DOU 10/02/2023 - Diário Oficial da União - Brasil

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Nº 30, sexta-feira, 10 de fevereiro de 2023
ISSN 1677-7042
Seção 1
115.  Não procedendo a permissionária ao levantamento dos ativos e ao encaminhamento das informações, nos termos definidos neste Submódulo e no prazo estabelecido pela ANEEL, ou caso o 
laudo de ativos apresentado pela permissionária não seja aprovado pela ANEEL, em virtude de qualidade técnica insuficiente ou não conformidades apontadas em fiscalização, caberá a esta 
arbitrar a base de remuneração a ser considerada na revisão tarifária em curso, não constituindo tal fato a dispensa da permissionária em apresentar o laudo posteriormente. 
 
116.  O laudo de ativos deverá ser protocolado na ANEEL, em até 120 dias antes da data da revisão tarifária da permissionária. 
 
117.  A data-base do laudo de ativos deve ser o último dia do sexto mês anterior ao mês da revisão tarifária de cada permissionária. 
 
 
5.7.2. INFORMAÇÕES MÍNIMAS 
 
118.  O laudo de ativos deverá conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
I. Caracterização do Sistema Elétrico 
 
a)  Medição: informar a quantidade de medidores de energia elétrica em serviço (em número de unidades), individualizando-os quanto ao: 
- nível de tensão em que se encontram instalados (BT ou MT); 
- número de fases do instrumento (se monofásico, bifásico ou trifásico); e, 
- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 
 
b)  Redes de Distribuição: informar o comprimento da rede de energia elétrica em serviço, projetada ao solo (em quilômetros – km) e a quantidade de postes (em número de unidades) da rede de 
energia elétrica em serviço, observando: 
(1) para a rede de BT: apenas o número de postes que atendem à baixa tensão (sem qualquer compartilhamento com outros níveis de tensão); e  
(2) para a rede de MT: número total de postes que atendem à média tensão (sejam eles exclusivos à MT ou compartilhados com a rede de BT). 
 
As informações sobre o comprimento da rede e sobre a quantidade de postes devem ser individualizadas quanto ao: 
- nível de tensão em que se encontram instalados (BT, ou MT de 13,8 kV, ou MT de 34,5 kV); 
- número de fases da rede (se monofásica, bifásica ou trifásica); e, 
- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 
 
c)  Equipamentos de Rede: informar a quantidade de transformadores de distribuição (em número de unidades) da rede de energia elétrica em serviço e suas correspondentes potências totais 
instaladas (em kVA). 
 
Tais informações devem ser individualizadas quanto ao: 
- nível de tensão em que se encontram instalados (13,8 kV ou 34,5 kV); 
- número de fases do transformador (se monofásico, bifásico ou trifásico); e, 
- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 
 
d)  Linhas de distribuição:  informar o comprimento da linha de distribuição de energia elétrica em serviço, projetada ao solo (em quilômetros - km) e a quantidade de estruturas (postes e/ou 
torres) (em número de unidades) da linha de distribuição de energia elétrica em serviço. 
As informações sobre o comprimento da linha de distribuição e sobre a quantidade de estruturas (postes e/ou torres) devem ser individualizadas quanto ao: 
- nível de tensão em que se encontram instalados (69 kV ou superior a 69 kV); 
- número de circuitos da linha (isto é, circuito simples ou circuito duplo); e, 
- local de aplicação (se em área urbana ou rural). 
 
e)  Subestações: informar a quantidade de subestações transformadoras (em número de unidades), em função do porte das mesmas, a quantidade total de transformadores de potência (em 
número de unidades) e sua correspondente potência total instalada (em MVA), a quantidade total de bancos de capacitores (em número de unidades) e sua correspondente potência total instalada 
(em MVAR), e a quantidade de disjuntores (em número de unidades). 
 
Tais informações devem ser individualizadas quanto: 
- ao maior nível de tensão da subestação (34,5 kV; 69 kV ou 138 kV); 
- à relação de transformação (34,5/13,8kV ; 69/34,5kV ou 69/13,8kV; 138/69kV ou 138/34,5kV ou 138/13,8kV);  
- ao nível de tensão do local de instalação do banco de capacitor (13,8kV, 34,5kV; 69kV ou 138kV); e, 
- ao nível de tensão do local de instalação do disjuntor (13,8kV, 34,5kV; 69kV ou 138kV). 
 
f)  Geração Associada: nome da usina; localização da usina; tipo de usina: usina hidroelétrica / usina termoelétrica / outras; e potência total instalada (MW ou kW), energia firme (MW), demanda 
máxima; 
 
g)  Para todas as informações referentes à caracterização do sistema elétrico, caso o nível de tensão existente na permissionária seja diferente do solicitado, considerar o nível de tensão 
imediatamente superior para fins de lançamento das informações. Exemplos: (1) se a tensão nominal for de 11,4 kV, considerar como sendo de 13,8 kV; (2) se a tensão nominal for de 23,1 kV, 
considerar como sendo de 34,5 kV; e (3) se a tensão nominal for de 44 kV, considerar como sendo de 69 kV. 
 
II. Apresentação das informações 
 
119. Apresentar as informações de acordo com o modelo disponível em meio eletrônico no sítio da ANEEL, conforme Anexo I deste Submódulo. 
 
 
6. CUSTO DE CAPITAL 
 
120.  Para o cálculo da taxa de retorno utiliza-se a metodologia do Custo Médio Ponderado de Capital (Weighted Average Cost of Capital - WACC), sendo expresso pela seguinte fórmula: 
 
rWACC = (P V
⁄ ) ∙ rp + (D V
⁄ ) ∙ rd    (18) 
 
onde: 
rwacc: custo médio ponderado de capital após impostos, em termos reais; 
rP: custo do capital próprio nominal; 
rD: custo da dívida nominal; 
P: capital próprio; 
D: capital de terceiros ou dívida; e 
V: soma do capital próprio e de terceiros 
 
121.  O resultado final é mostrado na tabela a seguir: 
 
 
Tabela 15: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC