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, com base no art. 4º, inciso X, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, o que consta dos Processos nº 48500.001208/2006- 37, nº 48500.006953/2007-51, nº 48500.006954/2007-04, nº 48500.006955/2007-41, nº 48500.006956/2007-95, 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;

as respostas e comentários às contribuições apresentadas na Audiência Pública nº 052/2007 contribuiram para o aperfeiçoamento dos critérios gerais e das metodologias e foram consolidadas nas Notas Técnicas nº 291/2008-SRE/ANEEL, nº 292/2008-SRE/ANEEL, ambas de 25 de setembro de 2008, nº 340/2008-SRE/SRD/ANEEL, nº 342/2008-SRE/ANEEL, nº 343/2008-SRE/ANEEL, e nº 547/2008-SFF/ANEEL, de 11 de novembro de 2008, resolve:

Art. 1º Alterar os arts. 4º e 6º da Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006, que passam a vigorar com a seguinte redação:

"Art. 4º...................................................................................

§ 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. 6º...................................................................................

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".

Art. 2º Substituem-se os Anexos da Resolução Normativa nº 234, de 2006, que passam a vigorar conforme os Anexos desta Resolução.

Art. 3º Revogam-se o § 1º do art. 6º, o art. 7º e o Anexo IX da Resolução Normativa nº 234, de 2006.

Art. 4º No prazo de até 15 dias da publicação desta Resolução, a ANEEL providenciará a republicação atualizada da Resolução Normativa nº 234, de 2006, com todas as alterações decorrentes desta Resolução, exceto quanto aos Anexos, que estão disponíveis no endereço SGAN - Quadra 603 - Módulo I - Brasília - DF, bem como no endereço eletrônico www.aneel.gov.br.

Art. 5º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.

JERSON KELMAN

ANEXO I

Define a metodologia a ser utilizada, no segundo ciclo de revisão tarifária, para determinação dos custos operacionais regulatórios das concessionárias de distribuição de energia elétrica.

I.1 - METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO DOS CUSTOS OPERACIONAIS EFICIENTES

1. A ferramenta utilizada para determinação dos custos operacionais eficientes será o Modelo da Empresa de Referência disponibilizado em conjunto com a presente Resolução. O Modelo é baseado na elaboração dos processos e atividades que devem ser realizados por uma distribuidora de energia elétrica para garantir que o serviço seja prestado de forma adequada, atendendo os requisitos legais e regulamentares.

2. A abordagem adotada para o cálculo dos custos operacionais eficientes na revisão tarifária periódica constituir-se-á em um modelo que busca estabelecer parâmetros de eficiência de modo a determinar os custos associados à execução dos processos e atividades de operação e manutenção das instalações elétricas, direção e administração, em condições que assegurem à concessionária a obtenção dos os níveis de qualidade do serviço exigidos e que os ativos necessários manterão sua capacidade de serviço inalterada durante toda sua vida útil.

3. A premissa adotada será a de se estabelecer uma referência de mercado para os custos operacionais que seja aderente às condições reais da área geográfica da concessão, ou seja, ao ambiente no qual a concessionária desenvolve sua atividade. Trata-se de desenhar uma referência típica com a qual a concessionária deverá competir, de modo a incentivá-la a manter seus custos dentro dos valores reconhecidos para lograr a rentabilidade esperada, ou até superá-la.

4. O conceito de Empresa de Referência está associado a três premissas básicas: i) nível médio de eficiência na gestão;

ii) consistência entre o tratamento regulatório dado para os custos operacionais e para a avaliação e remuneração dos ativos; e

iii) condições específicas de cada área de concessão.

5. A metodologia de Empresa de Referência observa as seguintes macro-etapas:

i. 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;

ii. Estabelecimento do padrão de eficiência 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

iii. Projeção de uma estrutura de pessoal e recursos para execução de processos e atividades centralizados, supervisão, gerenciamento e direção da empresa. São projetados 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

6. O detalhamento completo da metodologia, critérios, dados e os cálculos realizados para definição do Modelo estão disponibilizados na Nota Técnica nº 343/2008-SRE/ANEEL.

I.2.1 - DATA DE REFERÊNCIA DOS DADOS DO MODELO

7. Todos os valores constantes do Modelo disponibilizado estão referenciados a agosto de 2007 e deverão ser corrigidos para a data do processo tarifário de cada concessionária. A tabela a seguir resume a forma de correção dos valores, da data de referência do Modelo até a data de referência das informações relativas aos ativos e unidades consumidoras:

8. Entre a data de referência dos ativos e unidades consumidoras até a data da revisão tarifária da concessionária, os custos de pessoal serão reajustados pelo IPCA e os custos de materiais e serviços pelo IGP-M.

I.2.2 - DADOS A SEREM ENCAMINHADOS PELA DISTRIBUIDORAS

9. Para execução do Modelo de Empresa de Referência, as concessionárias deverão enviar à ANEEL os dados de ativos físicos e unidades consumidoras de acordo com o especificado no Modelo disponibilizado. Para segregação entre unidades consumidoras/ativos situados em meio urbano e rural, as concessionárias poderão fazer uso das metodologias de poligonais baseadas no sistema GIS, critérios legais que definam o limite urbano e densidade de unidades consumidoras por quadrícula.

10. A concessionária poderá ainda propor metodologia alternativa em sua revisão tarifária específica. Para validação da metodologia proposta, mostra-se imprescindível que a proposta seja feita a tempo de ser submetida à Audiência Pública e que preencha o requisito de distinguir ativos/unidades consumidoras urbanas e rurais sob o ponto de vista de operação e manutenção. Caso a metodologia proposta seja julgada improcedente e não havendo tempo hábil para que a concessionária utilize as metodologias citadas, o critério a ser utilizado será o de número de unidades consumidoras faturadas como rural.

