
A estimação do risco regulatório (rX)
baseia-se na diferença entre os Betas das empresas da Inglaterra (regulação por
preços máximos) e das americanas (regulação por taxa de retorno). Como os dois
países adotam regimes regulatórios diferenciados e ambos se caracterizam como
economias de risco reduzido, a diferença entre os Betas deve refletir a
diferença entre os riscos vinculados ao respectivo regime regulatório. A
diferença entre os Betas deve ter como referência os Betas desalavancados. O
risco do regime regulatório inglês é semelhante ao risco do regime regulatório
brasileiro. Assim, o prêmio de risco regulatório brasileiro, acima do risco
regulatório dos EUA, deve ser igual a diferença entre os Betas da Inglaterra e
dos Estados Unidos multiplicados pelo prêmio de risco do mercado.
Em suma, o cálculo do custo de capital
próprio nominal pode ser feito da seguinte forma:
Metodologia de Determinação do Custo de
Capital de Terceiros
Para o custo de capital de terceiros,
adiciona-se à taxa livre de risco os prêmios de risco exigidos para emprestar
recursos a uma concessionária de distribuição no Brasil. O custo do capital de
terceiros é calculado conforme a seguinte expressão:
onde:
rd é o custo de capital de terceiros;
rf é a taxa livre de risco;
rC é prêmio de risco de crédito;
rB é o prêmio de risco Brasil;
rX é o prêmio de risco regulatório.
O prêmio de Risco de Crédito deve
representar o spread (custo adicional) acima da taxa livre de
risco que pagam empresas com o mesmo risco que as distribuidoras de energia
elétrica brasileiras. Adota-se como prêmio de risco de crédito a média dos
prêmios de risco de crédito de empresas dos EUA que possuam a mesma
classificação de risco das distribuidoras de energia elétrica brasileiras que
tenham emitido títulos de longo prazo, desde 1994, e que possuam liquidez4.
Determinação do Custo Médio Ponderado
de Capital
A taxa de retorno adequada para
serviços de distribuição de energia elétrica no Brasil é dada pela seguinte
expressão:
onde:
rWACC é o custo médio ponderado de
capital;
rP é o custo de capital de próprio;
rD é o custo de capital de terceiros;
T é alíquota de impostos;
P é o valor do capital próprio;
D é o valor do capital de terceiros.
Como as tarifas são reajustadas por um
índice de inflação (o IGP-M), o custo de capital deve ser expresso em termos
reais. Sendo assim, deve-se descontar a taxa de inflação média anual dos EUA
para se apurar a taxa de remuneração das concessionárias de energia elétrica do
Brasil, de acordo com a expressão a seguir:
onde:
rrWACC é o custo médio ponderado de
capital (real);
rWACC é o custo médio ponderado de
capital (nominal);
é inflação média anual dos EUA.
|
4. A classificação de
risco das distribuidoras de energia elétrica no Brasil será obtida da agência
Moody's. |
ANEXO IV
1. Critérios Gerais
1.1. Composição da Base de Remuneração
A base de remuneração é composta da
seguinte forma:
a) ativo imobilizado em serviço,
avaliado e depreciado;
b) almoxarifado de operação;
c) ativo diferido; e
d) obrigações especiais.
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.
1.2. Metodologia de Avaliação
Quando da realização da revisão
tarifária periódica é avaliado o conjunto de ativos imobilizados em serviço,
com vistas na composição da base de remuneração da concessionária.
Para valoração do conjunto de ativos
imobilizados em serviço é utilizada a metodologia do custo de reposição,
considerando o valor novo do ativo como base para determinação do seu valor de
mercado em uso. São considerados os seguintes grupos de contas de
ativos da concessionária:
III - reservatórios, barragens e
adutoras;
IV - edificações, obras civis e
benfeitorias;
VII - móveis e utensílios.
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 nº 9.074, de 1995.
Para os ativos vinculados aos grupos de
contas Intangíveis, Servidões Permanentes, Veículos, Móveis e Utensílios é
admitida a avaliação pelo método expedito, a partir da atualização dos valores
históricos contábeis, desde que seja verificado, mediante a inspeção física por
amostragem aleatória, que não existem distorções relevantes entre os ativos
físicos efetivamente existentes e os ativos constantes nos controles de
engenharia e patrimonial da concessionária.
Os valores resultantes do processo de
avaliação estão sujeitos a ajustes em decorrência da fiscalização a ser
realizada pela Aneel.
A avaliação dos ativos deve ser
realizada por empresa credenciada pela Aneel, contratada pela concessionária, e
está sujeita à fiscalização da Agência Reguladora.
De acordo com as normas de avaliação em
vigor, o laudo de avaliação deve ser classificado como de uso restrito, estando
sujeito às disposições normativas e nomenclaturas específicas desta Resolução.
A utilização de laudo de uso restrito
deve-se ao fato de que a metodologia, critérios e procedimentos estabelecidos
para avaliação dos bens e instalações de propriedade das concessionárias do
serviço público de energia elétrica, para determinação da base de remuneração e
conseqüente reposicionamento tarifário, tem característica própria por
tratar-se de serviço público de energia elétrica.
Não procedendo a concessionária à
avaliação dos ativos e ao encaminhamento das informações, nos termos definidos
nesta Resolução e no prazo estabelecido pela Aneel, caberá a esta arbitrar a
base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso.
1.3. Depreciação
Para a determinação do valor de mercado
deve ser utilizado somente o método da linha reta para a depreciação, considerando-se
obrigatoriamente o percentual de depreciação acumulada registrado na
contabilidade para cada bem do ativo considerado. Em nenhuma hipótese, os
critérios e procedimentos contábeis, as taxas de depreciação e os percentuais
de depreciação acumulada de cada bem registrados na contabilidade podem ser
modificados. Não se admite, desse modo, a utilização de quaisquer outros
critérios de depreciação. As situações relativas a reformas gerais de ativos
devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos no Manual de
Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.
O valor de mercado em uso para a
composição da base de remuneração será obrigatoriamente igual a zero quando o
bem estiver totalmente depreciado, conforme identificado no respectivo registro
contábil.
Uma vez que cada bem deverá ser
depreciado com seu respectivo percentual de depreciação acumulada registrado na
contabilidade, fica vedado qualquer tipo de equalização que leve em
consideração percentuais acumulados de depreciação registrados na contabilidade
por conta ou grupo de contas contábeis.
1.4. Critérios para Associação dos
Ativos com os Conjuntos de Unidades Consumidoras
Deve-se entender como "Conjunto de
Unidades Consumidoras" qualquer agrupamento de unidades consumidoras,
global ou parcial, de uma mesma área de concessão de distribuição, definido
pela concessionária e aprovado pela Aneel, nos termos da Resolução nº
177, de 28 de novembro de 2005.
Os ativos pertencentes aos grupos de
contas relativos a Terrenos; Reservatórios, Barragens e Adutoras; Edificações,
Obras Civis e Benfeitorias; e Máquinas e Equipamentos devem ser associados aos
respectivos Conjuntos de Unidades Consumidoras. No relatório de avaliação devem
ser indicadas as associações estabelecidas.
Devem ser observados os seguintes
requisitos, quando do estabelecimento das associações:
a) apenas são aceitos os conjuntos
atualmente vigentes, definidos de acordo com a Resolução nº 177, de
28 de novembro de 2005;
b) os conjuntos devem ser referenciados
utilizando-se os mesmos códigos adotados pela Aneel no sistema informatizado
que gerencia os indicadores de qualidade no fornecimento de energia elétrica;
c) quando da revisão de configuração de
quaisquer conjuntos, conforme os casos previstos na Resolução nº 177,
de 2005, a concessionária deve estabelecer uma nova associação dos
ativos aos seus respectivos conjuntos sucessores, informando à Aneel as novas
associações implementadas;
d) quando da movimentação dos ativos da
base de remuneração, as associações pré-estabelecidas aos conjuntos de unidades
consumidoras devem ser atualizadas;
e) no caso de um determinado ativo
relacionado a linhas, redes, medidores ou subestações atender a mais de um
conjunto, deve ser estabelecido um percentual de participação do valor do ativo
em cada conjunto, de forma proporcional à carga do conjunto atendida pelo
respectivo ativo; e
f) no caso de ativos do tipo
edificações, almoxarifados e similares que atendam a mais de um conjunto, deve
ser estabelecido um percentual de participação do valor do ativo em cada
conjunto, a partir de critérios que considerem a estimativa de utilização do
ativo para atender àqueles conjuntos considerados.
1.5. Manutenção da Base
A Base de Remuneração gerada é
regulatória e deve ser mantido um controle suplementar, em paralelo, com os
registros contábeis do ativo imobilizado em serviço. Essa
Base regulatória deverá ser mantida atualizada, contemplando todas as
movimentações (adições e baixas) ocorridas nos registros contábeis, segundo
orientação da Aneel quanto aos procedimentos para registro definitivo desta
base.
1.6. Atualização de Valores
Para atualização e/ou retroação dos
valores apurados na avaliação devem ser utilizados: para edificações, o Índice
Nacional de Construção Civil - INCC, coluna 35, apurado pela FGV; para máquinas
e equipamentos, os índices Indústria de Transformação - Material Elétrico -
Motores e Geradores coluna 40 e Indústria de Transformação - Material Elétrico
- Outros coluna 41, apurados pela FGV; para terrenos, servidões, móveis e
utensílios e veículos, o Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, apurado
pelo IBGE.
1.7. Critérios para Avaliação da Base
de Remuneração no Segundo Ciclo de Revisão Tarifária
Para a avaliação dos ativos das
concessionárias, vinculados à concessão do serviço público de distribuição de
energia elétrica, visando à definição da Base de Remuneração, no segundo ciclo
da revisão tarifária periódica, devem ser adotados, nesta seqüência, os
seguintes procedimentos:
a) a base de remuneração aprovada no
primeiro ciclo de revisão tarifária deve ser "blindada". Entende-se
como base blindada os valores aprovados para o primeiro ciclo;
b) da base blindada devem ser
expurgadas as baixas ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo
de revisão tarifária;
c) após a exclusão dessas baixas, ano a
ano, os valores remanescentes devem ser atualizados pela aplicação do IGP-M;
d) também deve ser levado em
consideração o efeito da depreciação acumulada, ocorrida entre as datas-base do
primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, obtendo-se o valor da base de
remuneração atualizada;
e) as inclusões entre as datas-base do
primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária, desde que ainda em operação, são
avaliadas utilizando-se a metodologia definida nesta Resolução;
f) os valores finais da avaliação são
obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração (item d) com
os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo
ciclo de revisão tarifária (item e), adotando-se a metodologia definida nesta
Resolução; e
g) os aperfeiçoamentos propostos nesta
Resolução não se aplicam à Base de Remuneração validada no primeiro ciclo. À
exceção das baixas, depreciação e atualização monetária, ficam blindados os
valores validados no primeiro ciclo de revisão tarifária.
1.8 - PROCEDIMENTOS DE ABERTURA DA BASE
DE REMUNERAÇÃO BLINDADA
21- O procedimento para avaliação
completa da base de remuneração deverá ser discutido nas revisões tarifárias
periódicas subseqüentes. No terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas,
os ativos imobilizados em serviço serão avaliados conforme metodologia e
critérios a serem estabelecidos.
21. O procedimento para avaliação
completa da base de remuneração deverá ser discutido nas revisões tarifárias
periódicas subseqüentes. No terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas,
os ativos imobilizados em serviço serão avaliados conforme metodologia e
critérios a serem estabelecidos.(Alterado pela Resolução
Normativa 457 de 09 de Novembro de 2011)
21-A. O procedimento do parágrafo
anterior não será aplicado à 5ª. Revisão Tarifária Periódica da Espírito Santo
Centrais Elétricas - ESCELSA, cuja base de remuneração da 4ª. Revisão Tarifária
será blindada.
1.9. Credenciamento de Empresas
Avaliadoras
2. Diretrizes para Aplicação da
Metodologia de Avaliação
2.1. Ativo Imobilizado em Serviço
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,
abaixo relacionados na Tabela 1, 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 na
composição da base de remuneração das concessionárias de distribuição de
energia elétrica.
|
TABELA 1 RELAÇÃO DE GRUPOS DE CONTAS DE ATIVO |
|
|
Código |
Título |
|
132.01.X.1.01 |
Intangíveis |
|
132.03.X.1.01 |
Intangíveis |
|
132.04.X.1.01 |
Intangíveis |
|
132.05.X.1.01 |
Intangíveis |
|
132.01.X.1.02 |
Terrenos |
|
132.03.X.1.02 |
Terrenos |
|
132.04.1.1.02 |
Terrenos |
|
132.05.1.1.02 |
Terrenos |
|
132.01.1.1.03 |
Reservatório, Barragens e Adutoras |
|
132.01.X.1.04 |
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
132.03.X.1.04 |
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
132.04.1.1.04 |
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
132.05.1.1.04 |
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
132.01.X.1.05 |
Máquinas e Equipamentos |
|
132.03.X.1.05 |
Máquinas e Equipamentos |
|
132.04.1.1.05 |
Máquinas e Equipamentos |
|
132.05.1.1.05 |
Máquinas e Equipamentos |
|
132.01.1.1.06 |
Veículos |
|
132.03.1.1.06 |
Veículos |
|
132.04.1.1.06 |
Veículos |
|
132.05.1.1.06 |
Veículos |
|
132.01.1.1.07 |
Móveis e Utensílios |
|
132.03.1.1.07 |
Móveis e Utensílios |
|
132.04.1.1.07 |
Móveis e Utensílios |
|
132.05.1.1.07 |
Móveis e Utensílios |
Nota: Os códigos da Tabela 1 estão
apresentados conforme determinação do Manual de Contabilidade do Serviço
Público de Energia Elétrica, aprovado pela Resolução nº 444, de 26 de outubro de
2001.
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.
Dentro dos grupos de contas listadas na
Tabela 1, são objetos de avaliação, no mínimo, os seguintes tipos de ativos:
a) Intangíveis
a.1) Direito de Uso de Software;
e
a.2) Direito de Uso ou de Passagem.
Obs.: Marcas e Patentes e Direito
de Uso de Linhas Telefônicas não devem ser considerados na avaliação.
b) Terrenos
b.1) Terrenos urbanos; e
b.2) Terrenos rurais.
c) Reservatórios, Barragens e Adutoras
c.1) Reservatórios;
c.2) Barragens;
c.3) Adutoras;
c.4) Tomadas d'água;
c.5) Vertedouros;
c.6) Canais de fuga;
c.7) Condutos forçados; e
c.8) Comportas.
d) Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias
d.1) Escritórios e agências;
d.2) Almoxarifados e oficinas;
d.3) Edificações em subestações; e
d.4) Edificações em unidades de geração
de energia elétrica.
e) Máquinas e equipamentos
e.1) Linhas de distribuição operando em
tensão maior ou igual a 69 kV
e.1.1) Estruturas de concreto, madeira
ou metálica;
e.1.2) Condutores nus de cobre,
alumínio ou aço;
e.1.3) Condutores isolados de cobre,
alumínio ou aço;
e.1.4) Chaves seccionadoras;
e.1.5) Chaves fusíveis;
e.1.6) Sistemas de aterramento; e
e.1.7) Pára-raios.
e.2) Redes de distribuição operando em
tensão menor que 69 kV
e.2.1) Bancos de capacitores fixos ou
automáticos;
e.2.2) Chaves fusíveis;
e.2.3) Chaves seccionadoras tipo faca;
e.2.4) Chaves a óleo, vácuo ou gás;
e.2.5) Condutores nus de alumínio,
cobre ou aço;
e.2.6) Condutores isolados de cobre,
alumínio ou aço;
e.2.7) Postes de concreto, madeira ou
ferro;
e.2.8) Reguladores de tensão;
e.2.9) Religadores;
e.2.10) Transformadores de
distribuição;
e 2.11) Seccionalizadores; e
e.2.12) Luminárias (quando aplicável).
e.3) Equipamentos de medição (medidores
de energia e potência)
e.3.1) Medidores eletromecânicos ou
eletrônicos;
e.3.2) Conjuntos de medição;
e.3.3) Transformadores de corrente; e
e.3.4) Transformadores de potencial.
e.4) Subestações
e.4.1) Bancos de capacitores e
respectivos componentes;
e.4.2) Barramentos;
e.4.3) Painéis, mesas de comando,
quadros e cubículos;
e.4.3.1) Painéis de comando e proteção
de transformadores;
e.4.3.2) Painéis de comando e proteção
de alimentadores;
e.4.3.3) Painéis de comando e proteção
de capacitores;
e.4.3.4) Painéis de comando de
retificadores;
e.4.4) Chaves seccionadoras manuais ou motorizadas;
e.4.5) Chaves fusíveis;
e.4.6) Disjuntores;
e.4.7) Pára-raios de alta tensão;
e.4.8) Reguladores de tensão;
e.4.9) Religadores;
e.4.10) Sistemas de aterramento;
e.4.11) Sistemas de alimentação de
energia (banco de baterias e retificadores);
e.4.12) Subestações blindadas;
e.4.13) Subestações móveis;
e.4.14) Transformadores de corrente;
e.4.15) Transformadores de força ou
autotransformadores;
e.4.16) Transformadores de potencial;
e.4.17) Transformadores de serviço
auxiliar;
e.4.18) Transformadores de aterramento;
e
e.4.19) Reatores/Resistores de
aterramento.
e.5) Sistemas de operação e
telesupervisão
e.5.1) Painéis, mesas de comando,
quadros e cubículos;
e.5.2) Sistemas de alimentação de
energia;
e.5.3) Sistemas de telecomunicações;
e.5.4) Unidades Terminais Remotas -
UTRs;
e.5.5) Unidades supervisoras;
e.5.6) Telealarmes;
e.5.7) Sistemas telefônicos locais; e
e.5.8) Torres e antenas.
e.6) Usinas hidrelétricas e Pequenas
Centrais Hidrelétricas (PCH)
e.6.1) Turbinas e geradores;
e.6.2) Equipamentos elétricos e
acessórios (painéis, equipamentos de subestação, etc.); e
e.6.3) Diversos equipamentos da usina
(pontes rolantes, guindastes, pórticos, etc.).
e.7) Usinas termoelétricas
e.7.1) Turbogeradores;
e.7.2) Caldeiras;
e.7.3) Equipamentos elétricos e
acessórios (painéis, equipamentos de subestação, etc.); e
e.7.4) Outros equipamentos acessórios.
2.2. Levantamento e Descrição dos Bens
Os levantamentos e descrições dos
equipamentos devem conter o fabricante, modelo, classe de tensão, corrente de
operação, potência e outras características que os identifiquem univocamente, possibilitando
sua clara identificação e adequada valoração.
Os bens devem ser classificados por
classe de tensão e tipo de instalação, constando status referente
à instalação e classe de tensão, conforme segue:
|
Tipo de instalação |
Status |
|
Usina hidrelétrica |
UHE |
|
Pequena Central Hidrelétrica |
PCH |
|
Usina termoelétrica |
UTE |
|
Subestação |
SE |
|
Linha de Transmissão |
LT |
|
Rede de Distribuição |
RD |
|
Equipamentos de Telecomunicação |
ET |
|
Equipamentos Diversos |
ED |
|
Classe de tensão |
Status |
|
15 kV |
15 |
|
23 kV |
23 |
|
34,5 kV |
34,5 |
|
69 kV |
69 |
|
138 kV |
138 |
Usinas
Todos os equipamentos relacionados com
as usinas devem ser levantados em campo pela avaliadora, para análise de sua
operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma
unívoca.
Após esse levantamento, os equipamentos
devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por piso e posição operativa
e por bay, no caso da subestação elevadora.
Subestações
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.
Após esse levantamento, os equipamentos
devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por bay,
levando-se em consideração a posição seqüencial operativa.
Linhas e Redes
A avaliadora deve validar os controles
da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes,
efetuando levantamentos de campo dos equipamentos das linhas e redes dos
conjuntos de unidades consumidoras selecionados, pela Aneel, para vistoria.
Os seguintes bens devem ser objeto de
vistoria, quanto às suas características técnicas cadastradas: postes
(material, altura e esforço), transformadores de distribuição (tensão, potência
e número de fases), chaves seccionadoras (tipo, tensão, corrente e número de
fases), condutores (material, bitola, formação, isolamento), religadores
(tensão, potência e número de fases), reguladores (tensão, potência e número de
fases), e banco de capacitores (número de unidades, tensão, potência e número
de fases).
Para a realização dos trabalhos de
campo a avaliadora deve:
a) vistoriar as linhas e redes
selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia (G.I.S. -
Geographical Information System), por meio de mapas geo-referenciados
atualizados, elaborados em quadrículas de 800 m x 800 m e
totalizados por quadrícula e por conjunto de unidades consumidoras; e
b) verificar se as diferenças
encontradas ficaram dentro dos limites pré-estabelecidos pela Aneel.
Devem ser registrados e informados no
relatório de avaliação, para cada conjunto de unidade consumidora selecionado
para inspeção pela Aneel, os qualitativos e quantitativos finais, indicando as
diferenças encontradas, bem como os cálculos realizados para o processo de
validação dos controles da concessionária.
A avaliadora deve manter os desenhos
das quadrículas usadas como papéis de trabalho referentes ao inventário
físico/levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das
linhas e redes, deixando-os, necessariamente, disponíveis para a Aneel, durante
o trabalho de fiscalização. Esses documentos (dados em papel e/ou arquivos
magnéticos), devem obrigatoriamente conter a data do inventário, as descrições
e os quantitativos apurados dos equipamentos e a seqüência do trecho
considerado no trajeto em que foram vistoriados.
Se as diferenças encontradas ficarem
dentro dos limites pré-estabelecidos, podem ser validados os controles da
engenharia da concessionária referentes às instalações de linhas e redes dos
conjuntos de unidades consumidoras não vistoriadas.
Se as diferenças encontradas no total
de conjuntos de unidades consumidoras vistoriados ficarem fora dos limites
pré-estabelecidos, a vistoria e o levantamento de campo devem ser estendidos a
todos os conjuntos de unidades consumidoras pertencentes à concessionária.
Se durante o levantamento de campo
forem observados equipamentos de propriedade de terceiros, esses equipamentos
não comporão a Base de Remuneração, devendo ser informados os procedimentos
adotados para a identificação desses bens.
2.3. Critérios para Inclusão na Base de
Remuneração de Ativos
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 do
serviço público de distribuição de energia elétrica 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 do
serviço público de distribuição de energia elétrica são não elegíveis quando
não utilizados na atividade concedida ou, então, 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.
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.
Deve ser apresentada a relação, com
justificativa, dos ativos definidos como não elegíveis. Esses bens devem ser
avaliados, e apresentados em laudo separado.
2.3.1. Ativos em processo de
regularização
Os imóveis que não possuam documentação
de titularidade de propriedade definitiva, em nome da concessionária, podem ser
incluídos na base de remuneração, desde que cumpram as seguintes condições:
a) ser um imóvel elegível (imóvel
operacional);
b) encontrar-se registrado na
contabilidade;
c) existir documentação que comprove a
aquisição; e
d) a documentação de titularidade de
propriedade encontrarse em processo de regularização.
Os imóveis que preencherem os
requisitos acima especificados podem ser incluídos na base de remuneração. No
entanto, a empresa de avaliação deve apresentar relação em separado dos imóveis
que se encontram nessa situação (incluídos na Base de Remuneração e que não
possuem documentação de titularidade de propriedade definitiva em nome da
concessionária), fornecendo informações sobre a situação atual de cada um no
que se refere à posição em termos de documentação e atividades exercidas pela
concessionária no local (destinação de uso).
O imóvel que não atender a qualquer uma
das condições acima relacionadas não pode ser considerado (incluído) na base de
remuneração. A concessionária poderá, a seu exclusivo critério, encaminhar
formalmente, para apreciação da Aneel, requerimento para inclusão na base de
remuneração de imóvel eventualmente excluído pela razão ora exposta. A
solicitação mencionada deve ser devidamente justificada e documentada.
2.4. Índice de Aproveitamento
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.
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 na Base de
Remuneração.
Para aplicação do índice de
aproveitamento, 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.
2.5. Método para Avaliação
Na realização da avaliação dos ativos
da concessionária de distribuição de energia elétrica e geração associada, é
utilizado o método do custo de reposição para edificações e máquinas e
equipamentos, e o método comparativo para terrenos, conforme definido nesta
Resolução.
O Método do Custo de Reposição estabelece
que cada ativo é valorado por todas as despesas necessárias para sua
substituição, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo
existente.
O Método Comparativo de Mercado
estabelece que o valor de um bem ou suas partes constituintes é obtido por meio
da comparação de dados de mercado relativos a outros de características
similares.
Para a realização da avaliação dos
ativos da concessionária de distribuição de energia elétrica, conforme definido
nesta Resolução, deve ser utilizado o Método do Custo de Reposição 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.
Entende-se como Valor Novo de
Reposição, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a
partir do Banco de Preços Referenciados da Aneel.
O Valor de Mercado em Uso é definido
como sendo o Valor Novo de Reposição deduzido da parcela de depreciação, que
deve respeitar sempre os percentuais de depreciação acumulada registrados na
contabilidade para o bem considerado, a partir da data de sua entrada em
operação.
O avaliador deve obedecer a todos os
preceitos dispostos nesta Resolução, em especial no que se refere:
- ao desenvolvimento do processo de
avaliação;
- às atividades básicas a serem
executadas;
- às condições específicas a serem
observadas; e
- à apresentação do laudo.
As situações relativas a reformas
gerais e/ou repotenciação de ativos devem ser conduzidas conforme critérios
estabelecidos no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia
Elétrica.
Todos os ativos relacionados às usinas,
subestações, terrenos, edificações e benfeitorias, devem ser obrigatoriamente
inspecionados e avaliados.
3. Procedimentos de Avaliação
As avaliações devem ser realizadas
considerando fundamentalmente os resultados de inspeções de campo com o
objetivo de verificar as características e as condições operacionais dos
ativos.
3.1. Terrenos
Os terrenos devem ser avaliados pelo
método comparativo de valores de mercado, por meio do tratamento de dados por
fatores, com um número mínimo de 5 (cinco) elementos de pesquisa comparáveis,
observado o disposto nos parágrafos a seguir.
De acordo com o método comparativo
devem ser pesquisados valores de terrenos à venda (elementos da amostra),
cuidando-se para que estes envolvam áreas próximas e comparáveis àquelas a
serem avaliadas, bem como consultados corretores de imóveis e empresas idôneas
que trabalhem com terrenos na região. Em seguida, devem ser aplicados
coeficientes de ajustes (fatores de homogeneização) adequados, que permitam
homogeneizar os valores e obter valores médios representativos dos valores de
mercado mais prováveis, à vista, no momento da avaliação. O número de elementos
efetivamente utilizados deve ser de, no mínimo, 5 (cinco).
A qualidade dos elementos deve estar
assegurada quanto a:
a) idoneidade das fontes de informação;
b) sua atualidade; e
c) sua semelhança com o imóvel objeto
da avaliação, no que diz respeito à sua situação, à destinação, ao grau de
aproveitamento e às características físicas.
As características do bem avaliando
devem preferencialmente estar contidas no intervalo ou espaço amostral dos
atributos de mesma natureza levantados entre os bens observados. Se isso não
ocorrer, deve o engenheiro de avaliações enfatizar e justificar a medida
adotada para considerar tal circunstância.
Entre os 5 (cinco) elementos
efetivamente utilizados na avaliação deve ser evitada a utilização de mais de
uma opinião. Somente devem ser utilizados coeficientes de ajustes (fatores de
homogeneização) consagrados para homogeneização das amostras.
Para a padronização e maior
transparência das avaliações somente podem ser utilizados os seguintes fatores
para imóveis urbanos:
a) fator de elasticidade da oferta
(fator de fonte);
b) fator de transposição de local;
c) fator de frente (fator de testada);
d) fator de profundidade;
e) fator de testadas múltiplas (várias
frentes);
f) fator de acidentação topográfica; e
g) fator de restrição legal (restrições
de uso e ocupação do solo, restrições ambientais, tombamentos, faixas não
edificantes, etc).
Para os imóveis rurais somente poderão
ser utilizados os seguintes fatores:
a) fator de elasticidade da oferta
(fator de fonte);
b) fator de utilização do solo
(capacidade de uso do solo);
c) fatores de situação e viabilidade de
circulação (tipo de estradas, importância das distâncias aos centros urbanos,
praticabilidade das estradas durante o ano);
d) fatores de recursos hídricos;
e) fator de acidentação topográfica; e
f) fator de restrição legal (reserva
legal, mata nativa, área de preservação permanente).
Em ambos os casos esses fatores devem
ser claramente identificados e definidos no relatório. Esses fatores são
analisados pela Aneel e, caso não sejam tecnicamente justificáveis, podem ser
desconsiderados.
Deve ser evitada a utilização de
fatores de transposição com variações inferiores a 0,5 (zero vírgula cinco) e
superiores a 2,0 (dois vírgula zero), evitando-se, assim, a utilização de
elementos discrepantes em relação ao local para o qual a pesquisa deve ser
efetuada.
Para cada terreno avaliado deve ser
levantado e apresentado, obrigatoriamente, arquivo eletrônico com
planilha em Microsoft Excel., com as seguintes informações mínimas:
1. Dados do imóvel
a) designação do local;
b) utilização (destinação de uso do
terreno - atividades executadas, descrever com nível de detalhamento suficiente
para clara identificação do uso do terreno, especialmente para os casos de
terrenos alagados, ou alagáveis, onde deverão ser especificados estes percentuais
em relação à área total de terreno);
d) localização (endereço completo, rua,
avenida, número, bairro, município, estado, etc.);
f) formato (regular, irregular, etc.);
g) topografia (aclive, declive, plano,
montanhoso, etc.);
h) área total considerada (m 2 ou ha);
i) área(s) constante(s) do(s) título(s)
aquisitivo(s) (matrícula, transcrição, etc);
j) área(s) obtida(s) através de
levantamentos planimétricos eventualmente existentes;
l) área(s) obtida (s) através de
registros cadastrais de Prefeitura/Incra;
m) valores venais informados pelos
respectivos órgãos responsáveis (Prefeitura/Incra);
o) área considerada na contabilidade;
p) número do título aquisitivo
(matrícula/transcrição, etc.) do terreno;
q) número de patrimônio - registro na
contabilidade; e
r) valor final do terreno (R$).
2. Dados da região
a) caracterização da micro-região do
entorno (zona central, zona comercial, zona residencial, zona rural, etc.);
b) poder aquisitivo característico da
região;
c) melhoramentos públicos existentes;
d) serviços existentes/acessíveis; e
e) serviços de transportes
acessíveis/existentes.
3. Pesquisa mercadológica - dados dos
elementos das amostras
a) endereço completo (rua, avenida,
número, ou outras referências que permitam a localização exata do elemento,
bairro, município, estado, etc. );
b) dados das fontes consultadas
(telefone, nome completo da imobiliária e do corretor, de forma a permitir a
sua conferência);
c) valor informado (R$);
d) área (m 2);
e) valor unitário (R$/m 2);
f) status (opinião,
oferta, venda, etc.);
g) fatores de homogeneização
utilizados;
i) valor unitário homogeneizado por
amostra (R$/m 2);
j) valor unitário médio (R$/m 2);
n) mapa, planta ou croqui indicando
a localização de cada elemento.
Cada dado do elemento utilizado na
pesquisa de mercado deve ser verificado pelo engenheiro de avaliações até o
grau de detalhamento que confira as condições de cotejá-lo com o bem avaliando.
A qualidade da pesquisa mercadológica
deve estar assegurada pelo coeficiente de variação (divisão do desvio padrão pelo
valor unitário médio), inferior a 0,3 (zero vírgula três). Caso o coeficiente
de variação seja superior a 0,3, a Aneel poderá adotar o valor venal do terreno
ou a atualização do respectivo valor contábil por meio do Índice de Preços ao
Consumidor Amplo - IPCA, calculado pelo IBGE, de acordo com o seu entendimento.
Devem ser evitadas amostras com
elementos de pesquisa obtidos por meio de apenas uma fonte de informação.
Devem estar claramente identificados os
elementos que eventualmente contenham construções civis e benfeitorias e/ou
culturas.
Também devem ser explicitados os
procedimentos e cálculos adotados para a desconsideração das construções civis
e benfeitorias e/ou culturas existentes.
Para os terrenos, não é mais permitida
a utilização dos métodos involutivo ou da renda. Alternativamente, na
impossibilidade de avaliação pelo método comparativo de valores de mercado,
desde que devidamente justificada e submetida à prévia apreciação da Aneel, é
permitida a avaliação por meio da atualização dos valores históricos pela
aplicação do IPCA, ou então, considerando-se os respectivos valores venais.
Caberá à Aneel, mediante pleito da concessionária, a definição do critério a
ser adotado.
Índice de Aproveitamento
Deve, obrigatoriamente, ser indicado o
percentual considerado para o índice de aproveitamento do terreno avaliado,
para fins de sua inclusão na base de remuneração, a partir da verificação e
análise qualificada do efetivo aproveitamento do ativo respectivo no serviço
público de distribuição de energia elétrica.
O aproveitamento do terreno deve ser
inicialmente verificado durante a vistoria de campo para posterior cálculo do
índice de aproveitamento, que deve constar do relatório de avaliação, com a
devida fundamentação.
A determinação do índice de
aproveitamento obedece aos seguintes critérios:
- 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.
- 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.
- 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.
Exemplo: em um terreno de 1.000
m² adquirido para a instalação de uma edificação, se apenas uma área
de 600 m² é efetivamente necessária para a instalação da edificação,
já consideradas as áreas de segurança, manutenção, circulação e manobra,
aplicáveis, somente esta parte do terreno será remunerada, resultando,
portanto, em um índice de aproveitamento de 60% do valor avaliado.
3.2. Servidões
Os ativos referentes às servidões devem
ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA - Índice
de Preço ao Consumidor Amplo, calculado pelo IBGE, desde que seja verificado
que não existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente
existentes e os ativos constantes no controle patrimonial da concessionária.
A empresa avaliadora deve explicitar,
no relatório de avaliação, os procedimentos e critérios utilizados para
validação dos saldos das contas contábeis onde as servidões encontram-se
registradas.
Devem ser consideradas na base de
remuneração as faixas de servidões adquiridas de forma onerosa, observando-se
os critérios utilizados na contabilidade para registro desses ativos.
As faixas de servidão com escritura de
propriedade devem ser consideradas na base de remuneração pelo mesmo critério
utilizado para direitos de uso e de passagem adquiridos de forma onerosa, não
devendo ser consideradas como terreno avaliado a valor de mercado.
3.3. Edificações, Benfeitorias e Obras
Civis
Devem ser objeto de avaliação os
seguintes bens:
1. Escritórios e Edifícios
administrativos;
2. Almoxarifados e Oficinas;
3. Edificações em Subestações;
4. Edificações em unidades de geração
de energia elétrica; e
5. Base de torres (apenas as bases que
não estão consideradas junto com os equipamentos, observando-se os critérios
definidos no Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica,
Resolução nº 44/1999, e na Portaria DNAEE nº 815/1994, atualizada pela
Resolução nº 15/1997, e respeitando-se os procedimentos adotados pelo
Departamento de Contabilidade da concessionária).
A avaliação desses bens deve ser
efetuada adotando-se o método da quantificação de custo, que consiste em
identificar o custo do bem, ou de suas partes por meio de orçamentos sintéticos
ou analíticos, a partir das quantidades de serviços e respectivos custos
diretos e indiretos.
A aplicação do método acima citado deve
ser adotada para os bens de maior relevância. Entende-se por bens de maior
relevância aqueles que, ordenados de forma decrescente do Valor Novo de
Reposição - VNR, correspondem a um montante superior a 70% do valor novo de
reposição da conta Edificações, Obras Civis e Benfeitorias.
Para esses bens definidos
anteriormente, os valores de reposição devem ser obtidos por meio de orçamentos
detalhados, considerando-se os preços atuais de seus componentes básicos e o
custo de construção na região, não podendo ser utilizados custos unitários de
construção pré-definidos (CUB - Custo Unitário Básico, publicado pelo Sinduscon
- Sindicato da Indústria de Construção Civil, conforme NBR 12.721, e valores
publicados pela editora Pini, da Revista Construção e Mercado).
a) adequadamente ponderados de acordo
com a região, o padrão construtivo e a tipologia da edificação;
b) utilizadas referências consagradas
(CUB - Sinduscon, Custos Unitários publicados pela revista Pini); e
c) limitados à aplicação em
edificações.
As benfeitorias e obras civis
constantes do grupo de bens menos representativos devem ser avaliadas por meio
de orçamentos sintéticos.
Os trabalhos devem ser iniciados por
inspeção física para a identificação e caracterização de todas as edificações,
obras civis e benfeitorias, observando-se os componentes estruturais, as
características técnicas e o uso efetivo do imóvel.
O levantamento quantitativo dos insumos
empregados nessas obras deve ser obtido a partir da análise das seguintes
documentações:
a) inspeções de campo;
b) planta geral da unidade com
localização de todas as edificações, indicando as respectivas áreas
construídas;
c) projetos de fundação, estrutura e
arquitetura das principais edificações;
d) planilhas de medição de obra,
contratos de construção e planilhas orçamentárias; e
e) planta geral das redes externas de
água pluvial, água potável, esgoto, incêndio e iluminação pública.
Deve ser verificado o aproveitamento do
imóvel para cálculo posterior do índice de aproveitamento, que constará da
avaliação, com a devida fundamentação.
Somente é objeto de remuneração o
percentual de área de edificação efetivamente utilizado para o serviço público
de distribuição de energia elétrica, acrescido do percentual referente às áreas
comuns, de circulação, de segurança, e de ventilação/iluminação,
correspondentes.
Exemplo: uma determinada edificação
tem 1.000 m2 de área construída, sendo apenas 400 m2 deste
total efetivamente utilizado em atividades relacionadas ao serviço público de
distribuição de energia elétrica. As áreas comuns, de circulação, de segurança
e de ventilação/iluminação, correspondentes à área efetivamente utilizada,
de 400 m2, totalizam cerca de 100 m2. O índice
de aproveitamento desta edificação será, portanto, de 50%.
Entende-se como valor de mercado em
uso, para efeito de aplicação desta Resolução, o valor de um bem instalado, com
as características técnicas em que se encontra, idêntico ou similar ao
avaliado, considerando que o mesmo esteja em operação, calculado por intermédio
da aplicação de uma depreciação. A depreciação deve ser aplicada sobre o Valor
Novo de Reposição, já descontado o valor do índice de aproveitamento, e é
calculada respeitando-se necessariamente os percentuais de depreciação
acumulada registrados na contabilidade para cada bem do ativo considerado,
conforme o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, a
partir da data de entrada em operação desse ativo.
Nas reformas e agregações que implicam
alteração do valor do bem, registradas na contabilidade via Unidade de Adição e
Retirada - UAR, devem ser respeitadas as depreciações acumuladas, por
lançamento contábil, bem como a relevância das reformas e agregações em relação
ao todo.
As edificações, obras civis e
benfeitorias de propriedade da concessionária erigidas em terrenos de
propriedade de terceiros, desde que estejam vinculadas ao serviço público de
distribuição de energia elétrica e registradas na contabilidade, devem ser
consideradas nos trabalhos de avaliação.
Devem ser levantadas e apresentadas,
obrigatoriamente, para cada edificação, obra civil e benfeitoria, as seguintes
informações:
a) data-base da avaliação;
b) nome da edificação, obra civil ou
benfeitoria;
c) localização (endereço completo, rua,
avenida, número, bairro, município, estado, etc.);
d) utilização;
e) área total construída (m2);
f) área operacional (m2); e
g) acréscimos de áreas e respectivas
datas de imobilização das reformas realizadas.
Devem ser apresentadas informações
sobre as características dos imóveis, conforme segue:
a) descrição sumária (estrutura;
acabamento externo - fachada, vidros, elevação do fechamento, cobertura, pisos
etc.; acabamentos internos - paredes, pisos, esquadrias, portas, forro, etc.);
tipo de fundação; entre outras informações relevantes;
b) caracterização do
fechamento/cercamento da área: tipo (muro, tela galvanizada com mourões, entre
outros); quantidade de metros lineares e altura ou área em m2;
c) caracterização das áreas de
estacionamento, circulação, manobras existentes; tipo de pavimentação; áreas
totais (m2); número de vagas cobertas/descobertas; entre outras
informações relevantes;
d) caracterização das áreas cobertas
(tipo de cobertura, área total em m2); e
e) caracterização de outras áreas
eventualmente existentes.
Em nenhuma hipótese deve ser utilizado
o método comparativo de mercado para a avaliação das edificações, obras civis e
benfeitorias. Lojas, escritórios e edifícios comerciais devem ser avaliados
adotando-se somente o método do custo de reprodução, citado anteriormente.
3.4. Usinas Hidrelétricas, Térmicas e
PCH's
Para os ativos de geração, os valores
de reposição devem ser obtidos por intermédio de parâmetros de valores de
referência (R$/kW). Esses valores referenciais são obtidos do Banco de Preços
Referenciados da Aneel, tomando-se por base a tipologia, características
físicas e custos realizados de usinas construídas nos últimos anos.
O valor de reposição obtido pela
aplicação desta metodologia, no caso das usinas hidrelétricas e PCH's, deve ser
apresentado na seguinte estrutura:
|
Item |
%custo total |
R$/kW |
VNR |
|
Terrenos, relocações e outras ações
sócios-ambientais |
|
|
|
|
Estruturas e outras benfeitorias |
|
|
|
|
Barragens e adutoras |
|
|
|
|
Turbinas e geradores |
|
|
|
|
Equipamento elétrico e acessórios |
|
|
|
|
Diversos equipamentos da usina |
|
|
|
|
Estradas de rodagem, de ferro e pontes |
|
|
|
|
Custos indiretos |
|
|
|
|
Juros durante a construção |
|
|
|
|
Interligação com o sistema |
|
|
|
Onde: VNR - Valor Novo de Reposição.
No caso das usinas térmicas, os valores
de reposição devem ser apresentados na mesma estrutura acima com as devidas
adaptações.
Somente serão considerados na revisão
tarifária periódica, os ativos de geração que atenderem às exigências previstas
no § 6º do art. 4º da Lei nº 9.074, de 1995.
3.5. Máquinas e Equipamentos de
Distribuição
São objeto de avaliação os seguintes
bens:
a) linhas de distribuição operando em
tensão maior ou igual a 69 kV;
b) redes de distribuição operando em
tensão menor que 69 kV;
c) equipamentos de medição (medidores
de energia e potência);
d) subestações;
e) sistemas de operação e
telesupervisão; e
f) demais máquinas e equipamentos
(oficinas de manutenção, almoxarifado, etc.).
3.5.1. Procedimentos para Levantamento
dos Ativos e Validação dos Controles da Concessionária
- Subestações
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.
Após esse levantamento, os equipamentos
devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por bays,
levando-se em consideração a posição seqüencial operativa.
Os equipamentos reserva (reserva
imobilizada) devem ser levantados e considerados na subestação onde estiverem
alocados, com a observação expressa de "reserva". Entende-se por
reserva imobilizada o bem ou conjunto de bens que, por razões de ordem técnica
voltada à garantia e qualidade do sistema elétrico, embora não estando em
serviço, esteja à disposição e que poderá entrar em operação de imediato. Os
equipamentos referentes à reserva imobilizada devem estar obrigatoriamente
registrados no ativo imobilizado em serviço, conforme disposições contidas no
Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.
A reserva quente é considerada na
aplicação do índice de aproveitamento.
- Linhas e Redes
A avaliadora deve validar os controles
da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes,
devendo efetuar levantamentos de campo dos equipamentos das linhas e redes dos
conjuntos de unidades consumidoras, selecionados pela Aneel, para vistoria.
Os seguintes itens devem ser objeto de
levantamento/vistoria, quanto aos seus dados cadastrados: postes (material,
altura e esforço), transformadores de distribuição (tensão, potência, número de
fases), chaves seccionadoras (tipo, tensão, corrente, número de fases),
condutores (material, bitola, formação, isolamento), religadores (tensão,
potência, número de fases), reguladores (tensão, potência, número de fases) e
banco de capacitores (número de unidades, tensão, potência, número de fases).
Para a realização dos trabalhos de
campo a avaliadora deve:
a) vistoriar as linhas e redes
selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia (G.I.S. -
Geographical Information System), por meio de mapas geo-referenciados
atualizados, elaborados em quadrículas de 800 m x 800 m e,
totalizados por quadrícula e por conjunto de unidades consumidoras; e
b) verificar se as diferenças
encontradas ficaram dentro dos limites pré-estabelecidos pela Aneel.
Devem ser registrados e informados no
relatório de avaliação, para cada conjunto de unidade consumidora selecionado
para inspeção pela Aneel, os qualitativos e quantitativos finais, indicando as
diferenças encontradas, bem como os cálculos realizados para o processo de
validação do controle da concessionária. A avaliadora deve manter os desenhos
das quadrículas usadas como papéis de trabalho referentes ao inventário
físico/levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das
linhas e redes, deixando-os, necessariamente, disponíveis para a Aneel, durante
o trabalho de fiscalização. Esses documentos (dados em papel e arquivos
magnéticos), devem obrigatoriamente conter a data do inventário, as descrições
e os quantitativos apurados dos equipamentos e a seqüência do trecho
considerado no trajeto em que foram vistoriados.
Se as diferenças encontradas ficarem
dentro dos limites pré-estabelecidos, podem ser validados os controles da
engenharia da concessionária referentes às instalações de linhas e redes dos
conjuntos de unidades consumidoras não vistoriadas.
Se as diferenças encontradas no total
de conjuntos de unidades consumidoras vistoriados ficarem fora dos limites
pré-estabelecidos, a vistoria e o levantamento de campo deverão ser estendidos
a todos os conjuntos de unidades consumidoras pertencentes à concessionária.
Se durante o levantamento de campo
forem observados equipamentos de propriedade de terceiros, esses equipamentos
não deverão constar do Laudo de Avaliação, devendo ser informados os
procedimentos adotados para identificação desses bens.
A validação dos quantitativos da
engenharia dar-se-á utilizando-se a técnica de amostragem estratificada
proporcional por conjunto de unidades consumidoras, observando o seguinte:
b) para efeito de aplicação da técnica
de amostragem estratificada proporcional por conjunto, serão considerados os
conjuntos de unidades consumidoras aprovados pela Aneel em Resoluções
específicas para cada concessionária, conforme os critérios estabelecidos
pela Resolução nº 24, de 27 de novembro de 2000;
d) o calculo do tamanho da amostra (m),
a ser inspecionada para verificação da aceitação ou não das listas de
engenharia da concessionária, será realizado pela Aneel, mediante aplicação da
fórmula a seguir relacionada, considerando: 95% de intervalo de confiança (Z
igual a 1,96); 10% de margem de erro amostral (e); e 75% como estimativa
inicial da proporção das "linhas e redes" com uma determinada
característica esperada na concessionária (P0):
onde:
m: tamanho da amostra;
M: quantidade total de conjuntos da
concessionária;
e: margem de erro amostral;
Z: intervalo de confiança;
f) a Aneel realizará amostragem
estratificada proporcional conforme descrito a seguir:
f.1) após a definição do tamanho da
amostra (m) que determina o número de conjuntos a serem inspecionados, serão
calculados para cada cluster5 existente na área de concessão
sob análise, a quantidade de conjuntos a serem sorteados. Utilizando-se da
técnica de amostragem estratificada proporcional6, proporcionaliza-se os ativos
de linhas e redes que compõem os conjuntos da concessionária, em função do
somatório dos valores do atributo quilômetro de rede aérea primária (km RAP)
dos conjuntos que compõe cada cluster pela quilometragem total
da rede área primária da concessionária, usando a seguinte fórmula:
onde:
ak: número de conjuntos a serem
amostrados no cluster k;
m: número total de conjuntos da
concessionária a serem amostrados;
n: numero total de conjuntos que
compõem o cluster k;
km RAPk: somatório dos valores de
quilômetro de rede aérea primária
(kmRAP) dos conjuntos do cluster k;
e
km RAPt: somatório dos valores de
quilômetro de rede aérea primária
(kmRAP) de todos os conjuntos da
concessionária.
5. Cluster -
agrupamento ou família de conjuntos semelhantes de unidades consumidoras,
comparados com base em variáveis descritivas de cada um destes conjuntos, as
quais são chamadas de atributos geo-elétricos. O somatório dos atributos dos
conjuntos de cada cluster representam as características
geo-elétricas da concessão.
6. Amostragem estratificada - consiste
em dividir a população em subgrupos ("estratos") que denotem uma
homogeneidade maior que a homogeneidade da população toda, sob a análise de
variáveis de estudo. Uma vez selecionados os "estratos", sobre cada
um deles são realizadas seleções aleatórias de forma independente, obtendo-se
amostras parciais, que agregadas representam a amostra completa. Uma amostra estratificada
proporcional garante que cada elemento da população tenha a mesma probabilidade
de pertencer à amostra.
f.2) após o cálculo do número de
conjuntos a serem amostrados no cluster k e, para se definir
quais os conjuntos a serem inspecionados pela avaliadora no referido cluster,
adota-se também o atributo "potência instalada", dado em kVA,
procedendo-se os seguintes cálculos:
f 2.1) calcula-se, para todos os
conjuntos da concessionária a razão (Rcjx):
f.2.2) calcula-se a razão média (Rméd)
de cada cluster, considerando os conjuntos classificados nos clusters
existentes naquela área de concessão:
f.2.3) o primeiro conjunto selecionado
para amostragem será aquele que tiver a razão Rcj mais próxima do valor
calculado para a razão média Rméd do cluster sob amostragem.
f.2.4) caso ak seja ímpar, os demais
conjuntos a serem selecionados devem ser tomados aos pares. O par deverá ser
formado considerando os valores calculados de Rcj imediatamente acima e abaixo
da razão média do cluster Rméd.
g) a Aneel pode, ainda, a seu exclusivo
critério, escolher determinada quantidade de conjuntos adicionais para
realização de inspeções de campo pela empresa avaliadora, ficando esta
quantidade adicional limitada a 2 conjuntos ou 5% do total de conjuntos, o que
for maior;
h) entende-se como proporção de
elementos com a característica esperada a razão calculada da seguinte forma:
onde:
Ej: número de elementos com a
característica esperada;
Nj: número de elementos físicos
efetivamente existentes no conglomerado;
m: tamanho da amostra;
proporção das "linhas e
redes" com uma determinada característica esperada no conglomerado; e
: proporção das "linhas e
redes" com uma determinada característica esperada na concessionária.
j) com base nas proporções estimadas
nos conglomerados,
a empresa avaliadora credenciada pode
obter a estimativa da proporção na concessionária
k) caso a estimativa obtida da
proporção na concessionária,
subtraído 10%, seja menor que 80%, a
empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo das "linhas e
redes" da concessionária de distribuição de energia elétrica. Caso o
resultado obtido seja maior ou igual a 80%, as listas de engenharia podem ser
validadas e utilizadas para realização dos trabalhos de avaliação e conciliação
físico-contábil.
- Sistema de iluminação pública
As instalações de iluminação pública
não estão compreendidas no conceito de linhas e redes dos conjuntos de unidades
consumidoras. Assim, a avaliadora não precisa levantar em campo os
quantitativos e características das instalações de iluminação pública.
A avaliadora deve então, verificar como
estão estruturadas e organizadas as instalações de iluminação pública,
identificando o que é de propriedade da concessionária. Os ativos identificados
como de propriedade da concessionária devem ser avaliados e considerados na
base de remuneração a partir das informações dos controles da concessionária.
A avaliadora deve explicitar a
metodologia, critérios, cálculos efetuados e quantitativos das instalações de
iluminação pública, consideradas no laudo de avaliação, identificando e
separando por município e região.
- Medidores
a) os elementos a serem considerados na
análise são os equipamentos de medição (medidores);
b) para o cálculo do tamanho da amostra
(m) a ser inspecionada para cada grupo de contas considerar: 90% de nível de
confiança (Z); 10% de margem de erro amostral (e); e 50% como estimativa
inicial da proporção dos equipamentos de medição (medidores), ter uma
determinada característica esperada na concessionária (P0):
onde:
M: Quantidade total de itens
(elementos) do grupo equipamentos de medição.
c) definido o tamanho da amostra, deve
ser feita uma seleção aleatória dos ativos da amostra a serem inspecionados;
d) entende-se como proporção dos
equipamentos de medição (medidores), ter uma determinada característica
esperada, a razão calculada da seguinte forma:
onde:
Ej: número de elementos com a
característica esperada;
M: tamanho da amostra;
pP
: proporção dos medidores vinculados à
conta Máquinas e Equipamentos com uma determinada característica esperada na
concessionária.
e) os elementos com a característica
esperada são os ativos físicos efetivamente existentes, que correspondam, tanto
em termos quantitativos, quanto qualitativos (referentes às características e
especificações técnicas dos itens inspecionados), aos ativos constantes no
controle patrimonial ou controle da área comercial, da concessionária;
f) com base na proporção estimada a
empresa avaliadora credenciada pode obter a estimativa da proporção na concessionária
;
g) caso a estimativa obtida da
proporção na concessionária
, subtraído 10%, seja menor que 80%, a
empresa avaliadora credenciada deve realizar o censo de todos os equipamentos
de medição (medidores), da concessionária de distribuição de energia elétrica.
Caso o resultado obtido seja maior ou
igual a 80% as listas de controle patrimonial respectivas podem ser validadas e
utilizadas para realização dos trabalhos de avaliação e conciliação
físico-contábil.
3.5.2. Procedimentos para Avaliação de
Máquinas e Equipamentos
A avaliação desses bens deverá ser
efetuada tomando-se por base o valor novo de reposição depreciado,
respeitando-se os critérios de depreciação e percentual de depreciação
utilizados na contabilidade. Os trabalhos de campo devem se iniciar com a
verificação física dos bens para sua identificação e obtenção de suas
características técnicas, incluindo também informações sobre o fabricante,
modelo, tipo, número de série, ano de fabricação, capacidade, reformas,
agregações, etc.
Além dessa verificação, devem ser
analisados também, os registros da engenharia, bem como devem ser coletadas
informações sobre as datas de entrada em operação e a depreciação acumulada,
extraídas dos registros contábeis, que determinam a vida transcorrida (idade)
dos bens.
Para a alocação das torres metálicas ou
de concreto e as bases de concreto dos equipamentos na conta contábil referente
às Máquinas e Equipamentos, devem ser observados os critérios definidos no
Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica, Resolução nº
44/1999, e na Portaria DNAEE nº 815/1994 (atualizada pela Resolução nº
15/1997), e nos procedimentos adotados pelo Departamento de Contabilidade da
concessionária.
As máquinas e equipamentos de propriedade
da concessionária, localizados em imóveis de propriedade de terceiros, desde
que estejam vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica e
registrados na contabilidade, devem ser considerados nos trabalhos de
avaliação.
As informações e os valores apurados
para o sistema de iluminação pública devem estar destacados/separados das
informações e valores apresentados para as linhas e redes.
A concessionária deve, a partir dos
resultados do levantamento de campo realizado pela avaliadora, proceder aos
ajustes necessários em seus controles de engenharia (ajustes nas quantidades e
nas características técnicas).
3.5.3. Determinação dos Valores de
Reposição (Valor de Novo)
O valor novo de reposição para máquinas
e equipamentos será dado pela somatória dos seguintes componentes: Equipamentos
principais (valor de fábrica); Componentes menores; Custos adicionais; e Juros
sobre obras em andamento regulatório (JOA).
- Equipamentos Principais
Para os principais equipamentos o valor
de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado é obtido a partir do Banco de
Preços Referenciados da Aneel.
Esse banco de dados de preços levará em
conta os valores praticados pelas concessionárias no mercado específico do
setor elétrico, os tipos e características dos equipamentos a serem avaliados,
considerando o pagamento à vista e deduzidos os impostos recuperáveis.
O Banco de Preços Referenciados será
formado com base em informações de compras efetivamente realizadas pelas
concessionárias da região, contemplando a série histórica dos últimos dois anos
anteriores à data base dos Laudos de Avaliação.
Será adotada uma "faixa de
tolerância", dentro da qual um equipamento valorado pelos preços
praticados pela própria concessionária poderia ser aceito. Os valores limites
dessa "faixa de tolerância" serão estabelecidos após análise
estatística dos preços praticados por todas as concessionárias, quando da
definição do Banco de Preços Referenciados da Aneel.
Os impostos recuperáveis, conforme
legislação em vigor (Decreto nº 3.000, de 26 de março de 1999), devem ser excluídos dos
valores das compras praticadas pelas concessionárias.
- Componentes Menores - COM
Os materiais acessórios dos
equipamentos principais (Unidade de Cadastro - UC), identificados como
Componentes Menores, terão seus custos agregados aos valores desses
equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com a
Portaria DNAEE nº 815/94 e Resolução nº 15, de 24 de dezembro de 1997.
O custo regulatório do Componente Menor
constará do Banco de Preços Referenciados da Aneel, e será uma média regional,
obtida com base nas informações dos custos de Componentes Menores praticados
pelas concessionárias da região, conforme configurações padrão de engenharia
por ela utilizadas.
Será adotada uma "faixa de
tolerância", dentro da qual um equipamento valorado pelos preços
praticados pela própria concessionária poderia ser aceito. Os valores limites
dessa "faixa de tolerância" serão estabelecidos após análise
estatística dos preços praticados por todas as concessionárias, quando da
definição do Banco de Preços Referenciados da Aneel.
- Custo Adicional - CA
O Custo Adicional é o custo necessário
para colocação do bem em operação, formado pelos custos de projeto,
gerenciamento, montagem e frete.
O custo regulatório Adicional constará
do Banco de Preços Referenciados da Aneel, sendo aplicado sobre o valor do
equipamento acrescido dos componentes menores, e será uma média regional,
obtida com base nas informações dos custos adicionais levantados na região, por
meio de Ordens de Imobilização, contratos, Notas Fiscais, bem como
configurações de engenharia por elas utilizadas, ou do próprio mercado
regional.
- Juros sobre Obras em Andamento - JOA
Os juros sobre obras em andamento são
definidos regulatoriamente e calculados considerando-se o Custo Médio Ponderado
de Capital (WACC - Weighted Average Cost of Capital) e aplicando-se a fórmula
abaixo, de acordo com as seguintes considerações:
- prazos médios de construção: 3 meses
para redes de distribuição, 12 meses para Subestações; 8 meses para Linhas de
Subtransmissão (linhas de distribuição operando em tensão maior ou igual a 69
kV); e 12 meses para Linhas de Subtransmissão Subterrâneas;
- para subestações e linhas de
sub-transmissão considerar fluxo financeiro de 40% de desembolso distribuídos
de forma homogênea ao longo da primeira metade do prazo de construção
considerado, e 60% distribuídos de forma homogênea ao longo da segunda e última
metade do prazo de construção considerado;
- para redes de distribuição considerar
fluxo financeiro de 26,7%, 33,3% e 40% de desembolso distribuídos
respectivamente no 1º, 2º e 3º mês no prazo de construção considerado.
onde:
JOA: juros sobre obras em andamento em
percentual (%);
N: número de meses, de acordo com o
tipo de obra;
ra: custo médio ponderado de capital
anual (WACC); e
di: desembolso mensal em percentual (%)
distribuído de acordo com o fluxo financeiro definido acima.
O desembolso mensal será assim
definido:
Para subestações:
|
d1 |
d2 |
d3 |
d4 |
d5 |
d6 |
d7 |
d8 |
d9 |
d1 |
d1 |
d12 |
|
6,67% |
6,67% |
6,67% |
6,67% |
6,66% |
6,66% |
10% |
10% |
10% |
10% |
10% |
10% |
Para linhas de sub-transmissão:
|
d1 |
d2 |
d3 |
d4 |
d5 |
d6 |
d7 |
d8 |
|
10% |
10% |
10% |
10% |
15% |
15% |
15% |
15% |
Para linhas de sub-transmissão
subterrânea:
|
d1 |
d2 |
d3 |
d4 |
d5 |
d6 |
d7 |
d8 |
d9 |
d1 |
d1 |
d12 |
|
6,67% |
6,67% |
6,67% |
6,67% |
6,66% |
6,66% |
10% |
10% |
10% |
10% |
10% |
10% |
Para redes de distribuição:
|
d1 |
d2 |
d3 |
|
26,7% |
33,3% |
40,0% |
Desse modo, o Valor Novo de Reposição
(VNR) de cada ativo será obtido da seguinte forma: sobre o valor de fábrica
acrescido dos componentes menores, aplica-se o custo adicional,
acrescentando-se a este somatório o custo dos juros regulatórios. Os bens que não
apresentam similaridade com aqueles relacionados no Banco de Preços
Referenciados da Aneel devem ser avaliados por meio da atualização dos valores
históricos contábeis pela aplicação dos índices Indústria de Transformação -
Material Elétrico - Motores e Geradores coluna 40 e Indústria de Transformação
- Material Elétrico - Outros coluna 41, apurados pela Fundação Getúlio Vargas.
- Índice de Aproveitamento das Máquinas
e Equipamentos de Subestações
Aplicar o índice de aproveitamento em
máquinas e equipamentos de subestações 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 na
Base de Remuneração.
O índice de aproveitamento estabelecido
para o grupo de ativos que compõem uma subestação (transformador de força,
disjuntor, chaves seccionadoras, barramento, transformadores de corrente e de
potencial e religadores que compõem o bay, do transformador da subestação),
resulta da aplicação de um índice que considera o fator de utilização da
subestação e a expectativa para os próximos 10 (dez) anos, do crescimento
percentual da carga atendida pela subestação.
Esse índice está limitado a 100% e é
calculado da seguinte forma:
ECC = (1+TCA1)*(1+TCA2)*.....*(1+TCA10)
IAS (%) = FUS * ECC *100
onde:
IAS: Índice de Aproveitamento para
Subestação (%);
FUS: Fator de Utilização da Subestação
(%);
DM: Demanda Máxima em MVA verificada
nos últimos 2 anos;
PTI: Potência Total Instalada em MVA
(Onaf - ventilação forçada, quando houver);
TCA: estimativa percentual de
crescimento anual de carga máxima atendida pela subestação; e
ECC: Expectativa de crescimento
percentual da carga atendida pela subestação para o período projetado de 10
anos, comprovada pelos demonstrativos de aumento de demanda dos quatro últimos anos.
Para efeitos de verificação de consistência é utilizada a evolução de carga dos
últimos 4 anos, bem como as premissas de desenvolvimento econômico da área
atendida pela respectiva subestação. A demanda para a análise de carregamento é
a máxima ocorrida para uma determinada configuração de rede, segregando-se
eventuais manobras temporárias ocorridas entre transformadores e/ou
subestações.
Entende-se por reserva imobilizada o
bem ou conjunto de bens que, por razões de ordem técnica voltada à garantia e à
qualidade do sistema elétrico, embora não estando em serviço, esteja à
disposição e que pode entrar em operação de imediato.
Quando a demanda máxima multiplicada
pela expectativa de crescimento percentual da carga atendida pela subestação,
para o período projetado de 10 anos (ECC), for igual ou menor do que a potência
total de (n-1) transformadores instalados, o transformador excluído para esta
análise, mesmo que energizado, será considerado como reserva.
Exemplo: se a subestação possui três
transformadores trifásicos, cuja potência unitária seja de 40 MVA, instalados e
sua demanda máxima vezes o ECC, seja menor ou igual a 80 MVA = 40 MVA*(3-1), o
terceiro transformador será considerado como reserva. Esse equipamento não será
considerado no cálculo do índice de aproveitamento da subestação onde se
encontra.
Os transformadores reservas poderão ser
aceitos pela Aneel com 100% de aproveitamento, para casos bem específicos (por
exemplo: sistemas radiais), desde que devidamente justificados pela
concessionária. Também será considerada como reserva, a unidade transformadora
que esteja instalada em uma região elétrica atendida por mais de uma
subestação, desde que cumpra os critérios estabelecidos neste Anexo.
A aplicação do índice de aproveitamento
deve ser utilizada para os equipamentos principais da subestação como
transformadores, disjuntores, etc, conforme explicitado neste Anexo. Os demais
bens e instalações como cercas, casa de controle, bases, etc., devem ser
excluídas da aplicação do índice de aproveitamento.
Casos atípicos deverão ser apresentados
pela concessionária e serão analisados pela Aneel. A regra geral estabelece que
o planejamento da distribuidora deva representar a realidade do seu crescimento
de mercado, o mais fielmente possível. Caso esta previsão não se realize,
haverá ainda a oportunidade da concessionária revisar o seu planejamento de
curto prazo e ajustar as suas instalações.
3.6. Veículos
Os veículos não são considerados na
composição da Base de Remuneração. Entretanto, devem ser avaliados juntamente
com os outros bens, conforme o procedimento a seguir.
Devem ser avaliados apenas os veículos
vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica, relacionados
às atividades de distribuição, administração, comercialização e geração
associada.
Para os veículos, a validação das
listas de controle patrimonial específicas pode ser feita mediante realização
de inspeções de campo por amostragem aleatória simples, conforme definido para
os medidores.
Após a verificação física dos veículos escolhidos
aleatoriamente e confirmação dos controles da concessionária, esses bens devem
ter seus valores de reposição obtidos através de publicações especializadas e
de mercado em uso obtidos de modo idêntico ao utilizado para máquinas e
equipamentos.
Considerando-se o entendimento e
esclarecimentos do valor de mercado em uso, para efeito regulatório, e para as
concessionárias do serviço público de distribuição do setor elétrico, em
nenhuma hipótese deve-se utilizar o método comparativo de mercado para a avaliação
dos veículos.
Pode-se utilizar o método expedito para
a avaliação desses bens, por meio da atualização dos respectivos valores
históricos contábeis pelo IPCA - Índice de Preços ao Consumidor-Amplo,
calculado pelo IBGE.
3.7. Móveis e Utensílios
Os móveis e utensílios também não são
considerados na composição da Base de Remuneração. Contudo, os mesmos deverão
ser avaliados juntamente com os outros bens, conforme o procedimento a seguir.
Devem ser avaliados apenas os móveis e
utensílios vinculados ao serviço público de distribuição de energia elétrica,
relacionados às atividades de distribuição, administração, comercialização e
geração associada.
Para os móveis e utensílios, a
validação das listas de controle patrimonial específicas pode ser feita
mediante realização de inspeções de campo por amostragem aleatória simples,
conforme definido para os medidores.
Após a verificação física dos móveis e
utensílios escolhidos aleatoriamente e validação dos controles da
concessionária, a empresa de avaliação deve analisar a relação contábil desses
bens, evitando-se que a relação validada contenha informações que não reflitam
a realidade.
No que se refere aos equipamentos de
informática incluídos nesse grupo de bens, deve ser levada em consideração na
análise a evolução tecnológica desses bens.
Deve ser utilizado o método expedito
para a avaliação desses bens, por meio da atualização dos respectivos valores
históricos contábeis pelo IPCA - Índice de Preços ao Consumidor-Amplo,
calculado pelo IBGE.
3.8. Softwares
Os softwares não são
considerados na composição da Base de Remuneração. Contudo, os mesmos deverão
ser avaliados juntamente com os outros bens, conforme o procedimento a seguir.
A empresa avaliadora deve efetuar
levantamento dos softwares efetivamente utilizados pela
concessionária identificando as características técnicas de cada um
(fabricante, nome do software, versão, módulos
adquiridos/instalados, empresa responsável pela implantação, função/utilização
principal, entre outras). Deve ser identificada a conta contábil onde
cada software se encontra registrado e se o software relacionado
é utilizado também por outras concessionárias pertencentes ao mesmo grupo.
No caso de softwares desenvolvidos
pela própria concessionária, deve ser verificada se foi aberta Ordem de Serviço
para o desenvolvimento do software. Caso positivo, o software pode
ser avaliado.
O valor de reposição desses bens é
determinado por meio da atualização dos respectivos valores históricos
contábeis pelo IPCA - Índice de Preços ao Consumidor-Amplo, calculado pelo IBGE.
Os valores de mercado em uso de softwares devem
ser determinados aplicando-se uma taxa de amortização anual de 20% sobre o
valor de reposição obtido.
3.9. Almoxarifado de Operação
O almoxarifado de operação, vinculado à
operação e manutenção de máquinas, instalações e equipamentos necessários à prestação
do serviço público de distribuição de energia elétrica, é considerado para
compor a base de remuneração conforme critérios definidos a seguir:
a) integram a base de remuneração dos
saldos médios dos últimos 12 (doze) meses das seguintes subcontas previstas no
Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica:
112.71.1. Matéria Prima e Insumos para
produção de Energia Elétrica;
112.71.2. Material (exceto os saldos
das subcontas:
112.71.2.4. Destinado à alienação;
112.71.2.3. Emprestado; e
112.71.2.6. Resíduos e sucatas);
112.71.3. Compras em curso; e
112.71.4. Adiantamentos a fornecedores.
b) os saldos médios dos últimos 12
(doze) meses das contas abaixo relacionadas devem ser deduzidos do saldo total
a ser considerado para o almoxarifado de operação:
112.71.8. (-) Provisão p/ Perdas em
Estoque; e
112.71.9. (-) Provisão p/ Redução ao
Valor de Mercado.
3.10. Ativo Diferido
Os Ativos Diferidos, vinculados à
prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, são
considerados para compor a base de remuneração conforme critérios a seguir
estabelecidos:
a) o Ativo Diferido faz parte,
juntamente com os Investimentos e o Ativo Imobilizado, do Ativo Permanente, e
não deve ser confundido com as Despesas Pagas Antecipadamente, que são
classificadas à parte no Ativo Circulante ou no Realizável a Longo Prazo.
b) o Ativo Diferido pode se referir
tanto ao investimento realizado pela concessionária com benfeitorias em
propriedades de terceiros, quanto ao investimento realizado para
organização/implantação e ampliação da concessionária, enquanto em curso.
c) os Ativos Diferidos caracterizam-se
por serem ativos intangíveis, que são amortizados por apropriação às despesas
operacionais, no período de tempo em que estiverem contribuindo para a formação
do resultado da empresa.
d) Devem compor a Base de Remuneração
as seguintes subcontas:
133.01.1.1.01. Despesas
Pré-Operacionais: Nesta subconta, conforme preceitua o Manual de Contabilidade
do Serviço Público de Energia Elétrica deverão estar apropriadas, para efeito
de reintegração e que deverão compor a Base de Remuneração, somente as despesas
pré-operacionais de organização ou implantação, e de ampliação da
concessionária, sujeitas à reintegração pelo sistema de quotas periódicas.
f) os valores de mercado em uso do
ativo diferido devem ser determinados aplicando-se a taxa de amortização anual
sobre o valor histórico atualizado e preservada a taxa/vida útil do Manual de
Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica.
3.11. Obrigações Especiais
São recursos relativos à participação
financeira do consumidor, das dotações orçamentárias da União, verbas federais,
estaduais e municipais e de créditos especiais vinculados aos investimentos
aplicados nos empreendimentos vinculados à concessão, conforme previsto
no art. 1º do Decreto nº 28.545, de 24 de agosto de 1950, art. 142 do
Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957, e art. 18 da Lei nº 4.156, de 28
de novembro de 1962. As Obrigações Especiais não são passivos onerosos e não
são créditos do acionista. São atualizadas com os mesmos critérios e índices
utilizados para corrigir os bens registrados no Ativo Imobilizado dos agentes.
Neste sentido, a depreciação dos ativos
adquiridos com recursos oriundos das Obrigações Especiais não será computada na
parcela B da receita requerida da Concessionária. Quanto ao aspecto contábil,
deverá ser alterado o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia
Elétrica, para permitir que as Obrigações Especiais sejam amortizadas às mesmas
taxas de depreciação, usando-se uma taxa média, a partir da revisão tarifária.
Em atendimento às disposições contidas
nesta Resolução, as Obrigações Especiais devem compor a Base de Remuneração,
para fins de revisão tarifária periódica das concessionárias do serviço público
de distribuição de energia elétrica, como redutoras do ativo imobilizado em serviço,
e avaliadas conforme os procedimentos a seguir:
c) aplicar a mesma variação verificada
entre o valor novo de reposição (valor de avaliação) e o valor contábil, não
depreciado, na respectiva conta do ativo imobilizado em serviço, sobre o saldo
da obrigação especial (custo corrigido, sem deduzir a depreciação ), por Ordem
de Imobilização - ODI.
Caso a concessionária esgote, sem
êxito, todos os meios de que dispõe para identificação da participação de
obrigações especiais nas respectivas ODI da conta Máquinas e Equipamentos, pode
aplicar, alternativamente, a variação verificada entre o valor novo de
reposição total e o valor contábil original, não depreciado, da conta Máquinas
e Equipamentos, sobre o saldo das obrigações especiais (saldo corrigido, sem
deduzir a depreciação), para determinação do valor atualizado das Obrigações
Especiais a ser considerado como parcela redutora na Base de Remuneração.
3.12. Conciliação Físico-Contábil
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, para as quais, obrigatoriamente, a concessionária
terá um dossiê, conforme estabelece o Manual de Contabilidade do Serviço
Público de Energia Elétrica.
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.
Os registros contábeis utilizados para
a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base
dos trabalhos de avaliação.
As sobras físicas apuradas no processo
de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas no relatório
de avaliação.
As sobras físicas devem ser depreciadas
tomando-se por base a idade da formação do bem. Não dispondo de documentação
que comprove a data da entrada do bem em serviço, esgotados todos os meios de
que dispõe, a concessionária deve considerar a data de entrada em serviço da
instalação ou do bem idêntico mais antigo.
As sobras contábeis não devem ser
avaliadas.
4. Apresentação do (Laudo) Relatório de
Avaliação
I - Introdução
Apresentar descrição sumária do
trabalho realizado.
