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

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Perdas Técnicas percentuais sobre a energia que circula no segmento Perdas Não Técnicas sobre o Mercado de Baixa Tensão

Alimentadores MT Transformadores MT/BT Circuitos BT Medidores Ramais Percentuais de referência para o segmento 3,89% 4,18% 2,09% 0,53% 0,22%

2,36%

1. A aplicação do Procedimento Simplificado de Avaliação das Perdas se dá com base na configuração do sistema da permissionária e nas energias injetadas e fornecidas em cada nível de tensão, construindo-se assim o Diagrama Unifilar Simplificado da permissionária. Em seguida, são aplicados os percentuais constantes da Tabela 16 na configuração do sistema de distribuição da permissionária e obtidas as perdas de energia em cada segmento. A essas perdas são adicionadas as perdas no sistema de alta tensão da permissionária, quando aplicável, obtendo-se o Valor de Referência de Perdas Regulatórias.

2. O limite de perdas regulatórias admissíveis será o menor entre o Valor de Referência de Perdas Regulatórias e o montante mínimo de perdas na distribuição verificado no histórico da permissionária.

3. É facultado à permissionária que apresente o menor valor de perdas na distribuição obtido de seu histórico superior ao Valor de Referência de Perdas Regulatórias, a avaliação das perdas de energia pela aplicação da metodologia de Cálculo das Perdas na Distribuição, conforme estabelecido no Módulo 7 do PRODIST, ou o que vier a sucedê-lo. Nesse caso, a perda não técnica sobre o mercado de baixa tensão é definida como o menor valor entre o calculado pela referida metodologia, aplicado ao histórico de perdas da permissionária, e o valor de referência de perdas não técnicas na Tabela 16.

4. OUTRAS RECEITAS

5. Os valores de outras receitas capturados na revisão tarifária serão calculados conforme Submódulo 2.7 do PRORET.

6. GERAÇÃO PRÓPRIA DE ENERGIA

7. Na revisão tarifária periódica será definido o Valor da Geração Própria – VGP, em R$/MWh, que consiste no valor regulatório para a cobertura dos custos operacionais e dos custos de capital referentes aos ativos de geração própria da permissionária.

8. Os custos operacionais referem-se às despesas com pessoal, material, serviço de terceiros e outros, e os custos do capital contemplam a remuneração do capital (remuneração líquida mais impostos) e a quota de reintegração dos investimentos (amortização e depreciação).

9. Os custos referentes aos ativos de geração própria da permissionária estão associados a um montante de geração de energia de referência, denominado Montante de Geração Própria – MGP, definido em MWh.

10. O VGP será calculado pelo método do Fluxo de Caixa Descontado – FCD, que consiste em igualar o valor presente dos fluxos de receita e despesas dos ativos de geração de energia da permissionária estimados para o ciclo tarifário, conforme definido no contrato de permissão.

11. O VGP definido na revisão tarifária será atualizado nos reajustes tarifários anuais pela variação acumulada do IPCA.

12. Os custos da geração própria devem compor a Parcela A da receita das permissionárias, no item energia comprada para a revenda, pela multiplicação do VGP vigente pelo MGP definido na revisão.

10.1. VALOR DA GERAÇÃO PRÓPRIA (VGP)

1. O VGP será calculado mediante a aplicação da equação abaixo:

∑ Ri (1+rWACCpré) i n i=1 = ∑ QRRi+RCi+COi (1+rWACCpré) i n i=1 (20)

onde: i: ano tarifário (1, 2, 3, 4 ou 5, sendo 1 o ano da revisão tarifária); rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos, definido conforme item 6 deste Submódulo – Custo de capital; Ri: receita do ano tarifário i; QRRi: quota de reintegração regulatória do ano tarifário i; RCi: remuneração do capital do ano tarifário i; e COi: custos operacionais do ano tarifário i.

1. Os termos da equação (1) são assim definidos:

Ri = MGP * VGP (21) COi = MGP ∗ θ (22) QRRi = BRRbi ∗ δ (23) RCi = BRRli ∗ rWACCpré (24) BRRli = BRRli−1 − δ ∗ BRRb0 (para i > 1) (25)

onde: VGP: valor da geração própria, em R$/MWh; MGP: montante de geração própria, em MWh, definido conforme item 10.3; θ: custo operacional, em R$/MWh, definido conforme item 10.2; BRRb0: base de remuneração regulatória bruta dos ativos de geração própria, em R$, referente ao ano da revisão, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de remuneração; δ: taxa média de depreciação dos ativos de geração própria, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de remuneração; BRRli: base de remuneração regulatória líquida dos ativos de geração própria, em R$, referente ao ano tarifário i, definida conforme item 5 deste Submódulo – Base de remuneração; e T: alíquota tributária marginal efetiva, definida conforme item 6 deste Submódulo – Custo de capital.

10.2. CUSTOS OPERACIONAIS

1. Os custos operacionais associados aos ativos de geração própria de fonte hidráulica serão definidos em função da potência instalada de cada usina, por meio da aplicação da seguinte equação:
   θ = {[exp(2,74 − 0,417 ln(Pot) + 0,397)] + 1,24} × ( IPCAi IPCA11/2006) (26)

onde: θ: custos operacionais em R$/MWh; Exp: exponencial; Ln: logaritmo natural;