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S U P E R I N T E N D Ê N C I A D E G E S T Ã O 
T A R I F Á R I A – S G T 
 
Nota Técnica nº 71/2015-SGT/ANEEL 
Brasília, 02 de Abril de 2015 
 
 
 
 
 
 
 
Base de Remuneração 
Regulatória 
 
Banco de Preços Referenciais 
 
M E T O D O L O G I A A P L I C A D A A R E D E S , L I N H A S E 
S U B E S T A Ç Õ E S D E D I S T R I B U I Ç Ã O 
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 
R E V I S Ã O T A R I F Á R I A P E R I Ó D I C A D A S C O N C E S S I O N Á R I A S 
D E D I S T R I B U I Ç Ã O D E E N E R G I A E L É T R I C A 
 
 
 
 
 
AUDIÊNCIAPÚBLICA 
 
 
 
 
Agência Nacional de Energia Elétrica 
SGAN 603 / Módulo “J” – 1º andar 
CEP: 70830-030 – Brasília – DF 
Tel: + 55 61 2192-8814 
Fax: + 55 61 2192-8679 
 
 
 
índice 
 
 
 
I. OBJETIVO ........................................................................................................................................................................ 1 
II. DOS FATOS .................................................................................................................................................................... 1 
III. ASPECTOS METODOLÓGICOS ................................................................................................................................... 2 
III.1. PROPOSTA ............................................................................................................................................................. 2 
III.2. HARMONIZAÇÃO METODOLÓGICA ..................................................................................................................... 3 
IV. METODOLOGIA ............................................................................................................................................................ 4 
IV.1. A FORMAÇÃO DO BANCO DE PREÇOS .............................................................................................................. 4 
IV.2. EQUIPAMENTO PRINCIPAL (EP) .......................................................................................................................... 5 
IV.3. DEFINIÇÃO DOS MÓDULOS ................................................................................................................................. 6 
IV.3.1 – CARACTERIZAÇÃO ...................................................................................................................................... 6 
IV.3.2 – REPRESENTATIVIDADE DOS TUCs ........................................................................................................... 9 
IV.3.3 – CODIFICAÇÃO ............................................................................................................................................ 10 
IV.4. VALORAÇÃO DOS MÓDULOS ............................................................................................................................ 12 
IV.4.1 – BASE DE DADOS ........................................................................................................................................ 12 
IV.4.2 – CÁLCULO DA MÉDIA BRASIL .................................................................................................................... 12 
IV.4.3 – AGRUPAMENTO DE MÓDULOS ................................................................................................................ 13 
IV.4.4 – AJUSTES DE MÓDULOS ............................................................................................................................ 14 
IV.4.5 – AGRUPAMENTO DE EMPRESAS .............................................................................................................. 15 
IV.5. BANCO DE PREÇOS REFERENCIAIS ................................................................................................................ 16 
V. RESULTADOS .............................................................................................................................................................. 19 
VI. APLICAÇÃO................................................................................................................................................................. 22 
VI.1. AVALIAÇÃO DOS ATIVOS E LAUDO DE AVALIAÇÃO ....................................................................................... 22 
VI.2. TRATAMENTO DE CASOS ATÍPICOS ................................................................................................................ 24 
VI.3. ATUALIZAÇÃO DOS MÓDULOS ......................................................................................................................... 25 
VI.4. NOVAS TECNOLOGIAS E MELHORIA DA QUALIDADE .................................................................................... 26 
VII. OUTROS TEMAS ....................................................................................................................................................... 27 
VII.1. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA – BAR .................................................................................................... 27 
VII.2. JUROS SOBRE OBRAS EM ANDAMENTO – JOA ............................................................................................. 29 
VII.3. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS ................................................................................................................................. 30 
VIII. CONCLUSÃO ............................................................................................................................................................ 32 
IV. RECOMENDAÇÃO ...................................................................................................................................................... 33 
ANEXO I – LISTA DE CONTRIBUIÇÕES NA PRIMEIRA ETAPA DA AP 23/2014 ............................................................ 1 
ANEXO II – AGRUPAMENTO DE MÓDULOS .................................................................................................................. 24 
ANEXO III – ESTRUTURA MODULAR FINAL .................................................................................................................. 30 
ANEXO IV – BASE DE DADOS DE VARIÁVEIS .............................................................................................................. 31 
ANEXO V – AGRUPAMENTO DE EMPRESAS ................................................................................................................ 35 
ANEXO VI – CÓDIGO R ................................................................................................................................................... 58 
ANEXO VII – FÓRMULAS DE ATUALIZAÇÃO ................................................................................................................. 63 
ANEXO VIII – BASE DE DADOS – JOA ........................................................................................................................... 67 
ANEXO IX – BASE DE DADOS – BAR ............................................................................................................................. 69 
ANEXO X – AJUSTES REALIZADOS NOS PREÇOS DOS MÓDULOS .......................................................................... 72 
ANEXO XI – RELAÇÃO DE MÓDULOS E PREÇOS ........................................................................................................ 82 
ANEXO XII – RESULTADOS .......................................................................................................................................... 104 
 
 
 
 
Nota Técnica no 71/2015–SGT/ANEEL 
 
Em 02 de abril de 2015. 
 
 
 
 
Processo n.º 48500.002748/2014-46 
 
Assunto: Metodologia e Resultados do Banco de 
Preços Referenciais para definição da Base de 
Remuneração Regulatória (BRR) das 
Concessionáriasde Distribuição de Energia Elétrica. 
 
 
 
 
I. OBJETIVO 
 
1. O objetivo desta Nota Técnica é apresentar os resultados do estudo para o estabelecimento de 
referenciais regulatórios para valoração de ativos, na constituição de um Banco de Preços Referenciais, 
objetivando a definição da Base de Remuneração Regulatória (BRR), a ser aplicada nas revisões tarifárias 
periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. Em 11/06/2014 foi aberta a primeira fase da Audiência Pública nº 23/2014, onde disponibilizou-
se para discussão a Nota Técnica n° 187/2014-SRE/ANEEL, que apresentou os primeiros resultados do Banco 
de Preços Referenciais para as Concessionárias de Distribuição. O período de contribuições se estendeu de 
11/6/14 a 1/9/14 e, especificamente em relação ao tema Base de Remuneração, foram recebidas quase 200 
contribuições de 29 interessados, entre agentes, conselhos de consumidores, associações setoriais e 
consultorias. 
 
3. Em 08/09/2014, por meio do Ofício Circular n° 25/2014-SRE/ANEEL foram solicitados os dados 
de investimento de todas as concessionárias dos últimos 2 anos, com o objetivo de avaliar os custos de 
Componentes Menores e Custos Adicionais. 
 
4. Em 08/10/2014, por meio do Ofício Circular n° 29/2014-SRE/ANEEL, foram solicitados os 
dados de investimento agregado de todas as concessionárias dos últimos 2 anos, com o objetivo de avaliar o 
prazo médio de construção dos diversos tipos de obras. 
 
5. Dessa forma, os resultados apresentados nesta Nota Técnica decorrem da análise das 
informações recebidas, aperfeiçoando a metodologia já apresentada na Nota Técnica n° 187/2014-
SRE/ANEEL, e também considera as contribuições recebidas no âmbito da audiência pública. 
 
(Fls. 2 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
6. Por fim, esta Nota Técnica foi estruturada de forma a apresentar a base de dados utilizada, a 
metodologia e os resultados alcançados, além de uma análise sucinta das contribuições recebidas, indicando 
quais já foram acatadas ou não, bem como as que ainda estão em análise. 
 
 
III. ASPECTOS METODOLÓGICOS 
 
III.1. PROPOSTA 
 
7. Na Nota Técnica n° 187/2014-SRE/ANEEL, de 04/06/14, foi enunciado o problema que se 
buscava solucionar: 
 
“Quais os melhores métodos, critérios e procedimentos a serem adotados para valorar os ativos 
de distribuição, conferindo maior robustez, previsibilidade, consistência e transparência ao 
processo, minimizando as discussões entre regulado e regulador, e introduzindo mecanismos 
de incentivo à eficiência?” 
 
8. A grande maioria das contribuições recebidas na AP 23 foram no sentido de apoiar a adoção 
de um banco de preços referenciais, mas discordaram quanto ao início de sua aplicação, sugerindo, em geral, 
que fosse aplicado a partir do próximo ciclo de cada empresa. 
 
9. Apesar disso, houve muita crítica à base de dados utilizada para compor o banco de preços 
que foi colocado em AP, o que certamente prejudicou também a própria análise quanto à sua aplicação, gerando 
insegurança quanto aos resultados esperados. 
 
10. Sobre esse aspecto, o banco agora apresentado evolui muito em termos de qualidade da 
informação. Além disso, serão apresentados nesta Nota Técnica todos os impactos simulados, o que permitirá 
uma análise mais qualificada. 
 
11. Assim, com base no resultado alcançado e nos argumentos que serão explicitados abaixo, a 
proposta para esta segunda fase da AP é: 
 
Adoção de valores regulatórios para os itens de custos denominados de COM 
(Componentes Menores) e CA (Custos Adicionais) que compõem o investimento. Para 
implementar essa proposta, deverá ser utilizado um Banco de Preços Simplificado, com 
a definição dos módulos construtivos no nível do Tipo de Unidade de Cadastro – TUC. 
 
12. Ressalta-se que a aplicação do Banco de Preços se dará sobre os investimentos incrementais, 
realizados entre a data-base do laudo da última revisão tarifária e a data-base de agora. 
 
