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
 
 
Componente 
Fórmula 
Valor 
Estrutura de Capital 
  
 
Capital Próprio 
(P/V) 
93% 
Capital de Terceiros 
(D/V) 
7% 
Custo de Capital Próprio 
  
 
Custo de capital próprio nominal 
rP 
9,54% 
Inflação 
 
5,72% 
Custo de capital próprio real 
  
3,62% 
Custo de Capital de Terceiros 
  
 
Custo de dívida nominal  
rD 
12,00% 
Custo de dívida real 
  
5,82% 
Custo Médio Ponderado  
  
 
WACC nominal depois de impostos 
rWACC 
9,71% 
WACC real depois de impostos 
rWACC 
3,77% 
 
 
7. FATOR X 
 
122.  O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes, estabelecido no momento da revisão tarifária, se mantenha ao longo do ciclo tarifário. 
 
123.  A abordagem adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária periódica busca defini-lo a partir dos ganhos potenciais de produtividade, compatíveis com o nível de 
crescimento do mercado, do número de unidades consumidoras, além de promover uma transição da Parcela B. 
 
124.  Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por dois componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X  =  Pd  +  T   (18) 
 
onde: 
𝑃𝑑 = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição; e  
𝑇 = Trajetória de Parcela B. 
 
125.  Os componentes Pd e T serão definidos “ex-ante”, ou seja, no momento da revisão tarifária. 
 
 
7.1.  COMPONENTE DE GANHOS DE PRODUTIVIDADE DA ATIVIDADE DE DISTRIBUIÇÃO – Pd 
 
126.  O Componente Pd do Fator X contempla os ganhos de produtividade potenciais associados à distribuição de energia elétrica, sendo adotado o valor de 1,15% a.a. 
 
 
7.2.  TRAJETÓRIA DE EFICIÊNCIA PARA A PARCELA B – T 
 
127.  O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição da Parcela B.  
 
128.  Quando o valor da Parcela B definido no 1CRTP-P estiver contido no intervalo de +/- 30,0% (mais ou menos trinta por cento) em relação à Parcela B definida no último processo tarifário, não 
haverá aplicação do componente T. 
 
129.  Caso contrário, o reposicionamento tarifário será limitado a +/- 30% e a diferença será incorporada no Componente T, conforme a fórmula abaixo. 
 
T = (1 − √
VPB
VPB′
N
)      (19) 
 
onde: 
N: número de reajustes entre duas revisões tarifárias sucessivas; 
VPB’: Valor da Parcela B para fins de reposicionamento tarifário (após a limitação de +/- 30% da Parcela B anterior); e 
VPB: Valor da Parcela B. 
 
130. O valor do Componente T será limitado a +/- 2,0% (mais ou menos dois por cento). 
 
 
8. PERDAS DE ENERGIA 
 
131. As perdas de energia são classificadas em perdas técnicas e não técnicas, e possuem período de apuração anual. A metodologia consiste em definir limites de perdas regulatórias admissíveis 
no momento da revisão tarifária, aplicáveis aos reajustes subsequentes. 
 
132.  As Perdas Técnicas correspondem à parcela das perdas na distribuição inerente ao processo de transporte, transformação de tensão e medição da energia na rede da concessionária, expressa 
em megawatt-hora (MWh).  
 
133.  As Perdas Não Técnicas representam todas as demais perdas associadas à distribuição de energia elétrica, tais como furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição etc. Corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas Técnicas, em megawatt-hora (MWh). 
 
134.  O limite de perdas regulatórias admissíveis é um valor fixo definido para todo o ciclo de revisão tarifária, obtido com base no histórico das perdas de energia verificadas e na avaliação das 
perdas de energia da permissionária. A avaliação das perdas de energia pode ser realizada através da aplicação de um Procedimento Simplificado ou através da aplicação da metodologia de Cálculo 
das Perdas na Distribuição, conforme estabelecido no Módulo 7 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. 
 
135.  O Procedimento Simplificado de Avaliação das Perdas é o método padrão a ser aplicado às permissionárias. Nesse procedimento, a avaliação das perdas de energia é realizada através da 
aplicação de percentuais de referência de perdas regulatórias ao sistema de distribuição da permissionária, somando-se as perdas percentuais no sistema de alta tensão, quando aplicável, 
calculadas conforme disposto no Módulo 7 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. 
 
136.  A Tabela abaixo apresenta os percentuais de referência de perdas técnicas por segmento com base na energia que circula no mesmo e de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa 
tensão para aplicação do Procedimento Simplificado de avaliação das perdas. 
 
 
Tabela 16 - Percentuais de Referência de Perdas Técnicas por Segmento e Perdas Não Técnicas sobre o Mercado de Baixa Tensão 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                            

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