II - Caracterização da Concessão
Deve ser apresentada uma visão geral da
concessão avaliada:
b) informar o total de unidades
consumidoras atendidas na área de concessão avaliada;
III - Caracterização do Trabalho
Executado
a) Caracterização da geração associada
a.1) Informações mínimas a serem
apresentadas para geração:
- nome da usina;
- localização da usina: endereço
completo, município, estado, curso d'água, subbacia (código), bacia (código);
- tipo de usina: usina
hidroelétrica/usina termoelétrica/outras; e
- potência total instalada (MW ou kW),
energia firme (MW), demanda máxima.
a.2) Termelétricas
- indicar o tipo e potência nominal de
cada equipamento existente - grupos diesel, turbinas a gás, turbinas a vapor;
- indicar a potência nominal e
características principais de cada máquina - fabricante, combustível utilizado,
modelo do equipamento, ano de fabricação, consumo específico, principais
acessórios existentes, rotação nominal (rpm); geradores - potência nominal
unitária (MVA) e características gerais dos equipamentos (fabricante, ano de
fabricação, tensão nominal - kV, fator de potência, rendimento máximo, rotação
nominal - rpm);
- relacionar os sistemas auxiliares
existentes, com suas respectivas características principais (sistema de
proteção e combate a incêndio, sistema de combustível - recebimento,
armazenagem e alimentação; sistema de tratamento de combustível; sistema de lubrificação;
sistema de geração de vapor; sistema de refrigeração; sistema de tratamento de
efluentes; sistema de ar comprimido; sistema de água de lavagem; entre outros);
e
- relacionar os demais equipamentos e
instalações existentes (oficinas, pontes rolantes, laboratórios, almoxarifados,
entre outros).
a.3) Hidroelétricas
- turbinas - indicar tipo, quantidade,
fabricante, ano de fabricação, data de entrada em operação, potência nominal
unitária (MW), vazão nominal unitária (m3/s), rotação síncrona
(rpm), rendimento máximo (%);
- gerador - indicar tipo, quantidade,
fabricante, ano de fabricação, data de entrada em operação, potência nominal
unitária (MVA), tensão nominal (kV), rotação nominal (rpm), fator de potência,
rendimento máximo (%);
- dados hidrometeorológicos: vazão MLT
(m3/s), vazão firme 95% (m3/s), vazão mínima média mensal
(m3/s);
- Reservatório:
- NA's de montante - NA máximo
excepcional (m), NA máximo normal (m), NA mínimo normal (m);
- NA's de jusante - NA máximo
excepcional (m), NA máximo normal (m), NA mínimo normal (m);
- Áreas inundadas - no NA máximo
excepcional (m), no NA máximo normal (m), no NA mínimo normal (m);
- Volumes - no NA máximo normal (hm3),
no NA mínimo normal (hm3), útil (hm3), abaixo da soleira
livre do vertedouro (hm3);
- Barragem principal: tipologia
construiva, comprimento total da crista (m), altura máxima (m), cota de crista
(m);
- Vertedouro: tipo, capacidade (m3/s),
cota de soleira (m), comprimento total (m);
- Comportas de vertedouro: tipo,
acionamento, largura (m), altura (m);
- Tomada d'água: tipo, altura (m),
comprimento total (m);
- Comportas da tomada d'água: tipo,
acionamento, largura (m), altura (m);
- Canal/túnel de adução/desarenador:
comprimento (m), Seção, base (m), arco (m), tipo de desarenador;
- Conduto Forçado: Diâmetro Interno
(m), Número de Unidades, comprimento (m);
- Chaminé de equilíbrio: diâmetro (m),
altura (m);
- Casa de força: tipo, área total -
largura (m), comprimento (m) e pé direito (m), quantidade de unidades geradoras
existentes; ano de entrada em operação;
- Relacionar os sistemas auxiliares
existentes, com suas respectivas características principais (sistema de
proteção e combate a incêndio; sistema de lubrificação; sistema de
refrigeração; sistema de tratamento de efluentes; sistema de ar comprimido;
sistema de água de lavagem; entre outros); e
b) Linhas de distribuição operando em
tensão maior ou igual a 69 kV e Redes de distribuição:
- informar os totais de quilômetros de
linhas e redes de distribuição, por classe de tensão, com os respectivos valores
apurados (valor novo de reposição e valor de mercado em uso);
b.1) Linhas de distribuição operando em
tensão maior ou igual a 69 kV: informar, por classe de tensão, os totais de
quilômetros de linhas, com as quantidades de estruturas e tipos/bitolas de
cabos associados;
b.2) Redes de distribuição: informar os
totais de quilômetros de redes de distribuição (por classe de tensão - baixa
tensão e média tensão), com as quantidades de postes, transformadores e
tipos/bitolas de cabos associados;
c) Subestações
- apresentar relação das subestações da
concessionária indicando, para cada uma: relação de transformação (tensões de
entrada e saída - kV) e potência total instalada (MVA);
d) Terrenos e Edificações
- apresentar relação com todos os
imóveis de propriedade da concessionária, indicando os que foram considerados
na Base de Remuneração e os que foram excluídos (a relação deve ser dividida em
duas partes - imóveis considerados na Base de Remuneração e imóveis excluídos
da Base de Remuneração). A relação deve indicar a designação e endereço de cada
imóvel de forma a possibilitar sua clara identificação.
- devem ser informados, para cada
imóvel considerado na Base de Remuneração, os Valores Novos de Reposição com e
sem índice de aproveitamento e Valor de Mercado em Uso, subdivididos em
terrenos, edificações e benfeitorias. A relação deve apresentar, as referências
dos laudos de avaliação para os imóveis relacionados, o percentual de índice de
aproveitamento aplicado, bem como a destinação de uso do imóvel.
- apresentar, para cada imóvel excluído
da Base de Remuneração, os Valores Novos de Reposição e Valor de Mercado em
Uso, subdivididos em terrenos, edificações e benfeitorias. A relação deve
apresentar as referências dos laudos de avaliação para os imóveis relacionados,
bem como a destinação de uso do imóvel, valores registrados na contabilidade;
conta contábil onde o imóvel se encontra registrado; número de registro
patrimonial; e a razão da exclusão (imóvel alugado, imóvel cedido a terceiros,
entre outras razões).
e) Veículos
f) Software
h) Apresentar os seguintes quadros
resumos do trabalho, conforme modelos no final deste anexo: - Quadro Auxiliar A
- Base Blindada Atualizada 1º Ciclo - Ativo Imobilizado em Serviço;
- Quadro Auxiliar B - Base Blindada
Atualizada 1º Ciclo - Demais Contas integrantes da Base de Remuneração;
- Quadro 1A - Resumo por Conta Base
Blindada Atualizada 1º Ciclo;
- Quadro 1B - Resumo por Conta -
Incremental 2º Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 1B1 - Resumo por Conta -
Incremental 2º Ciclo (Bens não elegíveis);
- Quadro 1C - Resumo
Consolidado por Conta - Base Blindada Atualizada 1º Ciclo + Incremental 2º
Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 2A - Resumo por Conta - Base
Blindada Atualizada 1º Ciclo;
- Quadro 2B - Resumo por Conta -
Incremental 2º Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 2B1 - Resumo por Conta -
Incremental 2º Ciclo (Bens não elegíveis);
- Quadro 2C - Resumo
Consolidado por Conta - Base Blindada Atualizada 1º Ciclo + Incremental 2º
Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 3A - Resumo por Conta - Base
Blindada Atualizada 1º Ciclo;
- Quadro 3B - Resumo por Conta -
Incremental 2º Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 3C - Resumo
Consolidado por Conta - Base Blindada Atualizada 1º Ciclo + Incremental 2º
Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 4 - Resumo de Sobras -
Incremental 2º Ciclo (Bens elegíveis);
- Quadro 4A - Resumo de Sobras -
Incremental 2º Ciclo (Bens não elegíveis);
- Quadro 5 - Comparativo contábil x
avaliado do Incremental 2º Ciclo.
IV - Metodologia Aplicada
a) Levantamentos de campo:
- Apresentar informações sobre a
logística utilizada para realização dos levantamentos de campo - imóveis,
subestações e linhas/redes;
- Apresentar informações sobre os
procedimentos utilizados para realização dos levantamentos de campo - imóveis,
subestações e linhas/redes;
- Apresentar informações sobre as
equipes utilizadas nos levantamentos de campo (quantidades e perfis dos
profissionais que participaram dos trabalhos de levantamento de campo,
incluindo os profissionais que participaram das atividades de
coordenação/gerenciamento) - imóveis, subestações e linhas/redes;
- Apresentar informações sobre o tempo
gasto para realizar os levantamentos de campo (datas de início e de conclusão)
- imóveis, subestações e linhas/redes;
- Linhas e redes - indicar os conjuntos
vistoriados e apresentar considerações sobre as "não conformidades"
verificadas por ocasião da realização dos levantamentos de campo (observar
disposições desta Resolução), apresentando um panorama geral sobre as
divergências verificadas em campo, bem como sobre a qualidade e confiabilidade
dos controles de "engenharia" da concessionária, entre outras
informações julgadas relevantes;
- Subestações - apresentar
considerações sobre a qualidade e confiabilidade dos controles de
"engenharia" da concessionária, apresentando um panorama geral sobre
as divergências verificadas em campo, entre outras informações julgadas
relevantes para retratar a situação encontrada; e
b) Critérios utilizados para inclusão
de ativos na Base de Remuneração (critérios de elegibilidade).
c) Critérios utilizados para aplicação
dos índices de aproveitamento.
g) Critérios utilizados para considerar
os equipamentos reserva (reserva técnica).
i) Critérios utilizados para associação
dos ativos aos conjuntos de unidades consumidoras.
j) Informações sobre os demais
procedimentos, critérios e referências, considerados.
V - Identificação dos Ativos Não
Elegíveis
VI - Conciliação Físico-Contábil
Informar os procedimentos e critérios
utilizados para realização do processo de conciliação físico-contábil.
VII - Obrigações Especiais
VIII - Almoxarifado de Operação
IX - Ativo Diferido
X - Imóveis que se encontram em
processo de Regularização
XI - Considerações
XII - Considerações Finais
Apresentar as considerações finais a
respeito do trabalho desenvolvido.
5. Arquivos a serem
Encaminhados em meio Magnético
Relacionar e descrever, de forma
resumida, o conteúdo, forma de organização e demais detalhes técnicos
necessários à completa identificação e caracterização das informações
apresentadas e que possibilitem a adequada utilização dos arquivos encaminhados
por meio magnético.
Os arquivos encaminhados devem trazer
todas as informações solicitadas nesta Resolução, bem como aquelas necessárias
ao adequado entendimento e caracterização, com o maior nível de detalhamento
possível, dos trabalhos realizados.
Os arquivos em meio magnético devem
trazer, dentre outras, as seguintes informações:
a) Relatório de Avaliação - Sumário
Executivo (com todas as relações e anexos);
b) Laudos de avaliação dos imóveis;
c) Orçamentos detalhados das
edificações (com memórias de cálculos e fórmulas utilizadas), com referências
dos Laudos de Avaliação respectivos;
d) Relação para cada subestação,
indicando individualmente os equipamentos/materiais (incluindo-se estruturas metálicas
ou de concreto), considerados para compor a Base de Remuneração com os
respectivos valores apurados (valor novo de reposição com e sem índice de
aproveitamento e valor de mercado em uso), datas de entrada em operação, vidas
transcorridas, números de patrimônio e contas contábeis onde se encontram
registrados. Nestas relações devem constar as memórias de cálculos e fórmulas
utilizadas, devendo também estar informado o tipo da subestação (SF6,
convencional ou especial) e se a mesma é rural ou urbana. Também devem ser
elaborados um resumo com os valores apurados por subestação e um resumo com os
valores apurados, totalizando todas as subestações;
e) Relação resumida para cada
subestação contendo os valores contábeis históricos e os valores apurados na avaliação
(Valor Novo de Reposição com e sem índice de aproveitamento e Valor de Mercado
em Uso), para os terrenos, edificações e benfeitorias e máquinas e
equipamentos;
n) Deve ser apresentada uma versão em
meio magnético nas linguagens Access e Excel, contemplando para cada bem, no
mínimo as seguintes informações, na ordem seqüencial abaixo:
|
Informações Contábeis |
|||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
|
Conta contábil |
Número patrimônio |
Dígito incorporação |
ODI |
UC |
UAR |
Descrição contábil do bem |
Qtd |
Unidade |
Data imobilização (dd/mm/aa) |
Valor original contábil (R$) |
Depreciação acumulada (R$) |
% depreciação acumulada |
Valor residual contábil (R$) |
|
Informações do Resultado da Avaliação |
||||||||||||
|
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
26 |
27 |
|
Descrição técnica (físico) |
Tipo de estrutura |
Descrição técnica do banco de preços |
Status Classe Tensão |
Reserva |
ODI Engenharia |
VNR (R$) |
% do Ind. Aprov. |
Valor do IA (R$) |
VNR menos IA (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
% depreciação acumulada |
VMU=VBR (R$) |
|
Formação do Valor Novo de Reposição |
|||||||||||
|
Valor de Fábrica e Componente Menor |
|||||||||||
|
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
34 |
35 |
36 |
37 |
38 |
39 |
|
Valor de Fábrica Unitário (R$) |
Componente Menor Unitário (R$) |
Valor Fábrica mais COM (unitário) (R$) |
Referência Banco de Preços |
Quantidade 1 |
Unidade 1 |
Fator conversão kg/m |
Quantidade 2 |
Unidade 2 |
Valor de Fábrica Total (R$) |
Componente Menor Total (R$) |
Valor Fábrica mais COM (Total) (R$) |
|
Formação do Valor Novo de Reposição |
|||||||||||
|
Custo Adicional |
Informações de Atualização |
Informações Auxiliares |
|||||||||
|
40 |
41 |
42 |
43 |
44 |
45 |
46 |
47 |
48 |
49 |
50 |
51 |
|
Custo Frete |
Custo Projeto |
Custo Gerenciamento |
Custo Montagem |
JOA |
Custo Adicional Total |
Índice IPCA Data-Base |
Índice IPCA Aquisição |
Fator IPCA |
Status SE1 |
Status SE2 |
Status SE3 |
|
Informações Auxiliares |
||||||||||||||
|
52 |
53 |
54 |
55 |
56 |
57 |
58 |
59 |
60 |
61 |
62 |
63 |
64 |
65 |
66 |
|
Status GE1 |
Status GE2 |
Status GE3 |
Regularização |
Status 1 |
Instalação Status 2 |
Instalação Status 3 |
Instalação Identificador de linha no Quadro 1 |
Identificador de linha no Quadro 2 |
Identificador de linha no Quadro 3 |
Status de Elegibilidade |
Status de Conciliação |
Controle de Abertura Contábil |
Controle Numeração Física |
Identificador Conjunto Consumido |
|
SE1 |
Nome da subestação |
|
SE2 |
Bay da subestação |
|
SE3 |
Posição operativa |
|
|
|
|
GE1 |
Nome da usina |
|
GE2 |
Piso |
|
GE3 |
Posição por piso |
|
|
|
|
Status da Instalação |
|
|
SI1 |
Define o tipo da instalação |
|
UHE |
Usina hidrelétrica |
|
PCH |
Pequena central hidrelétrica |
|
UTE |
Usina termoelétrica |
|
SE |
Subestação |
|
LT |
Linhas de transmissão |
|
RD |
Rede de distribuição |
|
ED |
Equipamentos diversos |
|
ME |
Medidores |
|
SI2 - abertura por tipologia |
|
|
SI2 |
Abertura por tipologia |
|
Isof |
Intangível software |
|
Iser |
Intangível servidão |
|
Iout |
Intangível outros |
|
TE |
Terreno |
|
EOB |
Edificações, obras civis e benfeitorias |
|
BA |
Barragem |
|
ET |
Telecomunicação |
|
IP |
Iluminação pública |
|
MEM |
Medidor monofásico |
|
MEB |
Medidor bifásico |
|
MET |
Medidor trifásico |
|
MEE |
Medidor eletrônico |
|
|
|
|
SI3 - Somente para o caso de imóveis (terrenos e
edificações) - numerar o imóvel de acordo com planilha auxiliar de avaliação |
|
6. Credenciamento das Empresas
Avaliadoras
6.1. Requisitos para Participar do
Credenciamento
As empresas/instituições interessadas
em participar do processo de credenciamento para a execução de avaliação dos
ativos imobilizados em serviço das concessionárias do serviço público de
distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de
remuneração, conforme disposto nesta Resolução, devem encaminhar proposta para
a Aneel, atendendo às exigências estabelecidas no presente Anexo.
Não poderão participar, direta ou
indiretamente, do presente credenciamento:
a) empresas sob falência, concurso de
credores, dissolução ou liquidação;
b) empresas que, por qualquer motivo,
foram declaradas inidôneas para licitar ou contratar com qualquer órgão da
Administração Pública Direta ou Indireta, Federal, Municipal ou do Distrito
Federal, enquanto perdurarem os motivos determinantes da punição ou até que
seja promovida a reabilitação perante a própria autoridade que aplicou a
penalidade;
c) empresas que, por qualquer motivo,
foram suspensas ou descredenciadas, pela Agência Nacional de Energia Elétrica -
Aneel, para executarem os trabalhos de avaliação dos ativos imobilizados dos
agentes do setor elétrico; e
d) empresas que possuírem em seu quadro
profissionais que tenham participado, direta ou indiretamente, de empresas que
foram suspensas ou descredenciadas.
Para estarem aptas ao credenciamento
pela Aneel, as empresas e instituições interessadas devem atender aos seguintes
requisitos:
a) Ser pessoa jurídica brasileira
regularmente constituída, sendo admitida a participação de pessoas jurídicas
estrangeiras que funcionem no país ou associadas à pessoa jurídica brasileira
na condição de consorciadas.
b) A proponente deve apresentar os
documentos que comprovem a sua regular constituição e que estão legalmente
autorizadas a exercer atividades, conforme a seguir:
b.1) ato constitutivo, estatuto ou
contrato social em vigor, devidamente registrado na Junta Comercial ou no
Registro Civil das Pessoas Jurídicas;
b.2) atos de eleição ou designação dos
atuais representantes legais da pessoa jurídica;
b.3) comprovante de inscrição no
Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica (CNPJ);
b.4) comprovante de inscrição no
cadastro de contribuintes municipal ou estadual relativo ao domicílio ou sede
da empresa; e
b.5) decreto de autorização,
devidamente arquivado, em se tratando de empresa ou sociedade estrangeira em
funcionamento no País, e ato de registro ou autorização para funcionamento
expedido pelo órgão competente, quando a atividade assim o exigir.
c) No caso da constituição de
consórcio, devem ser observadas as seguintes disposições:
c.1) a empresa líder do Consórcio será
pessoa jurídica brasileira;
c. 2) a empresa líder deve apresentar o
instrumento de constituição ou de compromisso de constituição do Consórcio,
quando da apresentação da proposta de credenciamento; e
c. 3) a(s) consorciada(s) devem
conferir à líder amplos poderes para representá-la(s) no processo de
credenciamento.
d) A empresa líder deve definir a
responsabilidade da(s) consorciada(s) quanto ao cumprimento das obrigações
técnicas e/ou contratuais, devendo os consorciados serem, obrigatoriamente,
responsáveis solidários pelo cumprimento de todas as obrigações decorrentes do
credenciamento.
e) A proponente deve apresentar
comprovação de cadastramento junto ao Sistema de Cadastramento Unificado de
Fornecedores - Sicaf ou os documentos, a seguir relacionados, que comprovem a
sua regularidade fiscal:
e.1) prova de regularidade com a
Fazenda Federal, com a apresentação de Certidões da Secretaria da Receita
Federal e da Dívida Ativa da União;
e 2) prova de regularidade com a
Fazenda Estadual, se a empresa estiver inscrita junto à Secretaria da Fazenda
Estadual; caso contrário, informar por escrito a sua não vinculação àquela
Fazenda;
e.3) prova de regularidade com a
Fazenda Municipal do domicílio ou sede da empresa; e
e.4) prova de regularidade relativa à
Seguridade Social, demonstrando situação regular no cumprimento dos encargos
sociais instituídos por lei (FGTS e INSS).
f) A proponente deve apresentar os
documentos, a seguir relacionados, para comprovação de sua boa situação
econômico-financeira:
f.1) balanço patrimonial e
demonstrações contábeis do último exercício social, já exigíveis e apresentados
na forma da lei, que comprovem a boa situação financeira da empresa, assinado
por representante da empresa e pelo contador, informando o número do Livro
Diário e respectivas folhas onde se encontram registrados, exceto quando
publicado em órgão da imprensa oficial; e
f.2) certidão negativa de falência ou
concordata, expedida pelo distribuidor da sede da empresa.
g) A proponente deve apresentar
comprovante de registro, em vigor, junto ao Conselho Regional de Engenharia,
Arquitetura e Agronomia, bem como junto ao Conselho Regional de Contabilidade
ou Conselho Regional de Economia ou Conselho Regional de Administração, da sua
sede.
h) A proponente deve apresentar
declaração de Fato Superveniente, conforme modelo adiante.