13. A aplicação efetiva deverá observar a dinâmica própria da base de remuneração, cuja data-
base é seis meses antes da data de revisão tarifária da concessionária. Na ocasião, todo o trabalho de 
realização do laudo de avaliação já estará em curso, visto que a data de entrega ocorre em até 120 dias antes 
da revisão tarifária. Assim, a proposta é que se aplique às empresas cuja data de revisão tarifária seja, no 
mínimo, 180 dias após a aprovação do Submódulo 2.3 do Proret, conforme o diagrama abaixo: 
 
(Fls. 3 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 1: Data de Aplicação do Banco de Preços 
 
 
III.2. HARMONIZAÇÃO METODOLÓGICA 
 
14. Pode-se decompor a Receita Requerida da empresa em dois grandes grupos: custos 
operacionais e custos de capital. Para se definir os valores regulatórios desses itens, parte-se inicialmente de 
dados reais e, após algum tratamento metodológico, obtém-se os referenciais regulatórios. Mas é importante 
ressaltar que a fonte primária são dos dados contábeis. 
 
15. No caso dos custos operacionais, a partir da informação contábil é realizado um processo de 
benchmarking e adotado um custo médio. Assim, empresas que operam abaixo do custo médio, ganham e as 
que operam acima, perdem. 
 
16. Já na base de remuneração, a informação utilizada também parte do contábil, porém não há 
um processo de benchmarking. Na verdade, como as próprias contribuições na AP afirmam, o método se 
aproxima do custo do serviço, embora haja uma análise crítica a partir da fiscalização. 
 
17. No entanto, os registros contábeis padecem do clássico problema de alocação entre despesas 
e investimentos, uma vez que as empresas utilizam diferentes critérios para classificar alguns tipos de custos, 
o que dificulta a padronização. No sentido de minimizar essa divergência de entendimento, houve um grande 
avanço na atualização recente do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), que passou a vigorar em 
janeiro de 2015, ao listar as principais atividades que devem ser reconhecidas como investimento. 
 
18. No entanto, essa ação, embora importante, pode não resolver por completo a questão. Os 
questionamentos feitos no passado foram no sentido de que as glosas no investimento deveriam compor os 
custos operacionais, embora sempre tenha havido a determinação da área de fiscalização para que a empresa 
recontabilizasse os valores glosados. É importante reconhecer ainda que, a depender da regra que se utilize 
para reconhecimento dos custos operacionais, o trade-off entre Opex e Capex continuará existindo se a 
avaliação dos investimentos tiver sido feita individualmente sobre os custos reais. Essa situação é ilustrada na 
figura abaixo. 
 
(Fls. 4 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 2: Trade-off entre Opex e Capex 
 
19. Além disso, há a questão do incentivo, ou seja, o quanto o método atual incentiva a eficiência. 
Uma vez que não há qualquer comparação entre as empresas, o poder de incentivo da metodologia atual é 
muito baixo. 
 
20. Assim, a adoção de um método comparativo e a harmonização entre os métodos de 
reconhecimento dos custos operacionais e investimentos elimina o problema descrito acima, passando-se a 
avaliar o custo global da empresa. Como vantagem adicional, introduz um maior incentivo à eficiência, pois há 
a possibilidade de ganho real. 
 
 
IV. METODOLOGIA 
 
21. Os itens a seguir descrevem a metodologia utilizada para a elaboração do Bancode Preços 
Referenciais, apresentando os valores e resultados obtidos. 
 
 
IV.1. A FORMAÇÃO DO BANCO DE PREÇOS 
 
22. Para a valoração dos ativos de Distribuição é utilizado o método do “Custo de Reposição 
Otimizado e Depreciado”, denominado de Valor Novo de Reposição – VNR. 
 
23. O VNR corresponde ao valor, a preços atuais de mercado, de um ativo idêntico, similar ou 
equivalente, sujeito a reposição, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo 
existente, considerando todas as despesas necessárias para sua instalação. 
 
24. Os itens que compõem o valor final dos ativos fixos (VNR) considerados na avaliação são 
descritos nas seguintes parcelas: 
 
𝑉𝑁𝑅 = 𝐸𝑃 + 𝐶𝑂𝑀 + 𝐶𝐴 + 𝐽𝑂𝐴 (1) 
 
 EP – Equipamentos Principais – equipamentos representados pelas Unidades de 
Cadastro (UC/UAR), conforme o MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor 
Elétrico como: disjuntor, chave seccionadora, transformador de corrente, transformador de 
potencial, etc. 
 COM – Componentes Menores – conjunto de componentes fixos vinculados a um 
determinado padrão construtivo como, por exemplo: cabos de controle, isoladores, etc. 
(Fls. 5 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 CA – Custos Adicionais – compreende os custos necessários para colocação do bem em 
operação e deve ser composto dos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete. 
 JOA – Juros sobre Obras em Andamento – representa a remuneração da obra em curso 
e é aplicado sobre o total dos itens anteriores, para subestações, linhas e redes de 
distribuição. 
 
25. O trabalho de avaliação consiste, em última análise, em estabelecer o adequado tratamento 
para cada um desses itens de custo. 
 
26. Para os Equipamentos Principais, propõe-se que o preço a ser adotado seja o valor médio 
praticado por cada concessionária, obtido a partir do banco de compras da empresa. Esse valor é denominado 
de Valor de Fábrica (VF) e na sua composição devem ser expurgados os gastos com impostos recuperáveis. 
 
27. Para os Componentes Menores e Custos Adicionais, propõe-se a adoção do Banco de 
Preços Referenciais que define os valores regulatórios de forma modular. 
 
28. Por fim, para o JOA, propõe-se manter o tratamento regulatório já adotado, que estabelece os 
valores referenciais para as diversas tipologias de construção. 
 
29. A figura abaixo ilustra o tratamento a ser dado a cada item de custo do VNR. 
 
 
Figura 3: Formação do VNR 
 
 
IV.2. EQUIPAMENTO PRINCIPAL (EP) 
 
30. Para o EP, a proposta é a adoção do preço médio praticado pela Distribuidora, a partir do seu 
próprio banco de compras, expurgado o ICMS. O cálculo deverá considerar o valor médio ponderado no 
intervalo do ciclo tarifário. 
 
31. Um pleito de diversas empresas na AP 23, que entendemos ser pertinente, foi o de considerar 
as perdas financeiras associadas aos créditos de ICMS na aquisição de equipamentos, pois o valor do tributo 
é retirado do banco de preços e as distribuidoras se creditam dele em até 48 meses sem correção monetária, 
razão pela qual esse custo tributário-financeiro deve ser recuperado. 
 
32. Assim, para o cálculo do Valor de Fábrica (VF), deverá ser considerado além do preço do 
equipamento, os impostos não recuperáveis. No caso do ICMS, deverá ser agregada a parcela não recuperável 
do imposto e o adicional decorrente do fluxo de crédito da parcela recuperável, conforme ilustrado na figura 
abaixo. 
(Fls. 6 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
 
Figura 4: Tratamento do ICMS formação do VF 
 
33. Para o cálculo dessa parcela de ICMS recuperável, será adotada a seguinte formulação: 
 
 (2) 
 
 (3) 
 
onde: 
𝐶𝑖𝑐𝑚𝑠: Parcela do imposto recuperável, dado em R$; 
𝑖: Taxa de desconto mensal; 
𝑛: número de meses (48). 
 
 
IV.3. DEFINIÇÃO DOS MÓDULOS 
 
 
IV.3.1 – CARACTERIZAÇÃO 
 
34. Os itens seguintes detalham o processo de caracterização técnica e definição dos módulos 
construtivos necessários à composição do Banco de Preços. O referido processo adotou, como ponto de 
partida, os módulos constantes na Nota Técnica nº 187/2014-SRE/ANEEL, apresentada na 1ª fase da Audiência 
Pública nº 23/2014. 
 
35. Vale ressaltar que, naquela ocasião, a definição dos módulos buscou fundamento nos dados 
técnicos construtivos presentes nas Bases de Remuneração incrementais (decorrentes de ações de 
fiscalização do 3º Ciclo de Revisão Tarifária) de 33 das 61 distribuidoras de energia do Brasil, pelo fato destas 
apresentarem informações completas e padronizadas em consonância com o Manual de Controle Patrimonial 
do Setor Elétrico – MCPSE. Tal amostra representou cerca de 90% da base de todos os ativos elétricos em 
serviço no setor de distribuição. Ressalte-se, ainda, que a modularização visou abranger bens com participação 
significativa entre os ativos que compõem as Bases de Remuneração. 
 
36. Não obstante a robustez/atualidade técnica alcançada, fez-se necessária uma revisitação dos 
módulos inicialmente concebidos, buscando-se adequá-los às novas demandas e/ou características 
decorrentes tanto das contribuições recebidas na 1ª fase da Audiência Pública nº 023/2014, quanto dos dados 
enviados em atendimento ao Ofício Circular nº 025/2014-SRE/ANEEL, de modo a viabilizar uma posterior 
𝑉𝐹 =
𝐶𝑖𝑐𝑚𝑠
𝑛 ∙ 𝑖
∙ (
1
(1 + 𝑖)𝑛
+ 𝑛 ∙ 𝑖 − 1) 
𝑖 = (1 + 𝑟𝑤𝑎𝑐𝑐)
1
12⁄ − 1 
(Fls. 7 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
análise sistematizada dos custos dos Componentes Menores – COM e dos Custos Adicionais – CA vinculados 
aos bens então modularizados. 
 