11. Além de levar em consideração a segregação urbano/rural, os dados de ativos deverão ser segregados em pontos de iluminação, equipamentos de medição, redes, equipamentos de redes e subestações. Para redes, equipamentos de redes e subestações, os ativos deverão ser informados de acordo com o nível de tensão. Para redes, deve ser levado em consideração também o padrão construtivo, dividido em rede nua, multiplexada, compacta ou subterrânea, considerando, ainda, se os ativos são monofásicos, bifásicos ou trifásicos.

As subestações deverão ser segregadas em abertas ou abrigadas.

12. A fim de se acompanhar a evolução do impacto tarifário relativo ao Programa Luz Para Todos, as concessionárias deverão encaminhar um segundo conjunto de dados contendo apenas os ativos e unidades consumidoras relativas ao Programa.

I.2.3 - PESQUISA SALARIAL

13. A ANEEL contratou pesquisa salarial que será utilizada para o cálculo de custos de pessoal no segundo ciclo de revisões tarifárias. Na pesquisa foram consideradas as diferenças salariais entre diferentes regiões do País e entre empresas de pequeno/médio e grande porte, com suficiente nível de representatividade de empresas do setor elétrico e demais setores com cargos similares e concorrentes por mão de obra. As regiões consideradas serão: Norte; Nordesde; Sul; Centro Oeste excluído o Distrito Federal; Distrito Federal; São Paulo; Rio de Janeiro/Espírito Santo e Minas Gerais.

14. Os custos totais de mão de obra são dados pelo somatório dos salários nominais, os adicionais de salário (13º salário, gratificação de férias, gratificações e remuneração variável), os encargos sociais e outros encargos obrigatórios aplicados sobre os salários nominais (INSS, SAT, FGTS, FNDE, INCRA, SEBRAE, SESI, SENAI e Capacitação), considerados de maneira a cumprir a legislação vigente, e os benefícios. Para as atividades de O&M, além desses, deve-se levar em conta outros adicionais do cargo, tais como horas extras e periculosidade.

15. A pesquisa salarial levou em consideração os principais benefícios pagos pelas empresas e que são comuns à maior parte dos cargos, representativos em relação aos salários e passíveis de serem quantificados. Os benefícios quantificados foram: Assistência Médica, Assistência Odontológica, Automóvel, Auxílio Alimentação e Refeição e Previdência Privada. Particularmente em relação à previdência privada, incorporou-se um adicional sobre o salário nominal de modo a refletir o custo médio total das empresas com os Fundos de Pensão.

16. Dessa forma, os salários previstos no Modelo disponibilizado contemplam os requisitos legais e os benefícios comuns às empresas, de modo que não serão considerados nos processos tarifários específicos salários, adicionais, encargos ou benefícios diferentes dos que compõem a pesquisa.

17. Estrutura central é responsável por suportar as atividades de:

· Direção Geral, Estratégia e Controle: inclui também os serviços jurídicos, assessoria de comunicação, auditoria interna e ouvidoria;

· Administração Interna: inclui a administração de recursos humanos, informática, suprimentos e logística, além dos serviços centralizados de apoio;

· Assuntos Regulatórios;

· Administração Financeira: inclui a contabilidade, gestão financeira de curto e longo prazo, e, entre outros, captação de recursos, planejamento financeiro, gestão financeira, orçamento, controle do endividamento da concessionária, pagamentos a fornecedores, pagamentos de salários, liquidação e pagamento de impostos;

· Gestão Comercial: atividades relativas ao controle e supervisão da gestão comercial, atendimento ao cliente e ciclo comercial regular, incluído o manejo dos sistemas de gestão específicos.

· Gestão Técnica: compreende o Planejamento Técnico, Engenharia e Operação, concentrando todas as atividades técnicas relativas à Distribuição

18. A estrutura central será baseada em Organogramas Típicos, baseados na experiência de gestão das concessionárias de distribuição.

Para tanto, as concessionárias foram agrupadas em nove grupos de similaridade, definidos a partir dos dados de: extensão da área de concessão, número de consumidores; energia requerida em MWh; extensão total de redes; número de transformadores instalados em poste e número de subestações. A estrutura típica de cada grupo é definida no Modelo disponibilizado. A tabela a seguir sintetiza os grupos de similaridade definidos:

Tabela I.2: Organogramas Típicos por Grupos de Concessionárias Similares

19. Na definição dos custos operacionais regulatórios serão considerados, parcialmente, os ganhos sinérgicos relativos à estrutura central da Empresa de Referência, devido à operação em holding.

Serão considerados, em prol da modicidade tarifária, os ganhos sinérgicos relacionados à Diretoria e Presidência, calculando-se os custos com Presidência e Diretores de Assuntos Regulatórios; Financeiro e de Controladoria; de Recursos Humanos e Administrativo, necessários à maior empresa do grupo (incluso os gastos com secretária, motorista e auxiliar administrativo a esses associados e, quando houver, assessor de relações com investidores e controller ligados ao Diretor de Financeiro). O custo resultante será dividido proporcionalmente entre todas as concessionárias do grupo de acordo com a relação entre o mercado de cada uma e o mercado total do grupo.

20. Além dos custos com pessoal, dentro da Estrutura Central serão dimensionados os custos com aluguéis; computadores pessoais e periféricos; mobiliário; telefone; água e energia elétrica; limpeza e manutenção predial; veículos; estacionamento; insumos e outros gastos; marketing e auditoria externa.

21. As Gerências Regionais têm como função principal supervisionar a execução das atividades de distribuição em seu âmbito territorial, garantindo a efetiva operação e a manutenção da rede de forma eficiente e o atendimento aos clientes. Essa função é exercida através dos escritórios regionais e da estrutura de supervisão de O&M, que dependem diretamente dessas gerências.