i) A proponente não pode ter qualquer
conflito ou comunhão de interesses com a concessionária contratante,
diretamente ou por meio de coligadas, pertencentes ao mesmo grupo econômico,
atual ou potencial (entendido como "potencial" os processos de
negociação de conhecimento público em andamento - fusão, incorporação,
aquisição, cisão, dentre outros) em especial com relação a atividades de auditoria,
consultoria ou assessoramento, à concessionária, a acionistas ou a qualquer
outra sociedade envolvida.
j) Exige-se, como requisito para a
participação no presente credenciamento, a independência da proponente e dos
consultores que integram sua equipe técnica, sob a forma de declaração,
conforme modelo adiante, nos seguintes termos:
j.1) a proponente deve declarar que não
realizará trabalhos de avaliação, objeto do presente credenciamento, para
concessionária (ou empresas do mesmo grupo) para a qual tenha prestado serviço
de avaliação de ativos, o qual não tenha obedecido aos critérios definidos na
presente Resolução, nos 12 (doze) meses anteriores à sua contratação; e
j.2) a proponente deve declarar que não
prestará, nos 12 (doze) meses posteriores a conclusão do serviço objeto da
presente Resolução, outros serviços de auditoria, assessoramento e/ou
consultoria à concessionária contratante do trabalho de avaliação ou a empresas
do mesmo grupo, exceção feita a trabalhos de avaliação que obedeçam
rigorosamente aos critérios e metodologia definidos na presente Resolução.
k) A empresa avaliadora proponente deve
comprovar experiência com sucesso na execução de trabalhos de avaliação de
ativos operacionais, inclusive máquinas e equipamentos, conforme exigências a
seguir:
k.1) comprovar que efetivamente
desenvolveu e concluiu, de forma satisfatória, nos últimos 5 (cinco) anos,
trabalhos em, no mínimo, 6 (seis) empresas de grande porte, isto é, empresas
com faturamento anual acima de R$ 400 milhões, no último balanço publicado; e
k.2) comprovar que efetivamente
desenvolveu e concluiu, de forma satisfatória, nos últimos 5 (cinco) anos,
trabalhos similares em, no mínimo, 2 (duas) empresas concessionárias do serviço
público de distribuição de energia elétrica no Brasil, das áreas de
distribuição ou transmissão.
l) A comprovação de experiência da
proponente, no Brasil e/ou no exterior, nos serviços que são objeto desse
credenciamento, nos termos do disposto nos subitens k.1 e k.2, deve ser
comprovada mediante apresentação de documentação que atenda às seguintes
determinações:
l.1) atestado(s) de capacidade
técnico-operacional expedido(s) por empresa(s) pública(s) ou privada(s),
emitido(s) em papel timbrado, assinado(s) por representante devidamente
autorizado da empresa contratante dos serviços, com firma reconhecida (quando
não se tratar de órgão público), que comprove a experiência apresentada e que o
serviço foi prestado de forma satisfatória. O atestado de capacidade
técnico-operacional deve trazer indicação clara e legível do cargo e nome do
representante da empresa que o assina;
l.2) referência, para eventual
consulta, incluindo nome, número de telefone e endereço eletrônico do
representante legal do contratante.
m) Os atestados de capacidade
técnica-operacional devem apresentar, no mínimo, as seguintes informações:
- Razão social do emitente;
- Razão social da empresa prestadora do
serviço;
- Especificação dos serviços prestados
(descrição detalhada que possibilite clara identificação do tipo, porte e
características do serviço executado);
- Pronunciamento quanto à adequação dos
serviços prestados;
- Local e data da realização dos
serviços e da emissão do atestado; e
- Assinatura e identificação do
emitente (nome completo legível, cargo e função).
n) A empresa avaliadora proponente deve
comprovar, quando da solicitação de credenciamento, possuir, em seu quadro
permanente, há pelo menos 3 (três) meses, profissionais de nível superior com
comprovada experiência na execução de trabalhos de avaliação de ativos
operacionais, inclusive máquinas e equipamentos, conforme exigências a seguir:
n.1) a empresa avaliadora deve
comprovar possuir, na data do credenciamento, pelo menos 3 (três) empregados ou
sócios, portadores de diploma universitário, com comprovada experiência na
execução de trabalhos similares em empresas do setor de energia elétrica no
Brasil, sendo pelo menos 1 (um) profissional da área de engenharia; e
o) A comprovação de experiência dos
profissionais da proponente, no Brasil e/ou no exterior, nos serviços que são
objeto desse credenciamento, nos termos do disposto nos subitens n.1 e n.2,
deve ser feita mediante a apresentação de atestados de capacidade técnica,
atendendo às determinações abaixo, que comprovem a efetiva participação de cada
profissional na execução de pelo menos 2 (dois) trabalhos:
o.1) atestado(s) de capacidade técnica
expedido(s) por empresa(s) pública(s) ou privada(s), emitido(s) em papel
timbrado, assinado(s) por representante devidamente autorizado da empresa
contratante dos serviços, com firma reconhecida (quando não se tratar de órgão
público), que comprove a realização do serviço respectivo e que o mesmo foi
prestado de forma satisfatória. O atestado de capacidade técnica deve trazer
indicação clara e legível do cargo e nome completo do representante da empresa que
o assina; e
p) Os atestados de capacidade técnica
devem apresentar, no mínimo, as seguintes informações:
- Razão social do emitente;
- Razão social da empresa prestadora do
serviço;
- Nome(s) completo(s) do(s)
profissional(ais) que efetivamente participou(aram) do serviço;
- Especificação dos serviços prestados
(descrição detalhada que possibilite clara identificação do tipo, porte e
características do serviço executado);
- Pronunciamento quanto à adequação dos
serviços prestados;
- Local e data da realização dos
serviços e da emissão do atestado; e
- Assinatura e identificação do
emitente (nome completo legível, cargo e função).
q) A proponente deve apresentar, para
cada um dos profissionais relacionados nos subitens n.1 e n.2, os seguintes
documentos:
q.1) curriculum vitae,
devidamente assinado pelo profissional, contendo a formação acadêmica, endereço
completo, telefone e e-mail para contato, áreas de especialização e descrição
objetiva da experiência profissional;
q.2) cópia do registro na entidade
profissional competente, juntamente com cópia da última anuidade paga ou
declaração de regularidade expedida pela instituição a, no máximo, 90 (noventa)
dias; e
x) A empresa avaliadora credenciada
nesta Aneel terá seu cadastro renovado, por 24 (vinte e quatro) meses, a partir
da data da publicação desta Resolução, desde que mencionado cadastro esteja
atualizado.
A Aneel manterá o cadastro das empresas
credenciadas, o qual poderá ser consultado por qualquer pessoa e estará
permanentemente aberto à inscrição de novos interessados.
A Aneel terá um prazo de até 30
(trinta) dias para decidir sobre os pedidos de credenciamento que lhe forem
formulados, entregando aos novos interessados, quando for o caso, o Certificado
de Credenciamento.
Para renovação do credenciamento, a
empresa avaliadora deve submeter à Aneel o pedido de renovação do
credenciamento, 60 (sessenta) dias antes do término do prazo estabelecido em Despacho.
A Aneel terá o prazo de 45 (quarenta e
cinco) dias para se manifestar a respeito do pedido de renovação a que se
refere o parágrafo anterior.
A Aneel, antes de manifestar-se sobre o
pedido de renovação do credenciamento, deve promover uma análise criteriosa
sobre a qualidade dos trabalhos realizados pela empresa avaliadora, na qual
deve ser observado se a metodologia e os critérios estabelecidos nesta
Resolução foram atendidos.
6.2. Critérios para Suspensão e
Cancelamento do Credenciamento
a) agir com má fé, imprudência ou
imperícia;
b) não cumprir os critérios
estabelecidos na presente Resolução;
c) não observar padrões adequados de
eficiência e qualidade nos serviços prestados; e
d) submeter a terceiros a execução dos
serviços objeto dos contratos decorrentes desse credenciamento.
6.3. Disposições Finais
A Aneel disponibilizará em seu site na
internet, no endereço eletrônico www.aneel.gov.br, relação das empresas
avaliadoras credenciadas, apresentando informações resumidas sobre cada uma e
dados como endereço completo, telefones, fax, e-mail, entre outros, que
possibilitem o contato com a empresa.
O processo de credenciamento estará
aberto para as empresas avaliadoras interessadas no dia seguinte à publicação
da presente Resolução no Diário Oficial da União.
As empresas avaliadoras interessadas
devem encaminhar a documentação exigida, mediante correspondência dirigida à
Aneel, mencionando no envelope "Credenciamento para a execução de
avaliação dos ativos imobilizados em serviço das concessionárias do serviço
público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de
remuneração".
A empresa avaliadora credenciada não
pode participar, simultaneamente, em mais de 3 trabalhos. A empresa que
descumprir o disposto está sujeita ao descredenciamento por esta Agência.
APÊNDICES
APÊNDICE I
DECLARAÇÃO DE INDEPENDÊNCIA
Local e Data
A
____________________________________(nome da proponente), inscrita no CNPJ/MF
sob o nº _________________, declara, para fins de participação no processo de
Credenciamento referente aos serviços de execução de avaliação dos ativos das
concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, para
fins da composição da base de remuneração, que não realizará trabalhos de
avaliação, objeto do presente credenciamento, para concessionária (ou empresas
do mesmo grupo) para a qual tenha prestado serviço de avaliação de ativos, que
não obedeça aos critérios definidos na Resolução nº ___________, nos últimos 12
(doze) meses anteriores à contratação, e, da mesma forma, que não prestará, nos
próximos 12 (doze) meses, posteriores à conclusão dos serviços, outros serviços
de auditoria, avaliação, assessoramento e/ou consultoria à concessionária
contratante do trabalho de avaliação ou a empresas do mesmo grupo, exceção
feita a trabalhos de avaliação que obedeçam rigorosamente aos critérios e
metodologia definidos na Resolução nº _______________.
Brasília, de de 2006.
APÊNDICE II
DECLARAÇÃO DE FATO SUPERVENIENTE
A
___________________________________________ (nome da proponente), CNPJ/MF nº
________________, declara, sob as penas da Lei, que não existem fatos
comprometedores de sua habilitação no Credenciamento nº______________ referente
aos serviços de execução de avaliação dos ativos das concessionárias do serviço
público de distribuição de energia elétrica, para fins da composição da base de
remuneração, e se compromete a informar à Aneel, no prazo máximo de 72 horas, a
ocorrência de fatos supervenientes que venham a comprometer suas condições de
habilitação e qualificação.
E por ser a expressão fiel da verdade,
firma a presente.
Brasília, de de 2006.
_______________________________________________
Razão Social da Empresa
Nome Completo e Cargo de seu
Representante Legal
Apêndice III - Resumo da Base de
Remuneração
Folha com o Resumo da Base de
Remuneração, conforme modelo a seguir:
|
Agência Nacional de Energia
Elétrica - Aneel |
Revisão Tarifária Períodica
Resumo da Base de Remuneração
Concessionária:
Contrato de Concessão nº ______________
Empresa Contratada para o Trabalho de
Elaboração do Laudo de Avaliação:
Base de Remuneração - Resolução Aneel
nº xxxx, de xx/xx/2006
|
Em Reais |
||
|
Nº |
Discriminação dos Itens |
Valor |
|
01 |
Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
02 |
Almoxarifado de Operação |
|
|
03 |
Ativo Diferido |
|
|
04 |
Obrigações Especiais (-) |
|
|
Total da Base de Remuneração |
|
|
Local e data
Assinaturas dos Responsáveis pela Concessionária
A Concessionária deve encaminhar à Superintendência
de Fiscalização Econômica - SFF/Aneel, por meio de Ofício ou Carta, o laudo de
avaliação com seus respectivos anexos e arquivos em meio magnético, devidamente
assinado pelo representante legal da concessionária, acompanhado da Declaração
de Independência e da Declaração de Fato Superveniente, citadas no tópico
Credenciamento.
|
Concessionária: |
|
||
|
Data-base 1º ciclo: |
|
||
|
Data-base 2º ciclo: |
|
||
|
Quadro Auxiliar A - Base Blindada Atualizada 1º
Ciclo |
|||
|
Conta |
Ativo imobilizado em Serviço |
R$ |
|
|
Intangíveis |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(Proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Terrenos |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Reservatórios, Barragens e Adutoras |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Máquinas e Equipamentos |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Veículos |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Móveis e Utensílios |
VNR |
VNR da Base aprovada pela Aneel no 1º ciclo |
|
|
|
(-) Baixas no VNR da Base do 1º ciclo ocorridas
durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção do VNR pelo IGP-M |
|
|
|
|
VNR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
Depreciação acumulada da Base aprovada pela Aneel
no 1º ciclo |
|
|
|
|
(-) Baixas na Depreciação acumulada do 1º ciclo
ocorridas durante o 2º ciclo |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
excluídas as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
|
(+) Parcela de correção da Depreciação acumulada
pelo IGP-M |
|
|
|
|
(+) Parcela da depreciação ocorrida entre 1º e 2º
ciclos |
|
|
|
|
Depreciação acumulada da Base do 1º ciclo
atualizada |
|
|
|
VMU |
VMU da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
VBR |
(-) Parcela do índice de aproveitamento
(proporcional ao aplicado no 1º ciclo) |
|
|
|
|
VBR da Base do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Total AIS |
VNR |
|
|
|
Depreciação Acumulada |
|
||
|
VMU |
|
|
|
|
VBR |
|
|
|
|
Concessionária: |
|
|
|
Data-base 1º ciclo: |
|
|
|
Data-base 2º ciclo: |
|
|
|
Quadro Auxiliar B - Base Blindada Atualizada 1º
Ciclo |
||
|
Conta |
Demais contas integrantes da Base de Remuneração |
R$ |
|
Almoxarifado em Operação |
Almoxarifado em operação do 1º ciclo |
|
|
(+) Parcela da correção pelo IGP-M |
|
|
|
(+) Ajuste movimentações no 2º ciclo |
|
|
|
Almoxarifado em operação do 1º ciclo atualizado |
|
|
|
Ativo Diferido |
Ativo Diferido do 1º ciclo |
|
|
(+) Parcela da correção pelo IGP-M |
|
|
|
(+) Ajuste movimentações no 2º ciclo |
|
|
|
Ativo Diferido do 1º ciclo atualizado |
|
|
|
Capital de Giro |
Capital de Giro do 1º ciclo |
|
|
(+) Parcela da correção pelo IGP-M |
|
|
|
(+) Ajuste do 2º ciclo |
|
|
|
Capital de Giro do 1º ciclo atualizado |
|
|
|
Obrigações Especiais |
OE no 1º ciclo |
|
|
(-) Parcela referente as baixas do 2º ciclo |
|
|
|
OE da Base do 1º ciclo excluídas as baixas do 2º
ciclo |
|
|
|
(+) Parcela da correção pelo IGP-M |
|
|
|
OE do 1º ciclo atualizada |
|
|
|
Concessionária: |
||||||||||||
|
Quadro 1A - Resumo por Conta - Base Blindada
Atualizada 1º ciclo |
||||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
||||||||||||
|
Conta Contábil |
Dados Contábeis |
Valores de Avaliação |
||||||||||
|
Valor Original (Custo Corrigido) (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor Residual (R$) |
% Depreciado |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) |
% Depreciado |
Valor excluído pelo índice de aproveitamento (R$) |
Valor Final Apurado Para a BR (R$) |
|||
|
Valor de Fábrica |
Custos adicionais |
VNR |
||||||||||
|
A |
b |
c |
d=b/a |
e |
f |
g=e+f |
h |
i=g-h |
j=h/g |
k |
l=i-k |
|
|
1. Intangíveis - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Servidões permanentes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Softwares |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.3. Outros |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Terrenos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Terrenos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Terrenos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Terrenos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Terrenos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1. Edificações, obras civis e benfeitorias -
geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2. Edificações, obras civis e benfeitorias -
distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.3. Edificações, obras civis e benfeitorias -
administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.4. Edificações, obras civis e benfeitorias -
comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Máquinas e Equipamentos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.1. Máquinas e equipamentos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2. Máquinas e equipamentos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.3. Máquinas e equipamentos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.4. Máquinas e equipamentos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.1. Veículos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.2. Veículos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.3. Veículos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4. Veículos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.1. Móveis e utensílios - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.2. Móveis e utensílios - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.3. Móveis e utensílios - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.4. Móveis e utensílios - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Geral Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Almoxarifado de Operação |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ativo Diferido |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Obrigações Especiais |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Base de Remuneração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
|||||||||||||
|
Quadro 1B - Resumo por Conta - Incremental 2º
Ciclo (Bens elegíveis) |
|||||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
|||||||||||||
|
Conta Contábil |
Dados Contábeis |
Dados do Relatório de Avaliação |
|||||||||||
|
Valor Original (Custo Corrigido) (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor Residual (R$) |
% Depreciado |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
|
Valor excluído pelo índice de aproveitamento (R$) |
VNR menos valor do pelo índice de aproveitameto
(R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) = Valor na Base de
Remuneração (VBR) (R$) |
% Depreciado |
|||
|
Valor da Fábrica |
Componente menor |
Custos Adicionais |
VNR |
||||||||||
|
|
A |
b |
c |
d=b/a |
e |
f |
G |
h=e+f+g |
i |
j=h-i |
k |
l=j-k |
m=k/j |
|
1. Intangíveis - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Servidões permanentes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Softwares |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.3. Outros |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Terrenos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Terrenos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Terrenos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Terrenos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Terrenos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1. Edificações, Obras Civis E Benfeitorias -
geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2. Edificações, obras civis e benfeitorias -
distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.3. Edificações, obras civis e benfeitorias -
administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.4. Edificações, obras civis e benfeitorias -
comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Máquinas e Equipamentos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.1. Máquinas e equipamentos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2. Máquinas e equipamentos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.3. Máquinas e equipamentos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.4. Máquinas e equipamentos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.1. Veículos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.2. Veículos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.3. Veículos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4. Veículos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.1. Móveis e utensílios - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.2. Móveis e utensílios - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.3. Móveis e utensílios - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.4. Móveis e utensílios - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Geral Ativo Imobilizado Elegível em Servço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Almoxarifado de Operação |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ativo Diferido |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Obrigações Especiais |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Base de Remuneração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
|||||||||||||
|
Quadro 1B1 - Resumo por Conta - Incremental 2º
Ciclo (Bens não elegíveis) |
|||||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
|||||||||||||
|
Conta Contábil |
Dados Contábeis |
Dados do Relatório de Avaliação |
|||||||||||
|
Valor Original (Custo Corrigido) (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor Residual (R$) |
% Depreciado |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
VNR |
Valor excluído pelo índice de aproveitamento (R$) |
VNR menos valor do índice de aproveitamento (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) = Valor na Base de
Remuneração (VBR) (R$) |
% Depreciado |
|||
|
Valor de Fábrica |
Componente menor |
Custos Adicionais |
|||||||||||
|
|
a |
b |
c |
d=b/a |
e |
f |
G |
h=e+f+g |
i |
j=h-i |
k |
l=j-k |
m=k/j |
|
1. Intangíveis - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Servidões permanentes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Softwares |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.3. Outros |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Terrenos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Terrenos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Terrenos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Terrenos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Terrenos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1.Edificações, obras civis e benfeitorias -
geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2. Edificações, obras civis e benfeitorias -
distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.3. Edificações, obras civis e benfeitorias -
administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.4. Edificações, obras civis e benfeitorias -
comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Máquinas e Equipamentos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.1. Máquinas e equipamentos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2. Máquinas e equipamentos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.3. Máquinas e equipamentos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.4. Máquinas e equipamentos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.1. Veículos - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.2. Veículos - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.3. Veículos - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4. Veículos - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.1. Móveis e utensílios - geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.2. Móveis e utensílios - distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.3. Móveis e utensílios - administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.4. Móveis e utensílios - comercialização |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Geral Ativo Imobilizado Elegível em Servço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Almoxarifado de Operação |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ativo Diferido |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Obrigações Especiais |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Base de Remuneração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