37. A premissa da análise, contudo, manteve-se a mesma, qual seja: a de se estruturar um conjunto 
relativamente pequeno de módulos, aplicáveis a ativos passíveis de valoração e de remuneração, capazes de 
representar um montante significativo do Ativo Imobilizado em Serviço. Para tanto, e com base nas 
constatações do estudo de representatividade apresentados na 1ª fase da Audiência Pública nº 023/2014, 
manteve-se a representação fundamentada em módulos categorizados como Essenciais e Acessórios, como 
apresentado na tabela a seguir. 
 
Tabela 1 – Categorias dos módulos 
 
 
38. A definição do quantitativo de módulos por Tipo de Unidade de Cadastro - TUC permaneceu 
associada à análise de preços dos equipamentos principais. Assim, TUCs com grande variedade de 
equipamentos principais como, por exemplo, Estruturas, terão um número maior de módulos, porém sempre 
buscando a máxima otimização possível. 
 
39. A análise das contribuições relativas à representatividade dos módulos construtivos encontra-
se apresentada no ANEXO I, onde são detalhadas, individualmente, aquelas que foram acatadas (total ou 
parcialmente), as que ainda encontram-se em análise, bem como as não acatadas. O gráfico a seguir resume 
o resultado da análise das contribuições que tratam do aperfeiçoamento da representatividade modular. 
 
 
Figura 5 – Resultado da análise das contribuições quanto à representatividade modular 
 
 
(Fls. 8 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
40. Quanto aos dados recebidos em razão do Ofício Circular nº 025/2014-SRE/ANEEL, foi possível 
incorporar as informações relativas à codificação de atributos com características técnicas (A2 a A6), desde 
que as mesmas estivessem em consonânciaao proposto pela Superintendência de Fiscalização Econômica e 
Financeira – SFF, na 1ª fase da Audiência Pública nº 024/2014 (objeto: obter subsídios para a revisão do 
Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE). 
 
41. Registre-se, porém, que as informações referentes ao Tipo de Projeto (PEP) não puderam ser 
incorporadas ao aperfeiçoamento dos módulos, pelo fato de as mesmas não se encontrarem padronizadas. No 
entanto, foi possível atualizar a correlação dos módulos relativamente aos Tipos de Instalação (TI), que são 
consolidados na tabela a seguir. 
 
Tabela 2 – Tipos de Instalação 
Código Descrição 
30 Subestações em tensão menor ou igual que 13,8kV 
31 Subestações em tensão maior que 13,8kV e menor ou igual a 34,5kV 
32 Subestações em tensão maior que 34,5kV e menor ou igual a 69kV 
33 Subestações em tensão maior que 69kV e menor ou igual a 138kV 
34 Subestações em tensão maior que 138kV e menor ou igual a 230kV 
35 Linha de Distribuição em tensão menor ou igual que 13,8kV 
36 Linha de Distribuição em tensão maior que 13,8kV e menor ou igual a 34,5kV 
37 Linha de Distribuição em tensão maior que 34,5kV e menor ou igual a 69kV 
38 Linha de Distribuição em tensão maior que 69kV e menor ou igual a 138 kV 
39 Linha de Distribuição em tensão maior que 138kV e menor ou igual a 230kV 
40 Redes de Distribuição Aérea Urbana 
41 Redes de Distribuição Aérea Rural 
42 Redes de Distribuição Subterrânea Urbana 
43 Redes de Distribuição Subterrânea Rural 
93 Sistema de medição (que não integram as ODI de Usinas e de Subestações) 
 
42. Observe-se a ausência, na tabela anterior, do Tipo de Instalação “Redes de Distribuição 
Submersas” (código MCPSE: 44), haja vista o reconhecimento de que esta tipologia e todos os Tipos de 
Unidade de Cadastro a ela associados referem-se a obras de caráter excepcional. Portanto, não serão definidos 
módulos às mesmas, propondo-se tratá-las como caso atípico. 
 
43. Cabe destaque à reformulação implementada aos módulos de Medidores, passando-se, 
relativamente ao definido na 1ª fase da Audiência Pública nº 023/2014, de cinco (05) para dez (10) módulos por 
Tipo de Instalação, em função das contribuições recebidas, bem como da análise dos dados enviados em 
atendimento ao Ofício Circular nº 025/2014-SRE/ANEEL. Entretanto, reconhece-se a necessidade de futuros 
ajustes e/ou reformulações, em razão das definições a que se chegarem sobre o tema, ao término da 2ª fase 
da Audiência Pública nº 024/2014 (revisão do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE). 
 
44. A tabela e figura seguintes indicam os quantitativos de módulos essenciais e acessórios 
propostos para fins de valoração, aplicáveis tanto às concessionárias de grande porte quanto às de pequeno 
porte. 
 
(Fls. 9 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 3 – Quantitativo de Módulos 
 
 
 
IV.3.2 – REPRESENTATIVIDADE DOS TUCs 
 
45. A partir dos Valores Originais Contábeis – VOC enviados em atendimento ao Ofício Circular nº 
025/2014-SRE/ANEEL, pode-se obter a representatividade dos diversos Tipos de Unidades de Cadastro – 
TUCs, conforme apresentado na tabela a seguir. 
 
Tabela 4 – Representatividade dos TUCs 
 
 
46. Nos gráficos seguintes, pode-se visualizar detalhadamente os graus de representatividade 
indicados na tabela anterior. 
 
Categoria Qtd. %
Essenciais 164 57%
Acessórias 122 43%
Total 286 100%
Categoria Descrição indiv. agreg. categ.
Condutores Rede Aérea 24,356%
Condutores Rede Subterrânea 1,754%
Condutores Subestação 0,093%
Condutores Linha 2,777%
Postes Rede 26,359%
Postes Subestação 0,027%
Postes Linha 1,115%
Torres Rede 0,002%
Torres Subestação 0,007%
Torres Linha 1,858%
Sistema de Medição 13,734% 14%
Trafos-D Rede Aérea 15,675%
Trafos-D Rede Subterrânea 0,178%
Trafos-F Subestação 3,677% 4%
Chaves 2,300%
Religadores 1,855%
Trafos de Medida 0,751%
Disjuntores 0,737%
demais 2,746% 3%
A
C
ES
SÓ
R
IA
S
6%
8%
TUC % VOC
ES
SE
N
C
IA
IS
29%
92%
28%
2%
16%
(Fls. 10 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 6 – Representatividade dos TUCs - %VOC individualizados 
 
 
Figura 7 – Representatividade dos TUCs - %VOC agregados 
 
 
IV.3.3 – CODIFICAÇÃO 
 
47. Em função do exposto, obteve-se o conjunto de módulos apresentados no ANEXO XI, cuja 
aplicação, para fins da composição de preços das unidades de cadastro, requer o correto entendimento de 
todas as informações a eles pertinentes, conforme a seguir apresentadas: 
 
 
 
(Fls. 11 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 TIPO DE INSTALAÇÃO 
 Código: cadastro / classificação constante nas Ordens de Imobilização – ODI, em 
conformidade com o MCPSE; 
 Descrição: sucinta apresentação do Tipo de Instalação. 
 
 MÓDULO SISBASE 
 Código: simbologia alfanumérica convencionada para fins de implementação da valoração 
em sistema computacional, composta de seis dígitos - AAANNN; onde: 
 AAA – identifica abreviadamente o Tipo de Unidade de Cadastro; e 
 NNN – identifica sequencialmente um subconjunto de módulos, com centena 
específica por Tipo de Instalação, a saber: 
o 100 – Rede de Distribuição 
o 200 – Linha de Distribuição 
o 300 – Subestação de Distribuição 
o 400 – Sistema de Medição1 
 Descrição Geral: apresentação ampliada das características do módulo. 
 
 TUC (Tipo de Unidade de Cadastro) 
 Categoria: identifica se o TUC pertence à categoria Essencial ou Acessória; 
 Código: numeração do TUC em conformidade com o MCPSE. 
 
 CODIFICAÇÃO MCPSE 
 A1 a A6: conjunto de atributos representativos da Unidade de Cadastro, codificados em 
conformidade com o MCPSE. 
 
 CARACTERÍSTICA TÉCNICA 
 A1 a A6: descrição técnica sucinta das características dos atributos, em conformidade com 
o MCPSE. 
 
 UNIDADE 
 identifica a unidade de medida à qual está relacionada a valoração do módulo. 
 
 VALORAÇÃO (R$) 
 Grupo: identifica o agrupamento de empresas ao qual estão relacionados os valores 
modulares regulatórios de COM e CA; 
 COM: valor modular regulatório do Componente Menor; e 
 CA: valor modular regulatório do Custo Adicional. 
 
48. Como ferramenta auxiliar para visualização e entendimento das informações anteriormente 
apresentadas, encontra-se, no ANEXO III, uma representação esquemática da estruturação modular proposta. 
 
 
 
1 Centena excepcionalmente estendida à tipologia Rede de Distribuição, para fins de consideração, nos cálculos de valoração, 
daqueles registros associados ao TUC Medidor, lançados em dissonância ao previsto no subitem 6.6.3 do MCPSE. 
(Fls. 12 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
IV.4. VALORAÇÃO DOS MÓDULOS 
 
49. Os itens seguintes descrevem, passo a passo, o processo de construção do Banco de Preços. 
Vale ressaltar que todos os dados e informações utilizadas estão disponibilizados nos Anexos desta Nota 
Técnica. 
 
 
IV.4.1 – BASE DE DADOS 
 
50. A base de dados foi construída a partir do levantamento de informações de investimentos 
realizados nos últimos 24 meses (Ofício Circular nº 025/2014-SRE/ANEEL, de 08 de setembro de 2014). As 
informações contábeis referentes ao Valor OriginalContábil – VOC foram desagregadas em 4 campos distintos: 
(i) Valor de Fábrica; (ii) Custo de Componentes Menores (COM); (iii) Custos Adicionais (CA) e; (iv) JOA. Além 
disso, os registros contábeis contemplavam a nova classificação de ativos do Manual de Controle Patrimonial 
do Setor Elétrico – MCPSE (1ª fase da Audiência Pública nº 024/2014), o que permitiu o agrupamento modular 
das instalações. 
 
51. Das 63 distribuidoras existentes, apenas 7 não foram consideradas na base de dados, a saber: 
CEA, JOÃO CESA, BOA VISTA, CEEE, CERON, CEMAR e CELPA. As quatro primeiras distribuidoras 
encaminharam respostas ao Ofício Circular nº 025/2014, no entanto, foram identificados problemas na 
codificação dos registros, o que inviabilizou a inclusão dessas concessionárias no estudo ora proposto. A 
CERON encaminhou suas informações tardiamente e, por isso, não teve seu valores contábeis refletidos no 
Banco de Preços, embora sua codificação tenha permitido que se simulasse seus resultados na Base de 
Remuneração. 
 
52. Já CEMAR e CELPA foram as únicas concessionárias que não encaminharam qualquer 
informação contábil para composição do Banco de Preços. A despeito da data-limite ter sido atendida por quase 
a totalidade das concessionárias, estas empresas alegaram que o prazo estabelecido no Ofício Circular nº 
25/2014, de cerca de 40 dias, não seria suficiente para gerar as informações solicitadas, tendo sido propostas 
duas soluções para seu envio: (i) prazo de 30 meses, entre adaptação de sistema e coleta de informações ou 
(ii) uma proposta alternativa, de 12 meses, para construção da base de dados. 
 
53. Ressalta-se que, durante essa nova fase da Audiência Pública nº 023/2014, poderão ser 
acrescidas novas informações à base de dados, portanto, as concessionárias citadas terão oportunidade de 
enviá-las de modo a compor o Banco de Preços Referenciais da ANEEL. 
 
 
IV.4.2 – CÁLCULO DA MÉDIA BRASIL 
 
54. A partir dos dados recebidos foram realizadas análises de consistência nas informações de 
cada um dos campos do modelo disponibilizado às concessionárias, em especial, aqueles associados à 
codificação do MCPSE e valores contábeis. Foram desconsiderados todos os registros que não apresentaram 
uma adequada codificação, o valor contábil total da obra (VOC) ou aqueles em que a soma das 4 parcelas 
(Fls. 13 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
desagregadas não correspondessem ao VOC. Após esses ajustes, foram consideradas as informações 
completas conforme modelo a seguir: 
 
Tabela 5 – Campos de Informações 
 
 
55. Dos cerca de 2 milhões de registros contábeis recebidos (1.991.665 registros), 1,76 milhão 
foram considerados aptos a integrar a base de dados após os ajustes mencionados. Desse total, foi possível 
atribuir módulos a 95% da base de dados, resultando em cerca de 1,68 milhão de registros modularizados. 
 
56. Assim, para definição do preço inicial atribuído a cada módulo, foi calculada uma média 
ponderada pela quantidade informada em cada registro sob análise, considerando todas as empresas da 
amostra (média Brasil), segregadas em grande e pequeno porte, cuja metodologia será explicitada mais 
adiante. 
 
 
IV.4.3 – AGRUPAMENTO DE MÓDULOS 
 
57. Para fins de valoração dos módulos, diversas contribuições recebidas na 1ª fase da Audiência 
Pública nº 23/2014 indicaram variações incoerentes e discrepâncias significativas nos custos regulatórios então 
definidos para os Componentes Menores - COM e para os Custos Adicionais - CA. 
 
58. Tais contribuições, aliadas a uma análise preliminar dos dados enviados pelas concessionárias 
em atendimento ao Ofício Circular nº 025/2014-SRE/ANEEL, sinalizaram a existência de semelhanças técnicas 
e construtivas entre módulos propostos, caracterizando a possibilidade de criação de agrupamentos modulares 
que capturassem convergências relacionadas à baixa variabilidade dos custos de COM e/ou de CA entre eles. 
Os agrupamentos assim considerados encontram-se apresentados no ANEXO II. 
 
59. Para melhor compreensão da metodologia, exemplifica-se, a seguir, a sua aplicação em 
transformadores de distribuição, a qual teve como propósito a obtenção de valores monetários de COM e CA 
mais homogêneos entre as faixas de potência elencadas, buscando-se, ao mesmo tempo, observar 
características inerentes ao tipo de instalação. Assim, para os módulos definidos para o TUC em referência, 
foram definidos os agrupamentos apresentados na tabela a seguir. 
 
1 2 3 4 5 6 7 8
CodigoD Distribuidora Código
Nº de Projeto
(PEP)
ODI TI TUC A1
9 10 11 12 13 14 15 16
A2 A3 A4 A5 A6
Conta
Contábil
Descrição
do Bem
Quantidade
17 18 19 20 21 22 23
Unidade
Data de
Imobilização
Valor Original
Contábil - VOC
Vr de Fábrica
do VOC
COM Unitário
do VOC
Custo Adicional
sem JOA do VOC
JOA do VOC
(Fls. 14 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 6 – Caso-Exemplo de Agrupamento de Módulos 
 
 
60. Na tabela anterior, destacando-se aleatoriamente os agrupamentos considerados para 4 
diferentes módulos de Transformadores de Distribuição de Rede Aérea Polifásicos com potência até 40 kVA 
(TRD105, TRD106, TRD114 e TRD115), pode-se observar a adoção de um agrupamento único para valorar 
seus Componentes Menores (COM_TRD_003), dado que estes são compostos, basicamente, por um mesmo 
conjunto de materiais fixos e vinculados a um determinado padrão construtivo. Contudo, tendo em vista distintas 
condições de serviço requeridas para cada Tipo de Instalação (urbana versus rural), fez-se necessário 
agrupamentos específicos para fins de valoração de seus Custos Adicionais (CA_TRD_005 e CA_TRD_006). 
 
61. Este princípio metodológico foi assim aplicado a todos os demais módulos categorizados como 
Essenciais (Estruturas, Condutores, Transformadores de Força e Medidores), haja vista a significativa 
representatividade dessa categoria na valoração das Bases de Remuneração, em contraponto aos módulos 
Acessórios, cujos eventuais esforços de agrupamento pouco acrescentariam ao resultado global. 
 
62. Cabe ainda registrar que, por enquanto, optou-se pela manutenção de módulos distintos que, 
em função dos agrupamentos, apresentam os mesmos valores regulatórios tanto para o COM quanto para o 
CA, cuja análise e estruturação final dar-se-á à luz das contribuições a serem recebidas na 2ª fase da Audiência 
Pública nº 023/2014. 
 
 
IV.4.4 – AJUSTES DE MÓDULOS 
 
63. Como etapa final do processo de valoração dos módulos, e a partir dos resultados obtidos nas 
simulações computacionais, foram procedidas verificações quanto à coerência intramódulos dos custos de 
COM e CA, de modo a identificar eventuais inconsistências, bem como possíveis correlações que permitissem 
a implementação de ajustes aos valores inicialmente calculados. 
 
64. Isso ocorre, em geral, nos módulos com quantidade limitada de registros ou, em alguns casos, 
naqueles concentrados em poucas empresas. Considerando que a qualidade da base de dados nos permite 
TRD101 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Monofásico_S ≤ 5 kVA
TRD102 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Monofásico_S = 10 kVA
TRD103 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Monofásico_10 kVA < S ≤ 20 kVA
TRD104 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Monofásico_S > 20 kVA COM_TRD_002 CA_TRD_003
TRD105 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Polifásico_S ≤ 20 kVA
TRD106 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Polifásico_20 kVA < S ≤ 40 kVA
TRD107 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Polifásico_40kVA < S ≤ 60 kVA
TRD108 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Polifásico_S = 75 kVA
TRD109 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Urbana_Polifásico_S > 75 kVA COM_TRD_005 CA_TRD_009
TRD110 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Monofásico_S ≤ 5 kVA
TRD111 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Monofásico_S = 10 kVA
TRD112 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Monofásico_10 kVA < S ≤ 20 kVA
TRD113 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Monofásico_S > 20 kVA COM_TRD_002 CA_TRD_004
TRD114 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Polifásico_S ≤ 20 kVA
TRD115 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Polifásico_20 kVA < S ≤ 40 kVA
TRD116 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Polifásico_40 kVA < S ≤ 60 kVA
TRD117 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Polifásico_S = 75 kVA
TRD118 Transformador de Distribuição de Rede Aérea Rural_Polifásico_S > 75 kVA COM_TRD_005 CA_TRD_010
COM_TRD_004 CA_TRD_008
Rede Distrib Aérea Urbana
Rede Distrib Aérea Rural
COM_TRD_004 CA_TRD_007
COM_TRD_001 CA_TRD_002
COM_TRD_003 CA_TRD_006
AGRUPAMENTO MODULAR
COM CA
COM_TRD_001 CA_TRD_001
COM_TRD_003 CA_TRD_005
MÓDULO SISBASE
Código Descrição Geral
TIPO
INSTALAÇÃO
(Fls. 15 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
ter, com adequado grau de confiança, resultados coerentes para grande parte das unidades modulares 
propostas, foi possível realizar uma análise global do Banco de Preços Referenciais, considerando módulos 
semelhantes, de mesma tipologia ou características técnicas comuns, permitindo assim a identificação de 
inconsistências e ajustes passíveis de serem realizados. 
 
65. O ANEXO X apresenta uma tabela comparativa entre os valores calculados versus ajustados 
de COM e/ou de CA, bem como descrição sucinta dos ajustes realizados. Todas as alterações são 
apresentadas por módulos, respeitado o porte das empresas (grandes ou pequenas) e a tipologia de rede. 
 
 
IV.4.5 – AGRUPAMENTO DE EMPRESAS 
 
66. Com os procedimentos descritos nos passos anteriores foi possível obter os valores médios de 
COM e CA por módulo (média Brasil). No entanto, as concessões apresentam características distintas entre si 
que precisam ser consideradas, em certa medida, na valoração dos ativos. 
 
67. O objetivo do trabalho não é obter um valor único para cada empresa, mas sim um referencial 
para um conjunto de empresas comparáveis. Para isso, é necessário agrupá-las segundo algum critério, de 
forma a se estabelecer um valor médio para cada grupo. 
 
68. O método escolhido foi de uma classificação supervisionada das empresas, considerando-se 
duas dimensões avaliativas: Ambiental e Econômica. A primeira tem uma influência na execução da montagem, 
enquanto a última influencia o custo da mão de obra. 
 
69. Dessa forma, para cada uma das dimensões, tem-se um tratamento adequado a fim de obter-
se três índices que depois possam ser combinados e resultar em uma espécie de ranking de complexidade de 
construção. 
 
70. Todo o detalhamento da metodologia adotada se encontra no ANEXO V. A base de dados das 
variáveis é apresentada no ANEXO IV. 
 
71. A tabela a seguir apresenta os agrupamentos obtidos. 
 
(Fls. 16 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 7 – Agrupamentos de Empresas 
 
 
 
IV.5. BANCO DE PREÇOS REFERENCIAIS 
 
72. Uma primeira análise se deu sobre a coerência do agrupamento obtido a partir dos dados 
disponíveis. Dos agrupamentos das empresas observa-se significativa diferença entre os custos 
representativos de cada cluster. No custo médio ponderado para cada agrupamento, o custo do grupo 1 
apresentou-se, via de regra, acima da média Brasil, enquanto no grupo 5 a maior parte de seus módulos situou-
se abaixo da média. 
 
73. Em nosso entendimento, esses resultados confirmam o ranking de complexidade de construção 
obtido na etapa anterior e, portanto, o agrupamento proposto é uma boa ferramenta para diferenciar as 
concessionárias quanto ao investimento em sistemas de distribuição. 
 
74. Uma vez definidos os grupos de empresas, o último passo é calcular o banco de preços para 
cada grupo. Algumas contribuições na AP 23 solicitaram que o banco de preços de cada grupo fosse definido 
a partir dos dados apenas das empresas que o compõem. 
 
75. Propõe-se, então, que se passe a adotar, para cada distribuidora, o custo médio do seu grupo 
de empresas semelhantes, de modo a considerar adequadamente as diferenças entre as concessões na 
valoração dos ativos. Isso pode ser feito de duas maneiras: 
 
(i) adoção direta do custo médio de cada grupo para todos os módulos; 
(ii) diferenciação dos custos entre os grupos a partir de fatores aplicados à média Brasil, que 
podem ser calculados, por exemplo, por tipos de módulos, por tipologia da rede ou, de forma 
mais simplificada, por um fator único para cada componente (COM e CA). 
 
76. De modo a manter a coerência para todos os módulos e clusters, fato que foi bastante discutido 
durante a primeira fase da AP 023/2014, optou-se por não aplicar diretamente o custo médio do cluster para as 
(Fls. 17 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
empresas classificadas em cada um dos grupos propostos mas, sim, pela aplicação de um fator único, que 
diferencie os grupos em relação à média Brasil. 
 
77. Dada a grande variedade de módulos, bem como de empresas entre grupos, era de se esperar 
que a diferenciação por módulo ou até mesmo por tipologia da rede pudesse apresentar discrepância em 
algumas unidades modulares, em especial naquelas que possuíam limitada quantidade de registros, como as 
classificadas como linhas de distribuição ou atividades acessórias. É muito comum, ainda, que determinados 
módulos estejam mais concentrados em grupos de maior porte, o que dificulta a comparação entre as diversas 
empresas. 
 
78. No entanto, ainda que tenha sido adotado um modelo mais simples na diferenciação entre os 
grupos, é importante ressaltar que o resultado individual das empresas pouco se alterou quando aplicados 
diferentes fatores por tipologia ou apenas um fator geral por grupo. Isso se deve ao fato de que os principais 
módulos, associados a rede de distribuição e que representam 73% do total do VOC, tiveram comportamento 
muito regular em relação a média, qual seja: os custos apresentados para o grupo 1 são significativamente 
superiores àqueles apresentados para o grupo 3, quando tratadas apenas as empresas de grande porte. Assim, 
a opção pelo tratamento uniforme ameniza algumas diferenças acentuadas entre grupos para módulos 
associados a outras tipologias que pouco afetam o resultado final. 
 
79. Dessa forma, foi calculado o custo médio de cada grupo, bem como sua diferença em relação 
ao custo médio Brasil quando aplicados sobre a base de dados. O resultado para as empresas de grande porte 
são apresentados na Tabela a seguir: 
 
Tabela 8 – Diferenciação entre Grupos em Relação à Média (Grande Porte) 
Grupo COM CA 
1 18,23% 8,95% 
2 -8,51% -2,09% 
3 -19,86% -18,51% 
 
80. Para as empresas de pequeno porte, classificadas nos grupos 4 e 5, também foi calculada a 
média ponderada dos módulos existentes. No entanto, de forma ainda mais acentuada que nos grupos de 
grande porte, existe uma limitação na quantidade de registros associados a cada módulo, já que os 
investimentos não são tão recorrentes nas empresas menores.81. Assim, para os casos em que havia amostra suficiente para o cálculo, adotou-se a média Brasil 
para as empresas de pequeno porte, diferenciando-se os grupos 4 e 5 por um fator único para cada componente 
(COM e CA). Esse método aplica-se aos seguintes módulos essenciais: (i) condutores de rede de distribuição; 
(ii) postes; (iii) transformadores de distribuição e (iv) medidores. 
 
Tabela 9 – Diferenciação entre Grupos Relação à Média (Pequeno Porte) 
 Grupo COM CA 
4 2,82% 4,11% 
5 -12,55% -20,89% 
 
82. Para os módulos acessórios, bem como para os demais módulos essenciais: (i) condutores de 
linhas de distribuição; (ii) estruturas e (iv) transformadores de força, foram mantidos os valores calculados para 
(Fls. 18 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
o grupo 3, ou seja, os valores modulares ponderados resultantes da média Brasil para empresas de grande 
porte, aplicados os fatores do grupo 3. 
 
83. Ressalta-se que alguns módulos foram previstos no Banco de Preços, porém estão sem valores 
por não ter sido possível extraí-los a partir dos dados disponíveis. Portanto, esses módulos estarão sujeitos a 
contribuições no âmbito da Audiência Pública para que os agentes possam apresentar valores que possam ser 
verificados e incorporados como referenciais. 
 
84. A relação completa dos módulos com os respectivos preços é apresentada no ANEXO XI. 
 
85. Finalmente, com a metodologia definida foi possível estabelecer um banco de preços que 
diferencia os investimentos por: tipos de bens, tipologias e características da concessão. Isso pode ser 
sintetizado na tabela a seguir. 
 
Tabela 10 – Atributos do Banco de Preços Referenciais 
 
 
86. Os gráficos seguintes indicam os graus de valoração obtidos, em relação aos módulos 
propostos, para as concessionárias de grande e pequeno porte. 
 
(Fls. 19 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 8 – Graus de Valoração Modular (Grande Porte) 
 
 
Figura 9 – Graus de Valoração Modular (Pequeno Porte) 
 
 
V. RESULTADOS 
 
87. A seguir são apresentados os resultados das simulações feitas a partir da base de dados 
utilizada, correspondente ao investimento realizado nos últimos 2 anos e totalizando cerca de R$ 13,7 bilhões. 
 
88. O primeiro gráfico mostra, para as empresas de grande porte, como ficou a distribuição dos 
resultados por faixa de variação, sempre comparando o valor obtido pelo Banco de Preços (BP) com o valor do 
laudo. Ressalta-se que esse grupo de empresas responde por R$ 13,4 bilhões de investimento da base de 
dados, ou seja, 98% do total de investimentos do setor no período considerado. 
 
89. É possível observar que mais de 60% das empresas tiveram uma diferença positiva, sendo que 
a grande parte (77%) apresentou uma variação entre -15% e 15%. 
 
(Fls. 20 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 10 – Resultados do VNR BP x VOC (Empresas de Grande Porte) 
 
90. Já o gráfico abaixo apresenta o resultado para as empresas de pequeno porte, em que se nota 
variações menores até que as observadas nas empresas de grande porte, sendo que a maior parte (79%) 
apresentou uma variação entre -15% e 15%. 
 
 
Figura 11 – Resultados do VNR BP x VOC (Empresas de Pequeno Porte) 
 
(Fls. 21 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
91. Outra análise importante diz respeito ao impacto que essas variações tem na receita total da 
empresa, ou a Parcela B. Por simplificação, fez-se uma comparação do impacto dos custos operacionais versus 
custo de capital (remuneração e depreciação). 
 
