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

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1. O laudo de ativos deverá ser protocolado na ANEEL, em até 120 dias antes da data da revisão tarifária da permissionária.

2. 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

1. 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

1. Apresentar as informações de acordo com o modelo disponível em meio eletrônico no sítio da ANEEL, conforme Anexo I deste Submódulo.

2. CUSTO DE CAPITAL

3. 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

1. O resultado final é mostrado na tabela a seguir:

Tabela 15: Resultado do Custo Médio Ponderado de Capital – WACC