|||||||||||||||
|
Quadro 1C - Resumo Consolidado por
Conta - Base Blindada Atualizada 1º ciclo + Incremental 2º ciclo (Bens
elegíveis) |
|||||||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
|||||||||||||||
|
Conta Contábil |
Dados Contábeis |
Valores de Avaliação |
|||||||||||||
|
Valor Original (Custo Corrigido) (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor Residual (R$) |
% Depreciado |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
Valor excluído pelo índice de Aproveitamento (R$) |
VNR menos valor do índice de aproveitamento (R$) |
Depreciação Acumula da (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) (R$) |
Valor excluído pelo índice de aproveitamento (R$) |
Valor da Base de Remuneração (VBR) (R$) |
% Depreciado |
||||
|
Valor de Fábrica |
Componente menor |
Custos Adicionais |
VNR |
||||||||||||
|
a |
b |
c |
d=b/a |
E |
f |
g |
h=e+f+g |
i |
j=h-i |
k |
l=j-k |
m |
|
m=k/j |
|
|
1. Intangíveis - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Servidões permanentes - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Servidões permanentes - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Softwares - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Softwares - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.3. Outros - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.3. Outros - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Terrenos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Terrenos - geração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Terrenos - geração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Terrenos - distribuição - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Terrenos - distribuição - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Terrenos - administração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.3. Terrenos - administração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Terrenos - comercialização - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.4. Terrenos - comercialização - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Reservatórios, Barragens e Adutoras - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1. Edificações, obras civis e benfeitorias -
geração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.1. Edificações, obras civis e benfeitorias -
geração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2. Edificações, obras civis e benfeitorias -
distribuição - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.2. Edificações, obras civis e benfeitorias -
distribuição - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.3. Edificações, obras civis e benfeitorias -
administração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.3. Edificações, obras civis e benfeitorias -
administração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.4. Edificações, obras civis e benfeitorias -
comercialização - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4.4. Edificações, obras civis e benfeitorias -
comercialização - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Máquinas e Equipamentos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.1. Máquinas e equipamentos - geração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.1. Máquinas e equipamentos - geração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2. Máquinas e equipamentos - distribuição - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2. Máquinas e equipamentos - distribuição -2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.3. Máquinas e equipamentos - administração - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.3. Máquinas e equipamentos - administração - 2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.4. Máquinas e equipamentos - comercialização -
1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.4. Máquinas e equipamentos - comercialização -
2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.1. Veículos - geração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.1. Veículos - geração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.2. Veículos - distribuição - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.2. Veículos - distribuição - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.3. Veículos - administração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.3. Veículos - administração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4. Veículos - comercialização - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6.4. Veículos - comercialização - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.1. Móveis e utensílios - geração - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.1. Móveis e utensílios - geração - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.2. Móveis e utensílios - distribuição - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.2. Móveis e utensílios - distribuição - 2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.3. Móveis e utensílios - administração - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.3. Móveis e utensílios - administração - 2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.4. Móveis e utensílios - comercialização - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7.4. Móveis e utensílios - comercialização - 2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Geral Ativo Imobilizado |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Elegível em Servço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Almoxarifado de Operação |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ativo Diferido |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Obrigações Especiais - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Obrigações Especiais - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Obrigações Especiais - total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Base de Remuneração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
|||||||||
|
Quadro 2A - Resumo por Conta - Base Blindada
Atualizada 1º Ciclo |
|||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
|||||||||
|
Grupo de Ativos |
Valores Blindados Atualizados de Avaliação |
||||||||
|
Valor Contábil Depreciado (R$) |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) (R$) |
Valor Excluído Pelo Índ. Aproveit. (R$) |
Valor Final Apurado para BR (R$) |
% total do ativo imobilizado em serviço |
|||
|
Valor de Fábrica |
Custos Adicionais |
VNR |
|||||||
|
a |
b |
c=a+b |
d |
e=c-d |
f |
g |
|
||
|
1. Total Geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Total Usinas Termoelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Total Usinas Hidrelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Total Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Total Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Total Linhas e Redes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Outros Imóveis (não associados a geração ou
distribuição) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Medidores |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Intangíveis |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. Máquinas e Equipamentos - Administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
||||||||||
|
Quadro 2B - Resumo por Conta - Incremental 2º
Ciclo (Bens elegíveis) |
||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
||||||||||
|
Grupo de Ativos |
Dados do Relatório de Avaliação |
|||||||||
|
Valor Contábil Depreciado (R$) |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
Valor excluído pelo índice de Aproveitamento (R$) |
VNR menos valor do índice de Aproveita-mento (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) = Valor na Base de
Remuneração (VBR) (R$) |
% total do ativo imobilizado em serviço |
||||
|
Valor de Fábrica |
Componente menor |
Custos Adicionais |
VNR |
|||||||
|
a |
b |
c |
d=a+b+c |
E |
f=d-e |
g |
h=f-g |
|||
|
1. Total Geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Total Usinas Termoelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Total Usinas Hidrelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Total Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Total Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Total Linhas e Redes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Outros Imóveis (não associados a geração ou
distribuição) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Medidores |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Intangíveis |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. Máquinas e Equipamentos - Administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
||||||||||
|
Quadro 2B1 - Resumo por Conta - Incremental 2º
Ciclo (Bens não elegíveis) |
||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
||||||||||
|
Grupo de Ativos |
Dados do Relatório de Avaliação |
|||||||||
|
Valor Contábil Depreciado (R$) |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
Valor excluído pelo índice de aproveitamento (R$) |
VNR menos valor do índice de aproveitamento (R$) |
Depreciação Acumulada (R$) |
Valor de Mercado em Uso (VMU) = Valor na Base de Remuneração (VBR) (R$) |
% total do ativo imobilizado em serviço |
||||
|
Valor de Fábrica |
Componente menor |
Custos Adicionais |
VNR |
|||||||
|
a |
b |
c |
d=a+b+c |
e |
f=d-e |
g |
h=f-g |
|||
|
1. Total Geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Total Usinas Termoelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Total Usinas Hidrelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Total Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Total Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Total Linhas e Redes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Outros Imóveis (não associados a geração ou
distribuição) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Medidores |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Intangíveis |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. Máquinas e Equipamentos - Administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
|||||
|
Quadro 2C - Resumo Consolidado por
Conta - Base Blindada Atualizada 1º Ciclo + Incremental 2º Ciclo (Bens
elegíveis) |
|||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
|||||
|
Valores de Avaliação |
|||||
|
Grupo de Ativos |
Valor Contábil Depreciado (R$) |
Valor Novo de Reposição (VNR) (R$) |
|||
|
Valor de Fábrica |
Componente menor |
Custos Adicionais |
VNR |
||
|
a |
b |
c |
d=a+b+c |
||
|
1. Total Geração |
|
|
|
|
|
|
1.1. Total Usinas Termoelétricas |
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2. Total Usinas Hidrelétricas |
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras - 2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
2. Total Distribuição |
|
|
|
|
|
|
2.1. Total Subestações |
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias -
2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2. Total Linhas e Redes |
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
3. Outros Imóveis (não associados a geração ou
distribuição) |
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
4. Medidores - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
4. Medidores - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
6. Veículos - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
6. Veículos - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
8. Intangíveis - 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
8. Intangíveis - 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
9. Máquinas e Equipamentos - Administração - 1º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
9. Máquinas e Equipamentos - Administração - 2º
ciclo |
|
|
|
|
|
|
Total Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
|||||
|
Data-base 1º ciclo: |
|||||
|
Data-base 2º ciclo: |
|||||
|
Quadro 3A - Resumo por Conta - Base Blindada
Atualizada 1º Ciclo |
|||||
|
Conta |
VNR (R$) |
Depreciação (R$) |
VMU (R$) |
IA (R$) |
VBR (R$) |
|
Intangíveis |
|
|
|
|
|
|
Terrenos |
|
|
|
|
|
|
Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
Veículos |
|
|
|
|
|
|
Móveis e Utensílios |
|
|
|
|
|
|
Total do Ativo Imobilizado em Serviço |
|
|
|
|
|
|
Capital de giro |
|
|
|||
|
Almoxarifado de Operação |
|
|
|||
|
Ativo Diferido |
|
|
|||
|
Obrigações Especiais |
|
|
|||
|
Total da Base de Remuneração |
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
||||||||
|
Data-base 1º ciclo: |
||||||||
|
Data-base 2º ciclo: |
||||||||
|
Quadro 3C - Resumo Consolidado por
Conta - Base Blindada Atualizada 1º Ciclo + Incremental 2º Ciclo (Bens
elegíveis) |
||||||||
|
Conta |
|
VNR (R$) |
IA (R$) |
VNR-IA (R$) |
Depreciação (R$) |
VMU (R$) |
IA(R$) |
VBR (R$) |
|
Intangíveis |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Intangíveis |
|||||||
|
Terrenos |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Terrenos |
|||||||
|
Reservatórios, Barragens e Adutoras |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Reser., Barr. E Adut. |
|||||||
|
Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Edif., Obras Civis e Benf. |
|||||||
|
Máquinas e Equipamentos |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Máquians e Equipamentos |
|||||||
|
Veículos |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Veículos |
|||||||
|
Móveis e Utensílios |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da avaliação Móveis e Utensílios |
|||||||
|
Total do Ativo Imobilizado em Serviço |
||||||||
|
Almoxarifado de Operação |
|
|||||||
|
Ativo Diferido |
|
|||||||
|
Obrigações Especiais |
Atualização do 1º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Incremental do 2º ciclo |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da conta Obrigações Especiais |
|
|
|
|
|
|
|
|
Total da Base de Remuneração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
||||||||||||||||||
|
Quadro 4 - Resumo de Sobras - Incremental 2º
Ciclo (Bens elegíveis) |
||||||||||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
||||||||||||||||||
|
Grupo de Ativos |
Dados Contábeis |
Dados Físicos |
Sobras Físicas |
Sobras Contábeis |
||||||||||||||
|
Total de itens contábeis) (lançamentos contábeis |
Custo corrigido contábil (R$) |
Valor residual contábil (R$) |
Total de itens inventariados fisicamente |
VNR menos IA (R$) |
VBR (R$) |
Quantidade de itens |
VNR menos IA (R$) |
VBR (R$) |
% do total de itens inventariados |
% do VNR-IA total avaliado |
% do VBR total avaliado |
Quantidade de itens |
Custo corrigido contábil (R$) |
Valor residual contábil (R$) |
% do total de itens contabeis |
% do custo corrigido (R$) |
% do valor residual (R$) |
|
|
(a) |
(b) |
(c) |
(d) |
(e) |
(f) |
(g) |
(h) |
(i) |
(j) = (g)/(d) |
(k)=(h)/(e) |
(l)=(i)/(f) |
(m) |
(n) |
(o) |
(p)=(m)/(a) |
(q)=(n)/ (b) |
(r)=(o)/(c) |
|
|
1. Total Geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Total Usinas Termoelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Total Usinas Hidrelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Total Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Total Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Total Linhas e Redes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Outros Imóveis (não associados a geração ou
distribuição) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis e
Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Medidores |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Máquinas e Equipamentos - Administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. Intangíveis |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.1. Servidões |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.2. Softwares |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.3. Outros |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Geral |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
||||||||||||||||||
|
Quadro 4A - Resumo de Sobras - Incremental 2º
Ciclo (Bens não elegíveis) |
||||||||||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
||||||||||||||||||
|
Grupo de Ativos |
Dados Contábeis |
Dados Físicos |
Sobras Físicas |
Sobras Contábeis |
||||||||||||||
|
Total de itens contábeis (lançamentos contábeis) |
Custo corrigido contábil (R$) |
Valor residual contábil (R$) |
Total de itens inventariados fisicamente |
VNR menos IA (R$) |
VBR (R$) |
Quantidade de itens |
VNR menos IA (R$) |
VBR (R$) |
% do total de Itens inventariados |
% do VNR- IA total avaliado |
% do VBR total avaliado |
Quantidade de itens |
Custocorrigido contábil(R$) |
Valor residual contábil (R$) |
% do total de itens contabeis |
% do custo corrigido(R$) |
% do valor residual (R$) |
|
|
(a) |
(b) |
(c) |
(d) |
(e) |
(f) |
(g) |
(h) |
(i) |
(j) = (g)/(d) |
(k)=(h)/ (e) |
(l)=(i)/ (f) |
(m) |
(n) |
(o) |
(p)=(m)/(a) |
(q)=(n)/ (b) |
(r)=(o)/ (c) |
|
|
1. Total Geração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Total Usinas Termoelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.1.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2. Total Usinas Hidrelétricas |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.4. Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.5. Reservatórios, Barragens e Adutoras |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Total Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1. Total Subestações |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.1. Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.2. Edificações, Obras Civis e Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.1.3. Máquinas e Equipamentos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2. Total Linhas e Redes |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.1. Materias e Equipamentos - Rede
Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.2. Materias e Equipamentos - Linha
Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.3. Cabos - Rede de Distribuição |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.2.4. Cabos - Linha Subtransmissão |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Outros Imóveis (não associados a geração ou
distribuição) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.1. Outros Terrenos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Outras Edificações, Obras Civis E
Benfeitorias |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. Medidores |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Iluminação Pública |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6. Veículos |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7. Móveis e Utensílios |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8. Máquinas e Equipamentos - Administração |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9. Intangíveis |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.1. Servidões |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.2. Softwares |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.3. Outros |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total Geral |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Concessionária: |
||||||||||
|
Quadro 5 - Comparativo contábil x avaliado do
Incremental 2º ciclo |
||||||||||
|
Data base: xx/xx/xxxx |
||||||||||
|
|
Dados Contábeis |
Dados Físicos |
||||||||
|
Custo corrigido |
% |
Valor residual |
% |
VNR |
% |
VNR menos IA |
% |
VBR |
% |
|
|
Bens Elegíveis Conciliados |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bens Não Elegíveis Conciliados |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sobra Contábil Elegível |
|
|
|
|
|
|||||
|
Sobra Contábil Não Elegível |
|
|
|
|
|
|||||
|
Sobra Física Elegível |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Sobra Física Não Elegível |
|
|
|
|
|
|
||||
|
Total |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ANEXO V
Define o valor a ser considerado como
redutor tarifário a título de Outras Receitas, no segundo ciclo de revisão
tarifária das concessionárias de distribuição de energia elétrica, conforme
estabelecido no inciso V do art. 6º desta Resolução.
Metodologia de Apuração de Outras
Receitas
A apuração de outras receitas
concentra-se na definição da receita regulatória de compartilhamento de
infra-estrutura e sua reversão parcial em prol da modicidade tarifária.
A receita de compartilhamento de
infra-estrutura deve ser identificada, para cada concessionária de
distribuição, a partir dos contratos de compartilhamento firmados, os quais
deverão ser apresentados quando do processo de revisão tarifária periódica.
Identificada a receita de compartilhamento e visando a implementação do
incentivo de manter para a concessionária a remuneração sobre o capital próprio
associado aos ativos compartilhados, deve ser considerado 90% (noventa por
cento) do valor apurado como redutor tarifário a título de Outras Receitas, ou
seja:
Outras Receitas = 0,90 X Rcomp
onde:
Rcomp = Receita de compartilhamento
estimada para o Ano-Teste.
Não serão consideradas na apuração de
outras receitas aquelas decorrentes de:
- Atividades Extraconcessão;
- Serviços Cobráveis ou Taxados;
- Serviços de Consultoria; e
- Aluguéis de Imóveis.
Outras atividades não citadas nesta
metodologia, que vierem a ser identificadas, serão avaliadas e suas receitas
sujeitar-se-ão às seguintes regras:
- Receitas decorrentes de atividades
que não têm custos cobertos pelas tarifas do serviço básico não devem ser
revertidas para modicidade tarifária como outras receitas, mas por meio de
ajustes naturais na empresa de referência no ciclo seguinte;
- Receitas de atividades cujos custos
compõem as tarifas do serviço básico devem ser revertidas, em parte, para a
modicidade tarifária, visando a recuperação desses custos. Nesse caso, também
deve ser revertido, em prol da modicidade tarifária, 90% (noventa por cento) da
receita da atividade estimada no Ano-Teste.
ANEXO VI
Define a metodologia a ser utilizada,
no segundo ciclo de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de
energia elétrica, para cálculo dos componentes Xe e Xa do Fator X, conforme
estabelecido no inciso VI do art. 6º desta Resolução.
Metodologia de Cálculo do Fator X
I - Componente Xe
O cálculo do componente Xe é realizado
pelo método de Fluxo de Caixa Descontado - FCD, do tipo prospectivo (forward
looking), que tem por objetivo valorar as receitas e despesas futuras da
concessionária, dado um determinado crescimento de mercado. De acordo com esse
método, o componente Xe é aquele que iguala a taxa interna de retorno do fluxo
de caixa regulatório da concessionária no período tarifário ao custo de capital
(WACC).
As equações que explicam como o fluxo
de caixa dos ativos afeta a rentabilidade da concessionária de distribuição no
período tarifário são:
(1)
(2)
onde:
FC1: Fluxo de caixa da concessionária
no período tarifário;
RO1: Receitas operacionais da
concessionária no período tarifário, igual ao valor da Parcela B da receita;
O&M1: Custos de operação e
manutenção da concessionária no período tarifário, considerando os custos para
provisão dos devedores duvidosos;
A1: Valor dos ativos da concessionária
ao final do período tarifário;
A0: Valor dos ativos da concessionária
na data da revisão tarifária;
d1: Valor da depreciação acumulada no
período tarifário; e
Inv1: Investimentos previstos para o
período tarifário.
A equação a seguir apresenta a evolução
financeira da concessionária pela abordagem de fluxo de caixa descontado, na
qual se iguala o valor inicial dos ativos (A0) ao valor presente líquido (VPL)
dos fluxos de caixa, adicionado do valor presente líquido dos ativos ao final
do período tarifário (A1).