22. Foram definidas 6 (seis) Gerências Regionais Típicas, que se diferenciam em função do porte. Para cada gerência típica é definido previamente no Modelo disponibilizado a estrutura que a compõe. As estruturas individuais não serão alteradas nos processos de revisão tarifária. O dimensionamento do quantitativo e do porte das Gerências Regionais levará em consideração a experiência operacional da concessionária que atua na área de concessão, características físicas, tais como quantitativo e dispersão de unidades consumidoras e ativos, distância entre municípios atendidos, se a área de concessão é contígua, além de outros fatores relacionados à necessidade de melhor logística na área de concessão.

23. Além dos custos com pessoal, dentro da Gerência Regional serão dimensionados os custos com aluguéis; computadores pessoais e periféricos; mobiliário; telefone; água e energia; limpeza e manutenção predial; veículos; estacionamento; insumos e outros gastos.

I.2.4.3 - OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO

24. As tarefas de O&M são calculadas para a rede de distribuição existente da concessionária. O estudo de custos de O&M das instalações é realizado sob o enfoque da análise de processos, por meio do levantamento das atividades de operação e manutenção em redes ou subestações, de forma a atender os níveis de qualidade exigidos no contrato de concessão e outras normas aplicáveis. As atividades de O&M são classificados conforme segue:

- Operação: atuação sobre a rede em situações programadas ou situações de emergência ou imprevistas. As operações incluem as ações que permitem a execução de manutenção nas instalações ou as ações que garantem a recomposição do serviço após as intervenções.

- Manutenção Corretiva: as tarefas de manutenção corretiva derivam de falhas nos equipamentos por envelhecimento, motivos aleatórios ou acidentes.

- Manutenção Preventiva e Preditiva: compreendem as tarefas de revisão periódica das instalações e incluem ações corretivas decorrentes dessas revisões, desde que estejam ao alcance das equipes que realizam essas tarefas.

- Modificações: compreendem as tarefas periódicas de adequação técnica das instalações.

25. Para as atividades de operação e manutenção cuja quantidade base seja o número de unidades consumidoras, será utilizado adicional sobre número de unidades consumidoras faturadas, de modo a considerar a quantidade de consumidores ativos. O adicional será baseado nos clusters de receitas irrecuperáveis, sendo que para o cluster 1 será utilizado o percentual de 104%, 103% para o cluster 2 e 102% para o cluster 3.

A) Freqüência Anual e Tempos de Execução

26. A partir da identificação das tarefas de O&M, estabelecidas por nível de tensão nos meios urbano e rural, são definidos a freqüência anual e o tempo de execução de cada atividade, de forma a refletir as melhores práticas do setor, bem como atender às normas existentes.

27. Os parâmetros em questão são calculados com base na experiência de prestadoras de serviço e nos dados reais das próprias concessionárias, obtidos a partir dos registros de interrupções de energia mantidos pelas concessionárias, em atendimento ao disposto na regulamentação vigente.

28. Especificamente em relação às atividades de operação e manutenção em linha viva, são definidos clusters que consideram qualidade exigida, a partir do DEC, bem como a densidade de consumidores e de carga. Assim, para cada cluster admite-se um percentual diferenciado de execução das atividades em redes aéreas urbanas como linha viva.

Tabela I.3: Clusters para Atividades de O&M em Linha Viva

B) Materiais

29. Para determinação dos preços referenciais dos materiais de reposição foi realizada ampla pesquisa de preços, de forma regionalizada, e que obteve as seguintes características dos equipamentos:

tipo, especificação, unidade e principais fabricantes. Os preços foram cotados FOB (material retirado na fábrica), com os impostos inclusos, sendo somado também o frete da região de destino.

30. Conforme disposto na Portaria DNAEE nº 815, de 30 de novembro de 1994, com redação dada pela Resolução ANEEL nº 15, de 24 de dezembro de 1997, os materiais que possuem Unidade de Cadastro própria serão tratados como investimentos, compondo a Base de Remuneração Regulatória, sendo que apenas os demais gastos com materiais serão tratados como despesa operacional.

C) Tempo Médio de Deslocamento

31. A partir dos dados reais registrados pelas concessionárias é possível capturar as características geográficas e de infra-estrutura das distintas áreas de concessão, de forma a se estimar o tempo de deslocamento para execução de tarefas de O&M, tarefas comerciais, atendimento emergencial, entre outros.

32. De forma a se contemplar as particularidades de cada concessão, as empresas foram agrupadas em clusters com atributos semelhantes (área de concessão, DEC em 2006 e percentual de estradas pavimentadas em 2006), conforme tabela a seguir:

Tabela I.4: Clusters para o Tempo Médio de Deslocamento

33. Para cada cluster específico foi estabelecido o tempo médio de deslocamento (TMD), a partir da média ponderada dos TMD's informados pelas empresas e a freqüência mensal em que estes ocorreram. Os resultados são apresentados na tabela a seguir:

Tabela I.5: Tempo Médio de Deslocamento por Cluster

D) Custos Totais de O&M

34. Para valoração dos custos de pessoal, material e veículos associados a cada tarefa de O&M, são aplicadas as equações a seguir:

Onde:

CMOano,i: Custo anual de mão-de-obra para a tarefa i;

CVano,i: Custo anual de veículo para a tarefa i;

CMano,i: Custo anual de material para a tarefa i;

CMOhora,i: Custo horário de mão-de-obra para a tarefa i;

CVhora,i: Custo horário de veículo para a tarefa i;

CMtotal,i: Custo total de material para a tarefa i;

TEi: Tempo de execução para a tarefa i;

TMDm: Tempo médio de deslocamento no meio m;

Freqi: Freqüência de realização para a tarefa i;

QAi: Quantidade de ativos relacionados com a tarefa i;

I: Tarefa analisada;

M: Meio urbano ou rural.