92. Para o impacto de custos operacionais, adotou-se a diferença entre o custo real e o custo 
eficiente, obtido pela multiplicação do real pela eficiência calculada na segunda fase da AP 23. Esse não será 
o impacto real na revisão, pois regras de transição estão sendo discutidas, mas o objetivo é apenas avaliar o 
potencial de impacto que cada metodologia tem no cálculo da receita. No gráfico, essa diferença é dividida pela 
Parcela B. 
 
93. Para o impacto do custo de capital, adotou-se a diferença entre o VNR e o VOC, calculando-se 
a remuneração e depreciação. Finalmente o custo de capital é divido pela Parcela B. Ressalta-se que o impacto 
refere-se ao custo calculado apenas no primeiro ano e não ao longo da vida útil do bem. O gráfico a seguir 
mostra os resultados. 
 
 
Figura 12 – Impactos de CO e BRR (Empresas de Grande Porte) 
 
94. É possível observar que os impactos na Parcela B da aplicação do Banco de Preços ficaram, 
em sua maioria, inferiores a 2%, positivo ou negativo. 
 
 
(Fls. 22 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
VI. APLICAÇÃO 
 
95. A seguir são discutidos aspectos práticos da aplicação dos módulos na valoração da BRR. 
 
 
VI.1. AVALIAÇÃO DOS ATIVOS E LAUDO DE AVALIAÇÃO 
 
96. Para a correta valoração da Base de Remuneração é imprescindível que todos os ativos 
estejam plenamente codificados em conformidade com o Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico. 
Além do código da unidade de cadastro (TUC+A1+...+A6), é necessário também a localização geográfica, 
conforme consta do sistema georreferenciado da empresa. 
 
97. Vale ressaltar que o Banco de Preços se aplica apenas a um conjunto de ativos, denominados 
de bens Essenciais e Acessórios, que serão valorados pelo Banco de Preços Referenciais. Outro conjunto 
de bens, denominados de Infraestrutura, será valorado pelo AIS, ou seja, aplicando o VOC atualizado pelo 
IPCA. 
 
98. A tabela abaixo resume o tratamento a ser dado aos diversos tipos de bens que compõem o 
investimento total da concessionária. 
 
Tabela 11 – Tratamento Regulatório de cada Grupo de Ativos 
Tipos de Bens Tratamento Regulatório 
Essenciais Banco de Preços 
Acessórios Banco de Preços 
Infraestrutura VOC atualizado pelo IPCA 
Atípicos VOC atualizado pelo IPCA, a ser fiscalizado 
BAR Relação percentual do AIS 
 
99. A tabela a seguir relaciona os TUCs passíveis de valoração pelo VOC atualizado. 
 
Tabela 12 – Lista dos TUCs a Serem Valorados pelo VOC 
Código Tipo de Unidade de Cadastro 
135 BARRAMENTO 
145 CÂMARA E GALERIA 
180 CONDUTO E CANALETA 
205 DIREITO, MARCA E PATENTE 
215 EDIFICAÇÃO 
250 ESTRADA DE ACESSO 
265 ESTRUTURA SUP. EQUIP. E DE BARRAM. 
220 ELEVADOR E TELEFÉRICO 
270 FIBRA ÓTICA 
285 INSTALAÇÕES DE RECREAÇÃO E LAZER 
305 PAINEL, MESA DE COMANDO E CUBÍCULO 
315 PONTE ROLANTE, GUINDASTE OU PÓRTICO 
355 SISTEMA ANTI-RUÍDO 
360 SISTEMA DE ABASTECIMENTO DE ÁGUA 
375 SISTEMA DE ALIMENTAÇÃO DE ENERGIA 
(Fls. 23 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Código Tipo de Unidade de Cadastro 
385 SISTEMA DE AR COMPRIMIDO 
395 SISTEMA DE ATERRAMENTO 
400 SISTEMA DE COLETA DE ÓLEO ISOLANTE 
405 SISTEMA DE COLETA E TRATAMENTO DE LIXO 
410 SISTEMA DE COMUNICAÇÃO E PROTEÇÃO CARRIER 
415 SISTEMA DE COMUNICAÇÃO LOCAL 
430 SISTEMA DE DADOS METEOR., HIDROL. E SISMOL. 
445 SISTEMA DE DRENAGEM 
450 SISTEMA DE ESGOTO SANITÁRIO 
455 SISTEMA DE EXAUSTÃO, VENT. AR CONDIC.460 SISTEMA DE ILUMINAÇÃO E FORÇA 
465 SISTEMA DE LUBRIF. ÓLEO DE REGUL. E ÓLEO ISOL. 
480 SISTEMA DE PROTEÇÃO CONTRA INCÊNDIO 
485 SISTEMA DE PROTEÇÃO, MED. AUTOMAÇÃO 
495 SISTEMA DE RADIOCOMUNICAÇÃO 
515 SISTEMA DE RESFRIAMENTO DE EQUIPAMENTOS 
520 SISTEMA DE VIGILÂNCIA ELETRÔNICA 
555 TERRENO 
610 URBANIZAÇÃO E BENFEITORIAS 
 
100. A figura abaixo apresenta a composição média dos ativos. 
 
 
Figura 13 – Composição dos Investimentos 
 
101. Conforme explicitado anteriormente, a qualidade do controle patrimonial e do sistema 
georreferenciado é fundamental para a correta aplicação do banco de preços. Embora não haja qualquer motivo 
que possa justificar a não implementação de tais controles, uma vez que já há a obrigação de longa data e com 
recursos reconhecidos na tarifa, a ANEEL deverá avaliar se os controles atendem satisfatoriamente o padrão 
necessário. Caso sejam identificadas deficiências nesses controles, a Base de Remuneração será definida a 
partir de valores homologados pela Fiscalização do contábil. 
 
(Fls. 24 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 14 – Processo de Validação dos Controles para Aplicação do BP 
 
102. Por fim, a avaliação dos ativos continuará sendo realizada por empresa credenciada pela 
ANEEL e contratada pela concessionária, a qual produzirá um laudo técnico no formato estabelecido pelo 
Proret, e que será objeto de fiscalização da Agência. 
 
 
VI.2. TRATAMENTO DE CASOS ATÍPICOS 
 
103. Conforme já apresentado na Nota Técnica n° 187/2014-SRE/ANEEL, de 04/06/14, os valores 
resultantes da aplicação do Banco de Preços Referenciais só podem ser comparados com os valores contábeis 
realizados de forma global. Por serem valores médios, ao se avaliar apenas um módulo aplicado a um TUC, 
frente ao realizado, isso poderá resultar em diferenças relativamente grandes. 
 
104. Embora para a grande maioria das obras, os valores médios tendem a um ajuste adequado no 
global, entende-se que há situações específicas que certas obras não conseguirão ser representadas pelos 
módulos referenciais. Para essas situações, em particular, propõe-se que haja uma avaliação das obras via 
fiscalização. 
 
105. Na referida Nota Técnica foi apresentado o conceito a ser adotado pela fiscalização para 
seleção das obras a serem avaliadas, ou seja, apenas aquelas obras com alta relevância em termos de sua 
participação frente ao investimento total da empresa, e com alto desvio entre o valorado pelo banco de preços 
(VNR BP) e o contábil realizado (VOC). 
 
Laudo = 
AIS Fiscalizado
Valida CP
e GIS?
Laudo =
Banco de Preços
Fiscalização do AIS
Validação do Controle Patrimonial (CP)
Validação do GIS
Fiscalização
da BRR
N
S
(Fls. 25 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 15 – Critérios para Seleção de Obras a Serem Fiscalizadas 
 
106. Algumas contribuições na AP 23 apontaram a necessidade de se estabelecer métricas e 
procedimentos para a avaliação de tais casos. No entanto, entende-se que neste momento não é viável o 
estabelecimento de uma métrica fixa, ainda que seja desejável. 
 
107. O procedimento proposto é que todos os ativos (essenciais e acessórios) constem da relação 
de bens do laudo com a devida codificação e modularizados. A concessionária deverá solicitar o tratamento em 
separado das obras que julgar pertinentes por se tratar de situações muito específicas. 
 
108. Uma lista orientativa dessas obras poderá ser elaborada, que após um período de efetiva 
aplicação poderá ser aprimorada, buscando-se no futuro estabelecer as métricas necessárias. De imediato, 
pode-se listar as seguintes obras e/ou TUCs: 
 
 Redes e Linhas de Distribuição Submersas; 
 Subestação SF6 (TUC 540), 
 Subestação Unitária (TUC 545); e 
 Compensador de Reativos (TUC 165). 
 
 
VI.3. ATUALIZAÇÃO DOS MÓDULOS 
 
109. Em relação à atualização dos módulos, as contribuições focaram-se em: período de atualização 
periódica do banco de preços; e fórmulas de atualização do banco entre data-base e data da revisão tarifária. 
 
a) Atualização do Banco de Preços 
 
110. Quanto ao período de atualização do Banco, propõe-se que a próxima atualização de preços 
com amplo levantamento de dados se dê 3 anos após sua homologação, sendo a metodologia revisitada após 
6 anos da primeira homologação. 
 