A0 = VPL (FC1) +VPL (A1) (3)
A capacidade real de geração de fluxo
de caixa da concessionária durante o período tarifário é dada pela relação
entre as equações (1) e (2) com a equação (3):
(4)
que também pode ser expressa como:
(5)
O componente Xe a ser determinado é
aquele para o qual a taxa de desconto "r", que equilibra a equação
anterior, considerando a soma das anuidades para um período de "N"
anos, e o regime fiscal vigente no Brasil para o imposto de renda, é igual ao
custo de capital da concessionária (WACC), estabelecido na revisão tarifária
periódica. A equação de cálculo do componente Xe é dada por:
(6)
onde:
g: alíquota resultante do imposto de
renda e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL); e
AN: valor dos ativos ao final do
período tarifário.
Para se utilizar a metodologia de FCD,
através da equação (6), é necessário estimar, para o período tarifário, as
seguintes variáveis: receita; custos operacionais; investimentos; e base de
remuneração. Receita
A receita tarifária é determinada a
partir do mercado de energia elétrica projetado, desagregado por classe de
consumo, para o período tarifário e pela tarifa calculada pela divisão entre a
Parcela B da classe de consumo, definida na revisão tarifária periódica, e o
respectivo mercado de energia do Ano-Teste. Nos anos seguintes a esse período,
tal tarifa será modificada com a inclusão do componente Xe com o propósito de
refletir os ganhos de escala estimados.
Para a definição do mercado de energia,
são utilizadas as projeções informadas pelas concessionárias, após análises
realizadas pela Superintendência de Regulação Econômica - SRE/Aneel, a fim de
verificar se guardam coerência com os valores históricos e com aqueles valores
informados ao Ministério de Minas e Energia - MME, em atendimento ao art. 17 do
Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, que estabelece que os agentes de
distribuição deverão informar, até 1º de agosto de cada ano, as previsões de
seus mercados ou cargas para os cinco anos subseqüentes. Além disso, tais
projeções deverão guardar coerência com os valores históricos e com a demanda
informada tal como o formato preliminar do Prodist.
Custos Operacionais
Os custos de operação, manutenção,
administração e gestão comercial são projetados para o período tarifário com
base nos custos da Empresa de Referência, referenciados à data do reposicionamento
tarifário. Para cada um desses grupos de custo, estima-se o custo futuro
relativo às parcelas de mão-de-obra, material e serviços.
Os custos são projetados de acordo com
a estimativa da quantidade de consumidores, do mercado (MWh) e do número de
empregados, o qual considera a previsão da quantidade de consumidores e o
índice de produtividade da Empresa de Referência.
Para estimar a quantidade futura de
consumidores de cada concessionária, é utilizado um modelo de tendência
histórica, baseado em informação histórica da quantidade de clientes,
discriminados por nível de tensão, para o período mais longo disponível.
Depreciação
É a depreciação dos ativos físicos
correspondentes às instalações de distribuição que formam a base de remuneração
da concessionária. A taxa de depreciação é aquela estabelecida na revisão
tarifária periódica.
Impostos
Para o Imposto de Renda e a
Contribuição Social sobre o Lucro líquido (CSLL), é considerada a alíquota de
34% (25% e 9%, respectivamente).
Investimentos
As projeções de investimentos incluem
os investimentos em expansão do sistema, para atender o crescimento do mercado
devido à incorporação de novos consumidores e ao aumento de carga dos
consumidores existentes, além daqueles referentes à renovação dos ativos de
distribuição que chegaram ao final de sua vida útil.
Os investimentos considerados
necessários são exclusivamente aqueles em instalações de distribuição, já que
os investimentos relacionados à gestão comercial, à administração e outros,
tais como veículos, software etc são reconhecidos nos custos
da Empresa de Referência.
Investimentos em expansão
As concessionárias informarão os planos
de investimentos em distribuição e subtransmissão, que serão analisados pela
Aneel de acordo com o histórico de investimentos e com o auxílio de ferramentas
específicas.
Os investimentos em redes elétricas de
média e baixa tensão, adotados no cálculo do componente Xe, são definidos
regulatoriamente com base nas informações apresentadas pela distribuidora no
Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD, e poderão ser avaliados com o
auxílio de ferramentas de planejamento agregado de investimentos nas redes de
distribuição, em média e baixa tensão, e com base no histórico de investimentos
dos anos anteriores. O crescimento de mercado dos consumidores com livre opção
de compra de energia também é incluído nessa avaliação. Até a regulamentação do
Prodist, o PDD poderá ser solicitado diretamente à concessionária por ofício,
preferencialmente no formato de tal Procedimento.
Os investimentos em redes elétricas de
alta tensão, informados pelas concessionárias, são analisados com o auxílio da
projeção de demanda por barramento da rede, associada à apresentação de um
estudo de fluxo de carga para essas redes, bem como o plano de ampliação
justificado, e por meio do histórico de investimentos.
Os investimentos em redes elétricas, adotados
no fluxo de caixa do componente Xe, tanto para baixa e média tensões quanto
para alta tensão, representam o montante de investimento global a ser
considerado regulatoriamente e são resultantes da análise, por parte das
Superintendências de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD/Aneel e da
Regulação Econômica - SRE/Aneel, no que se refere à viabilidade econômica do
investimento global para a concessionária, ao impacto tarifário e ao efetivo
benefício técnico frente ao investimento a ser realizado.
Investimentos em renovação do sistema
de distribuição
Para a estimativa dos investimentos em
renovação, parte-se da premissa de que todos os anos são renovados os ativos
que chegaram ao fim de sua vida útil, sendo necessário efetuar a renovação da
rede em uma quantidade de anos igual à vida útil das instalações. Nesse
sentido, os investimentos em renovação, para cada tipo de ativo, serão dados
por:
onde:
n: Vida útil do ativo considerado,
expressa em anos;
AIS (-kn) : Ativo Imobilizado em
Serviço - AIS correspondente ao ano (-kn), isto é, a base de capital do ativo
considerado no ano (-kn), sendo n a vida útil. Por exemplo, se o ativo tiver
uma vida útil de 30 anos, AIS (-kn) reflete a incorporação dos ativos
verificada no ano - k30; e
T: taxa percentual de crescimento médio
anual do AIS.
Para o cálculo do AIS-n,, aplica-se a
seguinte expressão:
Na fórmula anterior, considerou-se que
houve um crescimento percentual anual de T nos últimos n anos, sendo n, como
mencionado, a vida útil das instalações. Em conseqüência, os investimentos em
renovação resultarão das fórmulas anteriores da seguinte forma:
O quociente T / ((1+T) n -1) é
denominado fator de renovação. Dessa forma, para cada ativo, em função de sua
vida útil, tem-se associado um fator de renovação e, portanto, investimentos
associados à substituição de ativos. Em relação à taxa percentual T, é
necessário dispor dos valores da série histórica de crescimento dos ativos
elétricos nos últimos 30 anos (vida útil estimada dos ativos). Adota-se a
percentagem que representa a média das taxas máximas de crescimento dos ativos
de distribuição e de ramais de consumidores. Dado que os valores adotados são
taxas de crescimento máximas dos ativos, permite-se calcular um fator de
renovação que, aplicado ao respectivo AIS, resulta nos investimentos mínimos
esperados em renovação. Com relação às vidas úteis, são utilizados os
valores aplicados pela Aneel para fins contábeis, assim como para o cálculo da
Quota de Reintegração Regulatória (QRR) na revisão tarifária.
Base de Remuneração Regulatória e Valor
Residual
A base de remuneração regulatória
considerada é o valor dos ativos físicos da concessionária, atualizados na data
da revisão tarifária periódica, líquido de depreciação, descontados todos os
ativos que estão incluídos nos custos operacionais da Empresa de Referência. O
valor residual é estimado somando-se ao valor dos ativos, no início do período
tarifário, os investimentos líquidos de depreciações desse período. Para o
capital de giro, adota-se como critério regulatório um valor igual aos 5% do
montante da Parcela B sem impostos.
II - Componente Xa
Para fins de determinação do componente
Xa, deve-se levar em conta que a Parcela B é composta por:
i - Custos Operacionais da
concessionária - CO; e
ii - Remuneração sobre o capital e a
depreciação. A soma desses dois itens é denominada RC.
Custos Operacionais
A adoção do modelo da Empresa de
Referência para a determinação dos custos operacionais da concessionária
permite estabelecer as parcelas correspondentes a materiais e equipamentos -
Come e à mão-de-obra - Como, sendo que a soma das parcelas Come e Como
representa a totalidade dos custos da Empresa de Referência.
O IGP-M é o índice adotado para
refletir a variação dos custos operacionais com materiais e serviços, enquanto
que o IPCA é adotado para refletir a evolução dos custos operacionais com
mão-de-obra.
Assim, o Índice de Ajuste dos Custos
Operacionais - Iaco, específico para cada concessionária, é dado pela seguinte
fórmula:
onde:
IGPM: Número índice obtido pela divisão
dos índices do IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas, do mês anterior à data do
reajuste em processamento e o do mês anterior à Data de Referência Anterior;
IPCA: Número índice obtido pela divisão
dos índices do IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, do mês
anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à Data de
Referência Anterior;
Come: Parcela referente a materiais e
equipamentos dos custos operacionais; e
Como: Parcela referente à mão-de-obra
dos custos operacionais. Remuneração do Capital e Depreciação
Em relação à remuneração de capital e à
depreciação, é aplicado o IGP-M sobre a totalidade dos custos.
Cálculo do componente Xa
Para o segundo ciclo tarifário, a
aplicação do componente Xa é dada de acordo com a fórmula a seguir:
onde:
IGPM: Número índice obtido pela divisão
dos índices do IGP-M, da Fundação Getúlio Vargas, do mês anterior à data do
reajuste em processamento e o do mês anterior à Data de Referência Anterior;
CO: Custos operacionais da
concessionária;
RC: Soma da remuneração do capital e da
quota de depreciação;
PB: Parcela B da concessionária
definida no momento da revisão tarifária; e
Iaco: Índice de Ajuste dos Custos
Operacionais.
ANEXO VII
Define a metodologia a ser utilizada,
no segundo ciclo de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de
energia elétrica, para tratar a relação entre a qualidade de energia elétrica e
investimentos, conforme estabelecido no inciso VII do art. 6º desta Resolução.
Relação entre Qualidade de Energia e
Investimentos
I - Qualidade do Serviço
Na qualidade do serviço, a premissa
básica será a comparação do desempenho de empresas por meio do acompanhamento
das metas dos Indicadores de Continuidade Coletivos, DEC e FEC, definidas com
base em atributos representativos das redes de distribuição.
A Duração Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora - DEC exprime o intervalo de tempo que, em média, cada
unidade consumidora do conjunto considerado ficou privada do fornecimento de
energia elétrica, no período de observação. A duração das interrupções está
ligada à operação e manutenção das redes, tais como as facilidades existentes
para se recuperar um sistema após cada interrupção (veículos, comunicação,
qualificação do pessoal, possibilidade de recomposição, automação etc.).
A Freqüência Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora - FEC exprime o número de interrupções que, em média,
cada unidade consumidora do conjunto considerado sofreu no período de
observação. A freqüência das interrupções caracteriza a fragilidade do sistema
frente ao meio ambiente (causas externas) e a degradação do sistema por
envelhecimento e/ou falta de manutenção adequada. Por meio de atributos que
representem os sistemas de distribuição, e utilizando técnicas de
clusterização, é avaliado o desempenho das redes com relação aos indicadores de
continuidade DEC e FEC. Para isso são empregadas técnicas de comparação entre
os conjuntos elétricos definidos para todas as distribuidoras (benchmarking).
Os atributos físicos das redes e os critérios e procedimentos para definição
das metas estão definidos em regulamento específico.
II - Qualidade do Produto
Na qualidade do produto serão
analisados os investimentos necessários para a adequação dos níveis de tensão
(conformidade de tensão) aos padrões regulatórios.
A relação entre os investimentos
necessários na rede de distribuição e a conformidade dos níveis de tensão será
avaliada por meio da análise do planejamento da distribuidora, considerando
metodologia de planejamento agregado dos investimentos e outras ferramentas
adequadas. A avaliação dos investimentos nas redes de distribuição deverá
considerar ainda o impacto tarifário, em face do padrão exigido de qualidade do
produto. Conhecida a quantidade de investimentos necessários para alcançar o
padrão desejado de nível de tensão, é possível avaliar a capacidade de absorção
na tarifa e com isto é estabelecida uma trajetória regulatória. A trajetória
poderá ser estabelecida por região ou conjunto elétrico da distribuidora.
ANEXO VIII
Define a metodologia a ser utilizada no
segundo ciclo de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de
energia elétrica para o tratamento regulatório das perdas de energia nas
tarifas dos sistemas de distribuição, considerando a origem dessas perdas
(técnicas e não técnicas), os critérios para apuração dos valores e trajetórias
regulatórias, conforme estabelecido no inciso VIII do art. 6º desta Resolução.
Perdas de Energia
I - Avaliação das Perdas de Energia
Do ponto de vista regulatório, as
perdas de energia elétrica são classificadas em:
- Perdas técnicas: montante de energia
elétrica dissipada no sistema de distribuição leis da Física que se aplicam aos
processos de transporte, transformação de tensão e medição de energia elétrica.
Corresponde à soma de três parcelas: Joule, dielétrica e magnética; e
- Perdas não técnicas: apuradas pela
diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas, considerando, portanto,
todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como
furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, unidades
consumidoras sem equipamento de medição, etc.
As etapas da apuração do montante de
perdas, considerada no repasse de custos à Parcela A da receita da
distribuidora, estão descritas no fluxograma a seguir:
a) Premissas de cálculo das perdas
técnicas
- Apuração das perdas técnicas de
responsabilidade da distribuidora, incluindo seu sistema de distribuição e as
Demais Instalações de Transmissão - DIT, quando couber.
- As perdas de energia dos sistemas de
distribuição em alta tensão (igual ou superior a 69 kV) são avaliadas
considerando os dados do balanço de energia, suportados pelos resultados dos
estudos de fluxo de potência.
- Para o sistema restante,
transformadores e redes de distribuição em média e baixa tensão (abaixo de 69
kV), a metodologia consiste na avaliação das perdas com base em agrupamentos
das redes e transformadores, identificados pelos seus elementos descritores,
permitindo o cálculo das perdas com o uso de equações e modelos matemáticos
adequados para cada segmento do sistema de distribuição.
- As perdas técnicas dielétricas,
produzidas por efeito corona em conexões, sistemas supervisórios, relés
fotoelétricos, capacitores, transformadores de corrente e de potencial, e por
fugas de correntes em isoladores e pára-raios, devem ser estimadas pela
distribuidora. Caso a distribuidora não apresente, ou não haja consistência no
estudo apresentado, a Aneel irá definir um valor para tais perdas, com base em
valores típicos, reconhecidos tecnicamente.
- O período de apuração das perdas deve
ser anual, considerando a data de reajuste ou revisão tarifária da
distribuidora.
- Consideração de limites regulatórios
para as grandezas envolvidas, tais como, temperatura de operação das redes,
desequilíbrios de cargas, fator de potência, coincidência da ponta do sistema,
posicionamento assimétrico do transformador em relação às tipologias de rede de
baixa tensão consideradas.
- Utilização de valores normalizados
pela Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, ou outro órgão oficial
competente, para avaliação das perdas totais e a vazio dos transformadores. Na
ausência dos valores normalizados, devem ser utilizados os valores típicos para
cada classe de equipamento.
b) Apuração dos indicadores de perdas
por segmento
II - Definição da Meta Regulatória
A Aneel deve proceder à fixação do
nível de "perdas regulatórias totais" a serem consideradas no cálculo
da Parcela A no segundo ciclo de revisões tarifárias, segregadas nas
componentes técnica e não técnica.
A definição da meta deve considerar
aspectos de eficiência econômica e técnica, com vistas à modicidade tarifária.
II - 1. Perdas Técnicas
O nível de perdas técnicas deve ser
obtido por comparação entre as distribuidoras, com base nos indicadores
apurados para cada segmento de rede.
II - 2. Perdas Não Técnicas
O maior percentual de perdas não
técnicas está associado ao furto de energia, que possui diversos fatores e para
o qual a distribuidora dispõe de um conjunto de ferramentas e possibilidades
para gerenciar essas perdas.
Dado que o furto ocorre em graus
bastante distintos entre as concessionárias de distribuição de energia,
considerando suas diversas causas e origem, torna-se inadequado um tratamento
único para todas as empresas. Dessa forma, o tratamento regulatório a ser dado
para essas perdas deve considerar a realidade de cada concessão.
Assim, na definição do nível
regulatório para as perdas não técnicas devem ser considerados os seguintes
fatores, entre outros possíveis:
- Atuais níveis de perdas e
inadimplência da distribuidora e histórico dos últimos anos;
- Estudo completo apresentado por cada
distribuidora, contendo, no mínimo:
i - diagnóstico completo da situação
atual das perdas não técnicas na área de concessão;
ii - as ações que serão desenvolvidas;
iii - o desempenho da própria
concessionária na redução das perdas nos últimos anos;
iv - proposta para o nível de perdas
não técnicas a ser alcançado na próxima revisão tarifária periódica;
- Definição de indicadores para
comparação entre as distribuidoras;
- Melhores práticas de combate às
perdas, utilizadas por algumas distribuidoras, que estejam contribuindo para a
efetiva diminuição do furto de energia;
- Efetividade na recuperação dos
valores decorrentes de perdas de energia;
- Investimentos realizados para o
combate às perdas de energia e despesas anuais para combate às perdas, por
projeto;
- Número de unidades consumidoras sem
medição; e
- Ações de eficiência energética em
comunidades de baixa renda.
III - Considerações Gerais
ANEXO IX
Define o cronograma de atividades para
o segundo ciclo de revisão tarifária das concessionárias de distribuição de
energia elétrica, conforme o art. 8º desta Resolução.
CRONOGRAMA DE ATIVIDADES
|
Evento |
Quantidade de dias após o evento anterior |
Quantidade de dias acumulados após a publicação
do despacho |
|
Publicação de Despacho da Aneel no Diário Oficial
da União - DOU, informando sobre o início do processo, bem como o cronograma
a ser cumprido |
- |
- |
|
1. Expedição de ofício da Aneel à concessionária
solicitando informações para subsidiar a revisão tarifária periódica |
0 |
0 |
|
2. Apresentação, pela concessionária, das
informações solicitadas pela Aneel |
60 |
60 |
|
3. Período de análise por parte da Aneel da
documentação enviada pela concessionária, objetivando a apresentação da
primeira proposta |
45 |
105 |
|
4. Reunião de trabalho com a concessionária, na
Aneel, para discussão do processo, com o objetivo de aprimorar a proposta de
revisão tarifária periódica que será colocada em audiência pública |
45 |
150 |
|
5. Reunião com o respectivo conselho de
consumidores, na Aneel, para apresentação de proposta de revisão tarifária
periódica e esclarecimentos de dúvidas sobre o processo de revisão tarifária |
0 |
150 |
|
6. Apresentação na internet, pela Aneel, na forma
de consulta pública, da primeira proposta de revisão tarifária periódica com
a respectiva análise |
30 |
180 |
|
7. Promoção, pela Aneel, de audiência pública |
30 |
210 |
|
8. Publicação no DOU, pela Aneel, do resultado da
revisão tarifária periódica, mediante a fixação do reposicionamento
tarifário, do valor do Fator X e dos valores das tarifas de fornecimento de
energia elétrica |
30 |
240 |