35. O custo total de operação e manutenção da concessionária será igual à soma dos custos de todas as tarefas de O&M associadas às instalações existentes.

E) Déficit Programa Luz Para Todos

36. Para aplicação do disposto no Anexo II da Resolução Normativa nº 294, de 11 de dezembro de 2007, faz-se a seguinte equivalência entre a natureza das atividades de operação e manutenção previstas nos Modelos de Empresa de Referência do 1º e 2º ciclo de revisões tarifárias:

Tabela I.6 - Equivalência entre modelos de Empresa de Referência do 1º e 2º ciclo

1.2.4.4 - PROCESSOS COMERCIAIS

37. Os processos comerciais envolvem os gastos relativos às tarefas comerciais, atendimento comercial, atividades de faturamento, teleatendimento e combate às perdas não técnicas.

A) Tarefas comerciais

38. São relacionadas as tarefas comerciais desempenhadas pela concessionária em sua área de concessão, conforme segue:

(i) Religação normal de energia;

(ii) Religação urgente de energia;

(iii) Substituição de medidor de energia para aferição;

(iv) Vistoria de unidade consumidora;

(v) Verificação de nível de tensão (outros);

(vi) Verificação de nível de tensão (amostrais conforme Resolução nº 505, de 26 de novembro de 2001);

(vii) Corte de Energia;

(viii) Ligação Provisória; e

(ix) Substituição de Medidor para aumento de carga.

39. As freqüências anuais de ocorrência de tais tarefas foram definidas para clusters específicos, agrupando as concessionárias de distribuição com atributos semelhantes, conforme tabela a seguir:

Tabela I.7: Clusters para as Tarefas Comerciais

40. O custo total é calculado a partir do número de equipes e veículos necessários para execução das tarefas comerciais, conforme equações a seguir:

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.

METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DA ESTRUTURA ÓTIMA DE CAPITAL

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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.

5. 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 desvio-padrão médio dos últimos três anos, enquanto o limite superior é igual a essa mesma média mais ½ 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.

6. 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.

7. 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.

8. O detalhamento completo da metodologia, critérios, dados e os cálculos realizados para definição da Estrutura Ótima de Capital estão disponibilizados na Nota Técnica nº 068/2007-SRE/ANEEL, de 21 de março de 2007.

ANEXO III

Define a remuneração das concessionárias de distribuição de energia elétrica a ser considerada no segundo ciclo de revisão tarifária periódica.

METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DO CUSTO DE CAPITAL PRÓPRIO

1. 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.

ANEXO IV

Dispõe sobre a metodologia e critérios gerais para definição da base de remuneração das concessionárias de distribuição de energia elétrica a ser considerada a partir do segundo ciclo de revisão tarifária periódica.

1 - CRITÉRIOS GERAIS

1.1 - COMPOSIÇÃO DA BASE DE REMUNERAÇÃO

1. A base de remuneração é composta pelos valores dos seguintes itens:

a) ativo imobilizado em serviço, avaliado e depreciado;

b) almoxarifado de operação;

c) ativo diferido; e

d) obrigações especiais.

2. 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; máquinas e equipamentos administrativos; veículos; e móveis e utensílios. A remuneração, amortização e depreciação (exceto de 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

3. 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:

I - intangíveis;

II - terrenos;

III - reservatórios, barragens e adutoras;

IV - edificações, obras civis e benfeitorias;

V - máquinas e equipamentos;

VI - veículos; e

VII - móveis e utensílios.

4. 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, os ativos que pertencem a uma dada distribuidora serão avaliados apenas para os casos que atenderem às exigências previstas no § 6º do art. 4º da Lei nº 9.074, de 1995.

5. Para os ativos vinculados aos grupos de contas relativos a 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.

6. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, contratada pela concessionária, e está sujeita à fiscalização da Agência. A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive banco de preços.

7. Os valores resultantes do processo de avaliação estão sujeitos a ajustes, em decorrência da fiscalização a ser realizada pela ANEEL.

8. A ANEEL poderá utilizar-se da comparação de ativos entre concessionárias para definir ajustes nos valores a serem considerados na formação da base de remuneração.

9. O laudo de avaliação deve ser classificado como de uso restrito, estando sujeito às disposições normativas e nomenclaturas específicas desta Resolução.

10. 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, têm característica própria, por tratar-se de serviço público de energia elétrica.

11. Não procedendo a concessionária à avaliação dos ativos e ao encaminhamento das informações, nos termos definidos nesta Resolução e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o laudo de avaliação apresentado pela concessionária não seja aprovado pela ANEEL, em virtude de qualidade técnica insuficiente, caberá a esta arbitrar a base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso, não constituindo tal fato a dispensa da concessionária em apresentar o laudo posteriormente. O laudo de avaliação apresentado a posteriori ou corrigido por solicitação da ANEEL, e aprovado por esta, terá seus efeitos financeiros reconhecidos apenas a partir do próximo reajuste tarifário, sem qualquer efeito retroativo.

1.3 - DEPRECIAÇÃO

12. Para a determinação do valor de mercado em uso deve ser utilizado somente o método da linha reta para a depreciação, considerando-se obrigatoriamente o percentual de depreciação acumulada, registrada na contabilidade para cada bem do ativo considerado.

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 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.

13. 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.

14. Uma vez que cada bem deverá ser depreciado com seu respectivo percentual de depreciação acumulada registrada 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

15. Deve-se entender "Conjunto de Unidades Consumidoras"

como 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 Normativa nº 177, de 28 de novembro de 2005.

16. 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.