111. A inclusão de novos módulos deverá ser feita a cada atualização de preços. No caso específico 
de uma empresa que identificar a necessidade de um novo módulo para atender uma particularidade sua, ela 
deverá apresentar a proposta que poderá ser incluída na próxima atualização, considerando preços de outras 
BAIXA RELEVÂNCIA
ALTO DESVIO
BAIXA RELEVÂNCIA
BAIXO DESVIO
ALTA RELEVÂNCIA
ALTO DESVIO
ALTA RELEVÂNCIA
BAIXO DESVIO
RELEVÂNCIA
D
E
S
V
IO
 (
V
N
R
 B
P
/V
O
C
)
(Fls. 26 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
empresas também, se houver. No entanto, para sua própria revisão, deverá ser analisado como um caso 
atípico. 
 
b) Atualização dos Preços 
 
112. Para os equipamentos principais, a proposta é a adoção de fórmulas paramétricas. As 
contribuições na AP 23 se dividiram entre a aplicação do índice atual, IPA-OG coluna 34 (Máquinas e 
Equipamentos Industriais), apurado pela FGV, e a adoção das fórmulas utilizadas pela Fundação COGE. 
 
113. Em relação ao IPA-OG coluna 34, em sua maioria, é composto por componentes que não estão 
relacionados aos ativos de distribuição de energia elétrica, conforme apresentado em contribuição na AP. 
Assim, entende-se que as fórmulas paramétricas atendem melhor o objetivo de buscar a evolução do preço de 
mercado no tempo. 
 
114. No entanto, a opção da Agência é sempre pela transparência, o que limita a utilização das 
fórmulas da COGE, que teria dificuldade na disponibilização completa da informação. Assim, a proposta é de 
adoção das fórmulas paramétricas desenvolvidas no âmbito do Projeto Sisbase e que estão integralmente 
disponibilizadas no ANEXO VII. 
 
115. Para atualização dos módulos propõe-se a adoção do índice IPCA para o COM e o CA. 
 
116. Por fim, a atualização dos preços será feita até a data-base do laudo de avaliação, assim como 
de toda a base de remuneração. A partir daí, a BRR será atualizada pela variação do IPCA, entre a data-base 
do laudo e data da revisão tarifária. 
 
 
VI.4. NOVAS TECNOLOGIAS E MELHORIA DA QUALIDADE 
 
117. Uma questão recorrente que vem sendo abordada ao longo de todo o projeto de 
desenvolvimento do banco de preços é o tratamento a ser dado para investimentos em novas tecnologias, seja 
para redução de custos, melhoria de qualidade ou aumento do serviço a ser oferecido ao consumidor, como o 
caso de medidores inteligentes. 
 
118. Parte dos investimentos em novas tecnologias buscam melhorar a condição operativa da rede, 
com ganhos em termos de confiabilidade e com redução de custos operacionais. Certamente, já há um incentivo 
estabelecido hoje para a realização desses investimentos, pois a concessionária poderá ganhar eficiência e ter 
um reconhecimento de custos operacionais maior que seus custos praticados. 
 
119. Outros investimentos são imprescindíveis para melhoria da qualidade, especialmente o FEC, 
envolvendo até mesmo inovação tecnológica, e sempre estão associados a equipamentos de telecomunicação 
ou automação que permitam a operação e/ou o controle remoto da rede. Porém, nem sempre,resultam em 
redução de custos de operação, embora aumentem sua confiabilidade. 
 
120. Há ainda investimentos associados à redução das perdas técnicas e não técnicas, como 
transformadores de distribuição mais eficientes, porém, mais caros (por exemplo, transformadores de núcleo 
amorfo), novos sistemas de medição, entre outros. 
(Fls. 27 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
121. Enfim, conforme exposto, já existe incentivos para que grande parte desses investimentos 
sejam realizados, uma vez que a empresa poderá ganhar em redução de custos ou perdas. Existe, contudo, 
certo receio das empresas quanto ao seu reconhecimento para fins tarifários ou que a aplicação do banco de 
preços não observe essas questões. 
 
122. Primeiramente, ressalta-se que, conceitualmente, se o investimento é prudente, o banco de 
preços deverá buscar o devido reconhecimento. 
 
123. Em termos práticos, o banco de preços é aplicado sobre os equipamentos principais, cujos 
preços resultam da média ponderada da própria empresa. Nesse sentido, não há qualquer penalização à 
empresa se parte desses equipamentos tiver preços mais elevados por suas características técnicas 
diferenciadas. No entanto, um caminho possível e desejável é ter uma codificação específica no MCPSE para 
equipamentos assim, o que permitirá futuramente ter módulos próprios, caso seja necessário. O mesmo vale 
para outras situações como os medidores. 
 
124. Nesta versão do Banco de Preços, buscou-se um tratamento diferenciado para um conjunto de 
bens que além de sua aplicação habitual na rede, normalmente estão associados também a melhoria da 
qualidade. Assim, considerou-se os bens acessórios de redes de distribuição e subestações, excluindo-se 
luminária, conversor de corrente, conversor de frequência, transformadores de medida, conjunto de medição, 
além dos módulos relacionados a linhas de distribuição. 
 
125. Dada a dificuldade de segregar tais investimentos específicos dos demais, visto que são 
aplicados os mesmos módulos, uma alternativa é observar a evolução do indicador de qualidade, no caso o 
FEC, e se a empresa tiver reduzido o valor apurado entre o ano teste da última revisão tarifária e o último ano 
disponível do indicador, esses módulos selecionados serão valorados com um adicional em relação ao valor 
médio. 
 
126. Esse adicional visa mitigar possíveis perdas que a empresa teria na valoração de tais 
investimentos, já que o módulo representa uma média geral de todos os tipos de investimentos. Para efeito da 
simulação apresentada nesta Nota Técnica, os módulos foram acrescidos de 10% nos valores de COM e CA e 
aplicado a todas as empresas, como proposta inicial a ser aprimorada ao longo da AP. 
 
 
VII. OUTROS TEMAS 
 
 
VII.1. BASE DE ANUIDADE REGULATÓRIA – BAR 
 
127. Os ativos que compõem a Base de Anuidade Regulatória (BAR) não são considerados no Ativo 
Imobilizado em Serviço (AIS) que comporá a BRR. Eles são definidos regulatoriamente como uma relação 
percentual do AIS e envolvem 3 grupos de ativos: 
 
 Aluguéis: esse grupo de ativos inclui os edifícios administrativos, gerências regionais, 
almoxarifados e/ou depósitos, estacionamento de veículos, além de todo mobiliário de 
escritórios, equipamentos de oficina e laboratórios; 
(Fls. 28 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 Veículos: esse grupo de ativos inclui todos os veículos para uso administrativo e de operação; 
e 
 Sistemas: esse grupo de ativos inclui toda a infraestrutura de hardware e software de sistemas 
corporativos como GIS, SCADA, Gestão da Distribuição, Gestão Comercial, Gestão 
Empresarial e Sistemas Centrais, Teleatendimento, além de microcomputadores. 
 
128. Para atualização dos valores utilizou-se as informações contidas nos Laudos de Avaliação 
aprovados e de dados contábeis de 2013. 
 
129. Dos laudos de avaliação, considerou-se as seguintes contas: Intangíveis – Software; 
Intangíveis – Outros; Terrenos – Administração e Comercialização; Edificações – Administração e 
Comercialização; Máquinas e Equipamentos – Administração e Comercialização; Veículos; e Móveis e 
Utensílios. De posse dessas informações, apurou-se a BAR real de cada empresa, agrupando-se em Aluguéis, 
Veículos e Sistemas. 
 
130. Esse agrupamento resultou na proporção abaixo que deverá ser adotada para segregação da 
BAR por grupos: 
 
Tabela 13: Segregação da Base de Anuidade Regulatória nos Grupos de Ativos 
Grupo de Ativos (% da BAR) 
Aluguéis (𝐵𝐴𝑅𝐴) 45% 
Veículos (𝐵𝐴𝑅𝑉) 12% 
Sistemas (BARI) 43% 
 
131. Dos dados contábeis, considerou-se a conta de Aluguéis referente ao ano de 2013, que é 
excluída dos custos operacionais. Como se trata de uma informação equivalente a uma anuidade, é preciso 
transformar em uma BAR equivalente. Para isso, calculou-se as anuidades da BAR real obtida anteriormente e 
com a proporção obtida (27,7% de CAL, 13,4% de CAV e 58,9% de CAI), aplicou-se sobre a conta de Aluguéis 
(contábil). Assim, por conta reversa, obteve-se o adicional de BAR para cada grupo, somando-se à BAR real 
dos laudos para obter o BAR total. 
 
132. Para o cálculo das anuidades, considerou-se WACC aprovado de 8,09% e como vida útil 
adotou-se a proporção verificada nos laudos para ponderar a vida útil média de cada grupo, utilizando-se ainda 
as taxas definidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, explicitado na tabela a seguir. 
 
Tabela 14: Vidas Úteis para Cálculo das Anuidades 
CAIMI Vida Útil 
Aluguéis (CAL) 75% referente ao TUC “230.01 - Equipamento Geral – móveis e utensílios”; e 
25% referente ao TUC “230.01 - Edificação – outras”. 
Veículos (CAV) TUC “615 - Veículos 
Sistemas (CAI) 70% referente ao TUC “535 - Software”; e 
30% referente ao TUC “235 - Equipamento Geral de Informática”. 
 
133. O gráfico abaixo apresenta o resultado, bem como a regressão utilizada na definição da base 
de remuneração para esses ativos. 
 
(Fls. 29 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
Figura 16 – Relação entre o investimento em ativos não elétricos e AIS 
 
134. A formulação a ser adotada na determinação da base de anuidade regulatória (BAR) será: 
 
𝐵𝐴𝑅 = 2,7164 ∙ (𝐴𝐼𝑆 − 𝐼𝐴)−0,167+1 ∙ (𝐼𝐺𝑃𝑀1/𝐼𝐺𝑃𝑀0)
0,167 (4) 
 
onde: 
𝐵𝐴𝑅: Montante da base de remuneração regulatória referente aos investimentos em ativos não 
elétricos (instalações móveis e imóveis); 
𝐴𝐼𝑆: Ativo imobilizado em serviço; 
𝐼𝐴: Índice de aproveitamento sobre o AIS; 
𝐼𝐺𝑃𝑀1: Valor do índice IGP-M na data da revisão tarifária; 
𝐼𝐺𝑃𝑀0: Valor do índice IGP-M em 01/01/2015. 
 
135. Por fim, para o cálculo das anuidades (CAL, CAV, e CAI), deverão ser observadas a 
segregação da BAR e as vidas úteis conforme as tabelas anteriores. 
 
136. Os dados utilizados na análise anterior encontram-se no ANEXO IX. 
 
 
VII.2. JUROS SOBRE OBRAS EM ANDAMENTO – JOA 
 
137. Em resposta às diversas contribuições no âmbito da AP 23, solicitou-se as informações das 
empresas por meio do Ofício Circular n° 29/2014-SRE/ANEEL, de 08/10/2014, que permitiu o cálculo do prazo 
médio de construção de diversos tipos de obras. 
 
138. Após o tratamento das informações, obteve-se os resultados apresentados a seguir. 
 
(Fls. 30 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
Tabela 15: Prazos Médios de ConstruçãoTipologia Atual Prazo Atual 
(meses) 
Tipologia Proposta Prazo Proposto 
(meses) 
Redes de distribuição aéreas e 
subterrâneas 
3 
Redes de distribuição 
aéreas 
4 
 
 
Redes de distribuição 
subterrâneas 
5 
Linhas de Distribuição aéreas 
8 
Linhas de Distribuição 
aéreas e subterrâneas 
11 
Subestações de Linhas de 
Distribuição subterrâneas 
12 Subestações 7 
 
139. Outra contribuição recebida e acatada diz respeito ao WACC a ser utilizado no cálculo. 
Atualmente, adota-se o WACC vigente na data da revisão tarifária para todo o ciclo passado. A proposta é de 
adoção do valor médio do WACC vigente no ciclo passado da empresa, período em que o ativo foi efetivamente 
constituído. 
 
140. Os dados utilizados na análise anterior encontram-se no ANEXO VIII. 
 
 
VII.3. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS 
 
141. Em relação ao tema “Obrigações Especiais – OEs”, a discussão diz respeito a dois aspectos: 
Atualização do saldo para apuração da BRR; e Procedimento de baixas. 
 
a) Atualização das Obrigações Especiais 
 
142. Atualmente, o procedimento para atualização do saldo de obrigações especiais é feito pela 
variação entre o VNR e o VOC, limitando-se a 100% do VOC, conforme descrito no Submódulo 2.3 do Proret: 
 
“113. (...) 
a) Aplicar a mesma variação verificada entre o valor novo de reposição (valor de avaliação) e o valor 
contábil, não depreciado, na respectiva conta do ativo imobilizado em serviço, sobre o saldo da 
obrigação especial (custo corrigido, sem deduzir a depreciação), por ODI. 
 
115. É vedada a aplicação da variação verificada entre o Valor Original Contábil (VOC) e o Valor Novo 
de Reposição (VNR), no saldo de Obrigações Especiais, quando esta variação for menor que 100%, 
resultante de erro de apropriação no valor contábil.” 
 
143. Com a metodologia vigente, esse procedimento se apresenta correto uma vez que o laudo de 
avaliação é um espelho da contabilidade e pode ser interpretado como uma forma de atualização do próprio 
contábil, em que valores de VNR inferiores ao VOC devem ocorrer principalmente por divergências quanto a 
apropriação do custo. Portanto, o valor recebido de obrigações especiais não deve nunca ser inferior ao VOC. 
 
(Fls. 31 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
144. Com a adoção do Banco de Preços, algumas contribuições na AP 23 foram no sentido de que 
a atualização se desse pela variação entre o VNR e o VOC, sem a limitação atual. 
 
145. Em relação à essa questão, três procedimentos são passíveis de aplicação e colocados para 
discussão. Uma primeira alternativa é a que se adota atualmente em que não se admite um valor de OE inferior 
ao efetivamente recebido pela empresa. Nesta situação há um risco de perda quando o VNR for inferior ao 
VOC e será neutro quando for superior. 
 
146. Uma segunda alternativa, colocada nas contribuições na AP 23, seria que a atualização das 
OEs acompanhe a variação na valoração do bem em função da aplicação do banco de preços (VNR) em relação 
ao VOC. Nesse caso, não há risco de perda ou ganho em função da atualização de OEs. 
 
147. E por fim, uma terceira alternativa é a atualização direta da OE por um índice de inflação. Nesse 
caso, poderia haver ganho ou perda em função da atualização de OEs. Os efeitos de cada alternativa são 
mostrados abaixo. 
 
Tabela 16: Efeitos das Alternativas de Atualização das OEs* 
1ª Alternativa: 
 
2ª Alternativa: 
 
3ª Alternativa: 
 
*Caso-base considerado sem o efeito de inflação. 
 
 
b) Baixas das Obrigações Especiais 
 
148. Atualmente, não é permitida a baixa de Obrigações Especiais sem prévia anuência da Agência, 
conforme estabelece o Submódulo 2.3 do Proret: 
 
6.3.14 Obrigações Vinculadas à Concessão 
1. O Subgrupo 2223 - Obrigações vinculadas à concessão e permissão do serviço público de energia 
elétrica representa um passivo financeiro, constituído por valores e/ou bens recebidos de Municípios, 
de Estados, da União Federal e de consumidores em geral, relativos a doações e participação em 
investimentos realizados em parceria com a Outorgada, não sendo admitida nenhuma baixa, a qualquer 
título, neste Subgrupo, sem a prévia anuência do Órgão Regulador. Inclui também neste subgrupo os 
recursos de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Pesquisa de Eficiência Energética - PEE aplicados 
no Ativo Imobilizado. 
(Fls. 32 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
149. Assim, embora o saldo seja amortizado, o que reduz a Obrigação Líquida, o valor da Obrigação 
Bruta continua sendo subtraído do AIS para fins de composição da Base de Remuneração Bruta, mesmo após 
estar totalmente amortizado. 
 
150. Uma primeira abordagem para tratar essa questão seria fazer a vinculação das OEs aos ativos 
que foram constituídos e a baixa da OE ficaria vinculada à baixa do ativo. No entanto, alguns problemas surgem 
dessa alternativa, uma vez que é comum que apenas parte de um PEP ou ODI seja constituído por OE. Também 
grande parte dos ativos são “bens de massa”, o que dificulta o controle. Além disso, se o controle for na ODI, 
por exemplo, substituições ou reforma de ativos alterariam o saldo residual. Por fim, nem todas as empresas 
teriam condições de implementar esse controle, fatores esses que, conjuntamente, criam dificuldades para 
adoção desse caminho. 
 
151. Uma alternativa mais simples e de fácil implementação é tratar as OEs apenas como um 
financeiro que deverá ser integralmente amortizado, sem vinculação direta com o ativo. Para isso, propõe-se 
que as empresas façam o controle das Obrigações Especiais por data de aquisição, a partir de janeiro de 2016. 
Dessa forma, os registros serão controlados separadamente quanto à sua amortização, devendo ser baixado 
quando completar a amortização. Ressalta-se que para a amortização mensal, deverá ser usada a taxa média 
de depreciação apurada mensalmente. 
 
152. Em relação ao saldo inicial ou existente, este deverá ser controlado separadamente até sua 
completa amortização, sendo baixado ao final. 
 
153. Por fim, para efeitos tarifários, os recursos adiantados pelo consumidor no âmbito do Programa 
de Universalização e não devolvidos há mais de 1 (um) ano da data prevista para sua efetiva devolução serão 
considerados como obrigações especiais. 
 
 
VIII. CONCLUSÃO 
 
154. O trabalho apresentado nesta Nota Técnica atende o objetivo inicial de estabelecer referenciais 
regulatórios para os itens de custo denominados de COM e CA na composição do VNR. 
 
155. Vale destacar que grande parte das contribuições de caráter técnico recebidas no âmbito da 
primeira fase da Audiência Pública nº 23/2014 foram incorporadas ao trabalho, dando maior consistência aos 
resultados. O maior avanço, sem dúvida, foi a utilização dos dados primários que permitiu corrigir distorções 
identificadas na primeira versão do banco de preços. 
 
156. A análise dos resultados mostra que é possível a aplicação do banco de preços imediatamente, 
estando os impactos simulados dentro de limites toleráveis. Importante ressaltar que não é possível comparar 
os resultados simulados com aqueles que seriam obtidos com a metodologia atual de apuração da BRR, uma 
vez que essa última não é previsível. 
 
157. Contudo, entende-se que este deverá ser um processo em constante aperfeiçoamento, em que 
apenas a aplicação efetiva, com possibilidade de análises futuras, permitirá a evolução do banco de preços, de 
modo a tratar adequadamente a maioria das situações de investimento encontradas no dia a dia das empresas. 
 
(Fls. 33 da Nota Técnica no 71/2015-SGT/ANEEL, de 02/04/2015). 
 
* A Nota