17. Devem ser observados os seguintes requisitos, no estabelecimento das associações:

a) apenas são aceitos os conjuntos atualmente vigentes, definidos de acordo com a Resolução Normativa nº 177, 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) na revisão de configuração de quaisquer conjuntos, conforme os casos previstos na Resolução Normativa 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) na 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

18. A base de remuneração gerada é regulatória e deve ser mantido um controle suplementar, em paralelo, com os registros contábeis do controle patrimonial do ativo imobilizado em serviço. Essa base regulatória deverá ser mantida atualizada, contemplando todas as movimentações (adições e baixas) ocorridas nos registros constantes dos livros contábeis (razão e diário), aguardando orientação da ANEEL quanto aos procedimentos para registro definitivo da avaliação do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS e seus efeitos nas Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais).

1.6 - ATUALIZAÇÃO DE VALORES

19. 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 (transformador de força, incluindo de distribuição e de serviços auxiliares), e Indústria de Transformação - Material Elétrico - Outros, coluna 41 (para os demais bens pertencentes a redes de distribuição, linhas de transmissão, medidores, equipamentos de subestação e equipamentos de geração), apurados pela FGV e na ausência destes (coluna 40 e 41) o índice Indústria de Transformação - Máquinas, Aparelhos e Materiais Elétricos, coluna 34, apurado 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

20. 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 do laudo de avaliação ajustados, as movimentações incluídas (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) e a respectiva atualização, aprovados no 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 de cada bem da base blindada devem ser atualizados pela variação do IGP-M;

d) o valor monetário referente às Obrigações Especiais da base blindada será obtido atualizando-se o valor aprovado no primeiro ciclo de revisão tarifária pela variação do IGP-M. Nenhum valor deverá ser deduzido das Obrigações Especiais a título de baixas efetuadas na base blindada;

e) 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 blindada atualizada;

f) 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;

g) os valores finais da avaliação são obtidos somando-se os valores atualizados da base de remuneração (item e) com os valores das inclusões ocorridas entre as datas-base do primeiro e segundo ciclo de revisão tarifária (item f);

h) considera-se na data-base do laudo de avaliação as movimentações (adições, baixas e depreciação) da base blindada e base incremental ocorridas até o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária do segundo ciclo. Adiciona-se ao laudo de avaliação, após a sua data-base, as movimentações (adições, baixas, depreciação e obrigações especiais) ocorridas em data anterior à revisão tarifária do segundo ciclo. Para tanto, serão consideradas as informações contábeis das obras energizadas, encerradas e unitizadas até o último mês contábil fechado com o respectivo Balancete Mensal Padronizado - BMP, conforme planilha modelo disponibilizada pela ANEEL. Será considerada, ainda, a depreciação acumulada até o último mês contábil fechado, bem como haverá atualização da base de remuneração até o mês anterior a data de revisão tarifária do segundo ciclo.

i) 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. Inclui-se nessas exceções as apurações dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações, Ativo Diferido.

1.8 - PROCEDIMENTOS DE ABERTURA DA BASE DE REMUNERAÇÃO BLINDADA

21. O procedimento de avaliação completa da base de remuneração ocorre em períodos alternados de revisões tarifárias periódicas subseqüentes. No terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas todos os ativos imobilizados em serviço serão avaliados conforme metodologia e critérios a serem estabelecidos.

1.9 - CREDENCIAMENTO DE EMPRESAS AVALIADORAS

22. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, nos termos do item 6 deste Anexo, contratada pela concessionária, e estará sujeita à fiscalização da Agência.

2 - DIRETRIZES PARA APLICAÇÃO DA METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO

2.1 - ATIVO IMOBILIZADO EM SERVIÇO

23. 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 à composição da base de remuneração das concessionárias.

Tabela 1 - Relação de Grupos de Contas de Ativo

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.

24. 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.

25. 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;

d.4) Edificações em unidades de geração de energia elétrica;

d.5) Edififações de centros de operação;

d.6) Edificações de estações de comunicação e repetidoras;

d.7) Edificações de aeroportos e heliportos;

d.8) Sistema de serviços (sistema de abastecimento e tratamento d´água, sistema de iluminação, sistema de coleta de lixo, etc.);

d.9) Sistema de alimentação de energia (geradores, grupo motor-gerador, painéis solares, geradores eólicos, etc.); e

d.10) Urbanização e benfeitorias (campo de pouso, heliporto, estacionamento, cercas, muros, jardins, pontes, viadutos, pavimentação, etc.).

e) Máquinas e equipamentos

e.1) Linhas de transmissão operando em tensão maior que 34,5 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 igual ou menor que 34,5 kV

e.2.1) Bancos de capacitores fixos ou automáticos;

e.2.2) Chaves seccionadoras tipo faca;

e.2.3) Chaves a óleo, vácuo ou gás;

e.2.4) Condutores nus de alumínio, cobre ou aço;

e.2.5) Condutores isolados de cobre, alumínio ou aço;

e.2.6) Postes de concreto, madeira ou ferro;

e.2.7) Reguladores de tensão;

e.2.8) Religadores;

e.2.9) Transformadores de distribuição;

e 2.10) Seccionalizadores; e

e.2.11) 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 (quando de classe de tensão superior a 6 kV); e

e.3.4) Transformadores de potencial (quando de classe de tensão superior a 6 kV);.

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 (quando de classe de tensão igual ou superior a 34,5 kV);

e.4.6) Disjuntores;

e.4.7) Pára-raios de alta tensão (quando de classe de tensão igual ou superior a 34,5 kV);

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, retificadores, geradores, grupo motor-gerador, painéis solares, geradores eólicos, etc.);

e.4.12) Subestações blindadas;

e.4.13) Subestações móveis;

e.4.14) Transformadores de corrente (quando de classe de tensão superior a 6 kV);

e.4.15) Transformadores de força ou autotransformadores;

e.4.16) Transformadores de potencial (quando de classe de tensão superior a 6 kV);

e.4.17) Transformadores de serviço auxiliar;

e.4.18) Transformadores de aterramento; e

e.4.19) Reatores/Resistores de aterramento;

e.4.20) Estrutura suporte de equipamento e barramento;

e.4.21) Sistema de serviços (sistema de abastecimento e tratamento d´água, sistema de iluminação, sistema de coleta de lixo, etc.);

e.4.22) Urbanização e benfeitorias (estacionamento, cercas, muros, jardins, pavimentação, etc.).

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

26. Os levantamentos e descrições dos equipamentos devem conter o fabricante, modelo, classe de tensão, corrente de operação, potência (a exemplo) e outras características que os identifiquem univocamente, possibilitando sua clara identificação e adequada valoração.

27. Os bens devem ser classificados por classe de tensão e tipo de instalação, constando status referente à instalação e classe de tensão, conforme segue:

Usinas

28. Todos os equipamentos relacionados às usinas devem ser levantados em campo, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma unívoca.

29. Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por piso e posição operativa e por bays, no caso da subestação elevadora.

Subestações

30. Todos os equipamentos relacionados com as subestações devem ser levantados em campo, para análise de sua operacionalidade e identificação de suas características técnicas, de forma unívoca.

31. Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por bays, levando-se em consideração a posição seqüencial operativa.

Linhas e Redes

32. Os controles da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes deverão ser validados com base em levantamentos de campo dos equipamentos das linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras selecionados, pela ANEEL, para vistoria.

33. Os seguintes bens devem ser objeto de vistoria, quanto às suas características técnicas cadastradas: postes (material, formato, 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).

34. Para a realização dos trabalhos de campo devem ser tomadas as seguintes providências:

a) vistoriar as linhas e redes selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia GIS - Geographical Information System, por meio de mapas geo-referenciados atualizados, elaborados em quadrículas de 800m x 800m 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.

35. 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.

36. Devem ser mantidos os desenhos das quadrículas usadas como papéis de trabalho referentes ao inventário físico/levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das linhas e 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.

37. 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.

38. 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.

39. 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

40. Os ativos vinculados à concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica e geração associada são classificados em 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 utilizados em atividades não vinculadas ao serviço público de distribuição de energia elétrica, tais como bens cedidos/ocupados por grêmios, clubes, fundações entre outros; bens desocupados/desativados; bens cedidos a terceiros.

41. 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.

42. 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

43. 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 encontrar-se em processo de regularização.

44. Os imóveis que preencherem os requisitos acima especificados podem ser incluídos na base de remuneração. No entanto, deve ser apresentado uma 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).

45. O imóvel que não atender a qualquer uma das condições acima relacionadas não pode ser considerado (incluído) na base de remuneração. A concessionária pode, a seu exclusivo critério, encaminhar formalmente, para apreciação da ANEEL, requerimento para inclusão na base de remuneração de imóvel eventualmente excluído pela razão exposta acima. A solicitação mencionada deve ser devidamente justificada e documentada.

2.4. ÍNDICE DE APROVEITAMENTO

46. Para os grupos de ativos Terrenos; Edificações, Obras Civis e Benfeitorias e Subestações é aplicado um percentual que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de distribuição de energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento.

47. O índice de aproveitamento de terrenos, edificações e subestações é aplicado sobre o Valor Novo de Reposição, definindo-se o Índice de Aproveitamento Integral, e sobre o Valor de Mercado em Uso, definindo-se o Índice de Aproveitamento Depreciado.

48. 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

49. 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.

50. 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.

51. 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.

52. 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.

53. Entende-se como Valor Novo de Reposição, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir dos preços médios praticados pela concessionária.

54. 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.

55. Por fim, o Valor do Ativo Imobilizado em Serviço - AIS que compõe a base de remuneração é definido pela aplicação do Índice de Aproveitamento Depreciado sobre o Valor de Mercado em Uso.

56. Devem ser obedecidos 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.

57. 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.

58. Todos os ativos relacionados às usinas, subestações, terrenos, edificações e benfeitorias, devem ser obrigatoriamente inspecionados e avaliados.

3. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO

59. 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

60. 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.

61. 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).

62. 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.

63. 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 ser enfatizada e justificada a medida adotada para considerar tal circunstância.

64. Entre os 5 (cinco) elementos efetivamente utilizados na avaliação deve ser evitada a utilização de mais de uma opinião.

65. 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).

66. 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).

67. 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.

68. 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.

69. 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);

c) data-base da avaliação;

d) localização (endereço completo, rua, avenida, número, bairro, município, estado, etc.);

e) situação do terreno (para imóveis urbanos: esquina, meio de quadra, etc., para imóveis rurais: distância a centros urbanos, qualidade das estradas de ligação, etc.);

f) formato (regular, irregular, etc.);

g) topografia (aclive, declive, plano, montanhoso, etc.);

h) área total considerada (m2 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);

n) valor contábil;

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 (m2);

e) valor unitário (R$/m2);

f) status (opinião, oferta, venda, etc.);

g) fatores de homogeneização utilizados;

h) fator total (refere-se à multiplicação de todos os fatores de homogeneização utilizados e deverá estar limitado entre 0,5 (zero vírgula cinco) e 1,5 (um vírgula cinco);

i) valor unitário homogeneizado por amostra (R$/m2);

j) valor unitário médio (R$/m2);

l) desvio-padrão;

m) coeficiente de variação; e

n) mapa, planta ou croqui indicando a localização de cada elemento.

70. Cada dado do elemento utilizado na pesquisa de mercado deve ser verificado até o grau de detalhamento que confira as condições de cotejá-lo com o bem em avaliação.

71. 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 IPCA, calculado pelo IBGE, de acordo com o seu entendimento.

72. Devem ser evitadas amostras com elementos de pesquisa obtidos por meio de apenas uma fonte de informação.

73. 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.

74. Para os terrenos, não é 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

75. 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.

76. 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.

77. A determinação do índice de aproveitamento obedece aos seguintes critérios:

· é objeto de remuneração o percentual de terrenos efetivamente utilizados 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.

78. 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

79. Os ativos referentes às servidões devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA, desde que seja verificado que não existem distorções relevantes entre os ativos físicos efetivamente existentes e os ativos constantes no controle patrimonial da concessionária.

80. Deve ser explicitado no relatório de avaliação, os procedimentos e critérios utilizados para validação dos saldos das contas contábeis onde as servidões encontram-se registradas.

81. 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.

82. 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

83. 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, e na Portaria DNAEE nº 815, de 1994, atualizada pela Resolução nº 15, de 1997, e respeitando-se os procedimentos adotados pelo Departamento de Contabilidade da concessionária).

84. 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.

85. 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 VNR, correspondem a um montante superior a 70% do valor novo de reposição da conta Edificações, Obras Civis e Benfeitorias.

86. 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).

87. Para os bens menos representativos, ou seja, aqueles que, ordenados por ordem crescente do VNR correspondem a um montante inferior a 30% do valor novo de reposição da conta edificação, podem ser utilizados custos unitários de construção pré-definidos, desde que:

a) adequadamente ponderados de acordo com a região, o padrão construtivo e a tipologia da edificação;

b) utilizadas referências consagradas (CUB - SINDUSCON, Custos Unitários publicados pela revista Pini); e

c) limitados à aplicação em edificações.

88. As benfeitorias e obras civis constantes do grupo de bens menos representativos devem ser avaliadas por meio de orçamentos sintéticos.

89. 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.

90. 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.

91. Deve ser verificado o aproveitamento do imóvel para cálculo posterior do índice de aproveitamento, que constará da avaliação, com a devida fundamentação.

92. 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.

93. 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%.

94. 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 esteja em operação, calculado por intermédio da aplicação de uma depreciação. A depreciação deve ser aplicada sobre o VNR 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.

95. 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.

96. 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.

97. 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.

98. 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.

99. 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.

100. No caso da concessionária ter adquirido no período incremental um imóvel que contenha edificação construída antes de sua aquisição pela concessionária, o valor da edificação obtido para o VNR, conforme o método do custo de reprodução, deverá ser considerado com a respectiva depreciação correspondente à idade do edifício e à taxa equivalente no período correspondente. A idade do edifício deverá ser comprovada através de documentação (IPTU, Habite-se, etc.). Na hipótese de não haver disponibilidade desta documentação, a ANEEL poderá arbitrar um valor residual para a edificação.

101. No caso de discrepâncias significativas entre o valor de avaliação apresentado e o valor obtido pela atualização do valor contábil, sem a devida justificativa, a ANEEL poderá adotar este último critério para a obtenção do VNR. Para determinação do respectivo VMU, o cálculo deve ser feito respeitando-se, necessariamente, os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade para cada bem do ativo considerado.

3.4. USINAS HIDRELÉTRICAS, TÉRMICAS E PCH's

102. Para os ativos de geração, os valores de reposição devem ser obtidos por intermédio de parâmetros de valores de referência (R$/kW). Esses valores são disponibilizados pela ANEEL tomando-se por base a tipologia, características físicas e custos realizados de usinas construídas nos últimos anos, além do estudo da FGV "Análise do cálculo do valor econômico da tecnologia específica da fonte - VETEF para implantação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA - Fevereiro de 2004.

103. O valor de reposição obtido pela aplicação desta metodologia, no caso das usinas hidrelétricas e PCH's, deve ser apresentado na seguinte estrutura:

Onde: VNR - Valor Novo de Reposição.

104. No caso das usinas térmicas, os valores de reposição devem ser apresentados na mesma estrutura acima com as devidas adaptações.

105. 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

106. São objeto de avaliação os seguintes bens:

a) linhas de transmissão operando em tensão maior que 34,5 kV;

b) redes de distribuição operando em tensão igual ou menor que 34,5 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

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

108. Após esse levantamento, os equipamentos devem ser relacionados, para fins de fiscalização, por bays, levando-se em consideração a posição seqüencial operativa.

109. 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.

110. A "reserva quente" é considerada na aplicação do índice de aproveitamento.

-Linhas e Redes

111. Para validar os controles da concessionária no que se refere às instalações existentes de linhas e redes, deve ser efetuado levantamento de campo dos equipamentos das linhas e redes dos conjuntos de unidades consumidoras, selecionados pela ANEEL, para vistoria.

112. Os seguintes itens devem ser objeto de levantamento/vistoria, quanto aos seus dados cadastrados: postes (material, formato, altura e esforço), transformadores de distribuição (tensão, potência, número de fases), chaves seccionadoras (tipo, tensão, corrente, número de fases), condutores (material, bitola, formação, isolamento), religadores (tensão, potência, número de fases), reguladores (tensão, potência, número de fases) e banco de capacitores (número de unidades, tensão, potência, número de fases).

113. Para a realização dos trabalhos de campo deve ser observado o seguinte:

a) vistoriar as linhas e redes selecionadas, tomando-se por base os controles da engenharia GIS, por meio de mapas geo-referenciados atualizados, elaborados em quadrículas de 800m x 800m 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.

114. 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.

115. Devem ser mantidos os desenhos das quadrículas usadas como papéis de trabalho referentes ao inventário físico/levantamentos de campo de cada conjunto de unidade consumidora das linhas e 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.

116. 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.

117. 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.

118. 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.

119. A validação dos quantitativos da engenharia dar-se-á utilizando-se a técnica de amostragem estratificada proporcional por conjunto de unidades consumidoras, observando o seguinte:

a) na técnica de amostragem estratificada proporcional por conjuntos de unidades consumidoras proporcionaliza-se os ativos de linhas e redes que compõem os conjuntos da concessionária, conforme descrito no subitem "f";

b) para efeito de aplicação da técnica de amostragem estratificada proporcional por conjunto, serão considerados os conjuntos de unidades consumidoras aprovados pela ANEEL em Resoluções específicas para cada concessionária, conforme os critérios estabelecidos pela Resolução nº 24, de 27 de novembro de 2000;

c) os elementos integrantes de cada conjunto de unidades consumidoras, considerados na análise, são as "linhas e redes";

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):

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 xxxx.

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 xxxx.

_____________________________________________________

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:

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/xxxx

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.

APÊNDICE IV
QUADROS RESUMOS

QUADRO 1 - BASE BLINDADA ATUALIZADA 1º CICLO

QUADRO 2 - RESUMO POR CONTA

O quadro a seguir deve ser preenchido para:

2A) BASE BLINDADA ATUALIZADA 1º CICLO;

2B) BASE INCREMENTAL 2º CICLO (BENS ELEGÍVEIS);

2C) BASE INCREMENTAL 2º CICLO (BENS NÃO ELEGÍVEIS)

Legenda: VF: Valor de Fábrica; COM: Componente menor; CA: Custo adicional; BRR: Base de remuneração; IA: Índice de aproveitamento Observação: Para a base blindada atualizada, preencher apenas o campo (h) no item VNR.

QUADRO 3 - RESUMO CONSOLIDADO POR CONTA - BASE BLINDADA ATUALIZADA 1º CICLO + INCREMENTAL 2º CICLO (BENS ELEGÍVEIS)

Legenda: VF: Valor de Fábrica; COM: Componente menor; CA: Custo adicional; BRR: Base de remuneração; IA: Índice de aproveitamento

Observação: Para a base blindada atualizada, preencher apenas o campo (h) no item VNR.

QUADRO 4 - RESUMO CONSOLIDADO POR CONTA

O quadro a seguir deve ser preenchido para:

4A) BASE BLINDADA ATUALIZADA 1º CICLO;

4B) BASE INCREMENTAL 2º CICLO (BENS ELEGÍVEIS);

4C) BASE INCREMENTAL 2º CICLO (BENS NÃO ELEGÍVEIS)

Legenda: VF: Valor de Fábrica; COM: Componente menor; CA: Custo adicional; BRR: Base de remuneração; IA: Índice de aproveitamento

Observação: Para a base blindada atualizada, preencher apenas o campo (h) no item VNR.

QUADRO 5 - RESUMO CONSOLIDADO POR CONTA - BASE BLINDADA ATUALIZADA 1º CICLO + INCREMENTAL 2º CICLO (BENS ELEGÍVEIS)

QUADRO 6 - RESUMO CONSOLIDADO DA BASE BLINDADA ATUALIZADA 1º CICLO + INCREMENTAL 2º CICLO (BENS ELEGÍVEIS)

QUADRO 7 - RESUMO DE SOBRAS

O quadro a seguir deve ser preenchido para: 7A) BASE INCREMENTAL 2º CICLO (BENS ELEGÍVEIS); 7B) BASE INCREMENTAL 2º CICLO (BENS NÃO ELEGÍVEIS)

QUADRO 8 - COMPARATIVO CONTÁBIL x AVALIADO DO INCREMENTAL 2º CICLO

QUADRO 9 - RESUMO DE VALORES - PROGRAMA LUZ PARA TODOS - PLPT

1 - VALORES AVALIADOS DOS BENS DO PROGRAMA LUZ PARA TODOS

2 - VALORES AVALIADOS DOS BENS DO PROGRAMA LUZ PARA TODOS DISTRIBUÍDOS POR FONTE DE RECURSOS

3 - PERCENTUAIS POR FONTE DE RECURSOS APURADOS COM BASE NOS VALORES CONTRATADOS E REALIZADOS - ELETROBRÁS

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.

METODOLOGIA DE APURAÇÃO DE OUTRAS RECEITAS

1. 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.

2. 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 no processo de revisão tarifária periódica.

3. 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:

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.

METODOLOGIA DE CÁLCULO DO FATOR X

I - COMPONENTE Xe I.1 - MODELAGEM E ESTIMATIVA DAS VARIÁVEIS

1. O cálculo do componente Xe é realizado pelo método de Fluxo de Caixa Descontado - FCD, que tem por objetivo valorar as receitas e despesas futuras da concessionária, dado um determinado crescimento de mercado e uma previsão de investimentos. 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).

2. As equações que explicam como o fluxo de caixa dos ativos afeta a rentabilidade da concessionária de distribuição no período tarifário são:

ANEXO VII

Define a metodologia a ser utilizada no segundo ciclo de revisões tarifárias das concessionárias de distribuição de energia elétrica para definição do referencial regulatório de perdas, considerando a origem dessas perdas (técnicas e não técnicas), os critérios para apuração dos valores e trajetórias regulatórias.

PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

I - AVALIAÇÃO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

1. Do ponto de vista regulatório, as perdas na distribuição serão classificadas em:

-Perdas técnicas: montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente das leis da Física relativas 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, dentre outros.

2. As perdas na distribuição serão calculadas pelo balanço energético, ou seja, pela diferença entre o montante de energia injetada e a fornecida. Observados o período do balanço energético e a base de ativos correspondente, será apurada a parcela correspondente às perdas técnicas e, por diferença, as perdas não técnicas.

II - CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS

3. As perdas técnicas serão calculadas de acordo com a metodologia descrita nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST. O fluxograma a seguir apresenta simplificadamente o procedimento: