Diário Oficial da União – 28/07/2022

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Diário Oficial da União – Seção 1 nº142 – 28.07.2022

Ministério de Minas e Energia
SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO
E N E R G É T I CO
PORTARIA Nº 1.520/SPE/MME, DE 26 DE JULHO DE 2022
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso I, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 6º do Decreto nº 6.144, de 3 de julho de 2007, e no art. 4º da Portaria MME nº
318, de 1º de agosto de 2018, resolve:
Processo nº 48500.005647/2022-37. Interessada: Argo III Transmissão de
Energia S.A., inscrita no CNPJ sob o nº 27.847.022/0001-48. Objeto: Aprovar o
enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura – REIDI do projeto de reforços em instalação de transmissão de energia
elétrica, objeto do Despacho ANEEL nº 686, de 11 de março de 2022, de titularidade da
interessada. A íntegra desta Portaria consta nos autos e encontra-se disponível no
endereço eletrônico https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/spe/reidirepenec-1.
JOSÉ GUILHERME DE LARA RESENDE
PORTARIA Nº 1.521/SPE/MME, DE 26 DE JULHO DE 2022
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso I, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 6º do Decreto nº 6.144, de 3 de julho de 2007, e no art. 4º da Portaria MME nº
318, de 1º de agosto de 2018, resolve:
Processo nº 48500.005679/2022-32. Interessada: Furnas Centrais Elétricas S.A.,
inscrita no CNPJ sob o nº 23.274.194/0001-19. Objeto: Aprovar o enquadramento no
Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI do projeto
de reforços em instalação de transmissão de energia elétrica, objeto do Despacho ANEEL
nº 716, de 17 de março de 2022, de titularidade da interessada. A íntegra desta Portaria
consta nos autos e encontra-se disponível no endereço eletrônico
https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/spe/reidi-repenec-1.
JOSÉ GUILHERME DE LARA RESENDE
PORTARIA Nº 1.522/SPE/MME, DE 27 DE JULHO DE 2022
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso I, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 6º do Decreto nº 6.144, de 3 de julho de 2007, e no art. 4º da Portaria MME nº
318, de 1º de agosto de 2018, resolve:
Processo nº 48500.005012/2022-30. Interessada: CTEEP – Companhia de
Transmissão de Energia Elétrica Paulista, inscrita no CNPJ sob o nº 02.998.611/0001-04.
Objeto: Aprovar o enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI do projeto de reforços em instalações de
transmissão de energia elétrica, objeto da Resolução Autorizativa ANEEL nº 11.536, de 5 de
abril de 2022, de titularidade da interessada. A íntegra desta Portaria consta nos autos e
encontra-se disponível no endereço eletrônico https://www.gov.br/mme/ptbr/assuntos/secretarias/spe/reidi-repenec-1.
JOSÉ GUILHERME DE LARA RESENDE
PORTARIA Nº 1.523/SPE/MME, DE 27 DE JULHO DE 2022
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, no art. 5º da Portaria MME nº
245, de 27 de junho de 2017, e o que consta do Processo nº 48340.001931/2022-14,
resolve que o segundo parágrafo da Portaria nº 749/SPE/MME, de 18 de junho de 2021,
passa a vigorar com a seguinte alteração:
“Processo nº 48340.001652/2021-70. Interessada: Companhia Estadual de
Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, inscrita no CNPJ sob o nº 08.467.115/0001-00.
Objeto: Aprovar como prioritário, na forma do art. 2º, § 1º, inciso III, do Decreto nº 8.874,
de 11 de outubro de 2016, o projeto de investimento em infraestrutura de distribuição de
energia elétrica (2020 e 2021) que compreende a expansão, renovação ou melhoria da
infraestrutura de distribuição de energia elétrica, não incluídos os investimentos em obras
do Programa “LUZ PARA TODOS” ou com participação financeira de terceiros, constantes
do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD de referência, apresentado à ANEEL no
Ano Base (A) de 2021, de titularidade da interessada, para os fins do art. 2º da Lei nº
12.431, de 24 de junho de 2011. A íntegra desta Portaria consta nos autos e encontra-se
disponível no endereço eletrônico https://www.gov.br/mme/ptbr/assuntos/secretarias/secretaria-executiva/projetos-prioritarios-1.”
JOSÉ GUILHERME DE LARA RESENDE
PORTARIA Nº 1.524/SPE/MME, DE 27 DE JULHO DE 2022
O SECRETÁRIO DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO DO
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, no uso da competência que lhe foi delegada pelo art.
1º, inciso VI, da Portaria MME nº 281, de 29 de junho de 2016, tendo em vista o disposto
no art. 4º do Decreto nº 8.874, de 11 de outubro de 2016, e no art. 5º da Portaria MME
nº 245, de 27 de junho de 2017, resolve:
Processo nº 48340.001931/2022-14. Interessada: Companhia Estadual de
Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, inscrita no CNPJ sob o nº 08.467.115/0001-00.
Objeto: Aprovar como prioritário, na forma do art. 2º, § 1º, inciso III, do Decreto nº 8.874,
de 11 de outubro de 2016, o projeto de investimento em infraestrutura de distribuição de
energia elétrica (2022) que compreende a expansão, renovação ou melhoria da
infraestrutura de distribuição de energia elétrica, não incluídos os investimentos em obras
do Programa “LUZ PARA TODOS” ou com participação financeira de terceiros, constantes
do Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD de referência, apresentado à ANEEL no
Ano Base (A) de 2022, de titularidade da interessada, para os fins do art. 2º da Lei nº
12.431, de 24 de junho de 2011. A íntegra desta Portaria consta nos autos e encontra-se
disponível no endereço eletrônico https://www.gov.br/mme/ptbr/assuntos/secretarias/secretaria-executiva/projetos-prioritarios-1.
JOSÉ GUILHERME DE LARA RESENDE
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 12.255, DE 5 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.001684/2022-76. Interessada: Usinas participantes do
Mecanismo de Realocação de Energia – MRE. Objeto: Extensão do prazo de outorga dos
empreendimentos hidrelétricos, participantes do Mecanismo de Realocação de Energia –
MRE, nos termos da Lei nº 13.203, de 8 de dezembro de 2015, alterada pela Lei nº 14.052,
de 8 de setembro de 2020. A íntegra desta Resolução e seu Anexo constam dos autos e
estão disponíveis em http://biblioteca.aneel.gov.br .
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
RESOLUÇÕES AUTORIZATIVAS DE 26 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Nº 12.309. Processo nº: 48500.000078/2020-71. Interessado: Usina de Energia Fotovoltaica
Janaúba A Ltda. Objeto: Transfere para Usina de Energia Fotovoltaica Janaúba A Ltda. a
autorização da Central Geradora Fotovoltaica – UFV Janaúba VLT I, cadastrada sob o Código
Único de Empreendimentos de Geração – CEG UFV.RS.MG.044464-2.01, localizada no
município de Janaúba, estado de Minas Gerais.
Nº 12.310. Processo nº: 48500.000077/2020-27. Interessado: Usina Fotovoltaica Janaúba B
Ltda. Objeto: Transfere para Usina Fotovoltaica Janaúba B Ltda. a autorização da Central
Geradora Fotovoltaica – UFV Janaúba VLT II, cadastrada sob o Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG nº UFV.RS.MG.044465-0.01, localizada no município
de Janaúba, estado de Minas Gerais.
Nº 12.311. Processo nº: 48500.000076/2020-82. Interessado: Usina Fotovoltaica Janaúba C
Ltda. Objeto: Transfere para Usina Fotovoltaica Janaúba C Ltda. a autorização da Central
Geradora Fotovoltaica – UFV Janaúba VLT III, cadastrada sob o Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG UFV.RS.MG.044466-9.01, localizada no município de
Janaúba, estado de Minas Gerais.
Nº 12.312. Processo nº: 48500.000075/2020-38. Interessado: Usina Fotovoltaica Janaúba D
Ltda. Objeto: Transfere para Usina Fotovoltaica Janaúba D Ltda. a autorização da Central
Geradora Fotovoltaica – UFV Janaúba VLT IV, cadastrada sob o Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG UFV.RS.MG.044467-7.01, localizada no município de
Janaúba, estado de Minas Gerais.
As íntegras destas Resoluções constam dos autos e encontram-se disponíveis no
endereço eletrônico biblioteca.aneel.gov.br.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 12.314, DE 26 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.006039/2022-40. Interessada: SSP Transmissora de Energia S.A.
Objeto: Declarar de utilidade pública, para instituição de servidão administrativa, em favor
da SSP Transmissora de Energia S.A., a área de terra necessária à passagem da Linha de
Transmissão Venda das Pedras – Sete Pontes C1 e C2, circuito duplo, 345 kV, com
aproximadamente 38,82 km (trinta e oito vírgula oitenta e dois quilômetros) de extensão,
que interligará a SE Venda das Pedras à SE Sete Pontes, localizada nos municípios de São
Gonçalo, Itaboraí e Tanguá, estado do Rio de Janeiro. A íntegra desta Resolução e seu
Anexo constam dos autos e estão disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 12.315, DE 26 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.000236/2022-55. Interessada: Copel Distribuição S.A. Objeto:
Alterar, a pedido, o Anexo da Resolução Autorizativa nº 11.063, de 25 de janeiro de 2022,
que declarou de utilidade pública, para desapropriação, em favor da Copel Distribuição
S.A., a área de terra necessária à implantação da Subestação 34,5 kV Farol, localizada no
estado de Paraná. A íntegra desta Resolução e seu Anexo constam dos autos e estão
disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 12.316, DE 26 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, com base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.005475/2021-11. Interessada: EDP Transmissão Norte S.A.
Objeto: Alterar, a pedido, o Anexo I da Resolução Autorizativa nº 10.916, de 23 de
novembro de 2021, que declarou de utilidade pública, para instituição de servidão
administrativa, em favor da EDP Transmissão Norte S.A., a área de terra necessária à
passagem da Linha de Transmissão 230 kV Abunã – Rio Branco I C3, localizada nos
municípios de Rio Branco, Senador Guiomard, Plácido de Castro e Acrelândia, no estado do
Acre e Porto Velho, no estado de Rondônia, e do trecho de Linha de Transmissão que
perfaz o seccionamento da LT 230 kV Abunã – Rio Branco I C2, na SE Tucumã, localizada no
estado do Acre. A íntegra desta Resolução e seu Anexo constam dos autos e estão
disponíveis em biblioteca.aneel.gov.br.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152022072800091
91
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 142, quinta-feira, 28 de julho de 2022
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.027, DE 19 DE JULHO DE 2022
Estabelece os requisitos e procedimentos
necessários à prorrogação das concessões de Uso
do Bem Público, à modificação do regime de
exploração das concessões de aproveitamentos
hidrelétricos destinado a Serviço Público, ao
mapeamento dos bens imóveis vinculados à
concessões de usinas hidrelétricas, ao cálculo da
parcela dos investimentos vinculados a bens
reversíveis, à metodologia de cálculo do valor do
pagamento pelo Uso de Bem Público e ao cálculo
e recolhimento da Compensação Financeira pela
utilização de recursos hídricos para fins de geração
de energia elétrica e Royalties de Itaipu.
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA
ELÉTRICA – ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação
da Diretoria, tendo em vista o disposto na Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989,
na Lei nº 8.001, de 13 de março de 1990, na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995,
na Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995, na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996,
na Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004,
na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 3.739, de 31 de janeiro
de 2001, no Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003, no Decreto nº 4.932, de
23 de dezembro de 2003, no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, no Decreto
nº 5.911, de 27 de setembro de 2006, no Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de
2012, no Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012, no Decreto nº 9.158, de 21
de setembro de 2017e o que consta no Processo n° 48500.006131/2021-29, resolve:
CAPÍTULO I
DO OBJETO
Art. 1º Estabelecer os requisitos e procedimentos necessários à prorrogação
das concessões de Uso do Bem Público, à modificação do regime de exploração das
concessões de aproveitamentos hidrelétricos destinado a Serviço Público, ao
mapeamento dos bens imóveis vinculados à concessões de usinas hidrelétricas, ao
cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, à metodologia de
cálculo do valor do pagamento pelo Uso de Bem Público e ao cálculo e recolhimento
da Compensação Financeira pela utilização de recursos hídricos para fins de geração de
energia elétrica e Royalties de Itaipu.
CAPÍTULO II
DA MODIFICAÇÃO DO REGIME DE EXPLORAÇÃO DAS CONCESSÕES DE
APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESTINADA
A SERVIÇO PÚBLICO
Art. 2º Este capítulo estabelece os requisitos e critérios para modificação do
regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos para geração de
energia elétrica destinada a serviço público, nos termos dos §§ 3º, 4º e 5º, art. 20 da
Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, com a redação dada pelas Leis nº 11.488, de
15 de junho de 2007 e nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009.
Art. 3º A concessão de aproveitamento hidrelétrico para geração de energia
elétrica destinada a serviço público com potência superior a 1.000 kW e igual ou
inferior a 50.000 kW poderá ter o regime de exploração modificado para produção
independente caso cumpra ao menos um dos seguintes requisitos:
I – seja resultante de separação das atividades de distribuição e de geração
de que trata o art. 20 da Lei nº 10.848, de 2004;
II – seja resultante de separação das atividades de distribuição e de geração
promovida anteriormente ao comando legal mencionado no inciso anterior;
III – tenha sido outorgada após 5 de outubro de 1988.
Art. 4º A concessionária interessada deverá requerer, individualmente por
aproveitamento hidrelétrico ou em conjunto, a modificação do regime de exploração
das concessões de que é titular à Superintendência de Concessões e Autorizações de
Geração – SCG da ANEEL, mediante o encaminhamento da seguinte documentação
(original ou cópia autenticada na forma da Lei):
I – Documentos comprobatórios de regularidade fiscal:
a) Certidão negativa de débito da Previdência Social (CND) ou certidão
positiva com efeitos de negativa da Previdência Social (CND/EN);
b) Certificado de regularidade do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço
( FGT S ) ;
c) Certidão conjunta negativa de débitos relativos aos tributos federais e à
dívida ativa da União ou certidão conjunta positiva com efeitos de negativa de débitos
relativos aos tributos federais e à dívida ativa da União;
d) Certidão negativa, ou certidão positiva com efeitos de negativa de
regularidade fiscal para com a Fazenda Estadual/Distrital, inclusive quanto à dívida
ativa; e
e)Certidão de regularidade fiscal para com a Fazenda Municipal.
II- Relatório técnico, quando for o caso, demonstrando que o
aproveitamento hidrelétrico atende aos critérios para enquadramento na condição de
pequena central hidrelétrica, estabelecidos em regulamentação específica.
Parágrafo único. Adicionalmente à análise da regularidade fiscal, será
também examinada a situação da concessionária quanto ao adimplemento em relação
ao recolhimento ou pagamento dos encargos e obrigações setoriais.
Art. 5º A modificação do regime de exploração da concessão obrigará a
concessionária ao pagamento pelo uso de bem público, durante cinco anos, limitados
ao prazo remanescente da concessão original, contados da assinatura do respectivo
contrato de concessão de uso de bem público, cujo valor anual será calculado pela
ANEEL da seguinte forma:
VPA = VP*GF*VR*8760/100
onde:
VPA = valor do pagamento anual pelo uso de bem público;
VP = valor percentual a ser aplicado sobre a receita anual estimada do
aproveitamento hidrelétrico, igual a 2,5%;
GF = garantia física do aproveitamento hidrelétrico, em MW médio, definida
pelo poder concedente, e na ausência desta, o valor obtido do produto entre a
potência instalada e o fator de capacidade igual a 0,55;
VR = Valor Anual de Referência, em R$/MWh, em vigor na data de
publicação do ato administrativo que aprovar a modificação do regime de exploração
da concessão.
§ 1º A concessionária recolherá à União parcelas mensais equivalentes a
1/12 (um doze avos) do valor do pagamento anual, na forma indicada pela ANEEL.
§ 2º O valor do pagamento anual pelo uso de bem público calculado na
forma estabelecida no caput será atualizado anualmente ou com a periodicidade que
a legislação permitir, utilizando-se o Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, da
Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE ou, em caso de sua
extinção, o índice que vier a ser definido pelo Poder Concedente para sucedê-lo, de
acordo com a seguinte fórmula:
VPAk = VPA0 * (IPCA-Mk / IPCA-M0),
onde,
VPAk = valor do pagamento anual pelo uso de bem público para o ano
k;
VPA0 = valor do pagamento anual pelo uso de bem público calculado
conforme descrito no
caput;
IPCA-Mk = valor do IPCA relativo ao mês anterior ao da data da atualização
em processamento;
IPCA-M0 = valor do IPCA relativo ao mês anterior ao da data de publicação
do ato administrativo que aprovou a modificação do regime de exploração da
concessão.
Art. 6º Aplica-se o disposto nos §§ 1º a 8º do art. 26 da Lei nº 9.427, de
26 de dezembro de 1996, bem como as regras de comercialização a que estão
submetidas as fontes alternativas de energia, ao aproveitamento hidrelétrico que,
tendo modificado o regime de exploração para produção independente, atenda aos
critérios para enquadramento na condição de pequena central hidrelétrica definidos em
regulamentação específica.
Parágrafo único. A isenção de que trata o § 4º do art. 26 da Lei nº 9.427,
de 1996, somente será concedida ao aproveitamento hidrelétrico que tenha iniciado
sua operação comercial após 27 de maio de 1998.
Art. 7º Aplica-se o disposto no § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427/96 ao
aproveitamento hidrelétrico que, tendo modificado o regime de exploração para
produção independente, não atenda aos critérios para enquadramento na condição de
pequena central hidrelétrica definidos em regulamentação específica.
Art. 8º A concessionária que modificar o regime de exploração da concessão
na forma desta Resolução ficará desobrigada de aplicar recursos no Programa de
Pesquisa e Desenvolvimento do setor elétrico, nos termos da Lei nº 9.991, de 24 de
julho de 2000, na parcela da receita relativa ao aproveitamento hidrelétrico que teve
o regime de exploração modificado, caso este atenda aos critérios para enquadramento
na condição de pequena central hidrelétrica, definidos em regulamentação
específica.
Art. 9º A concessionária que houver celebrado, com agente de distribuição,
contrato de compra e venda de energia elétrica na modalidade geração distribuída por
chamada pública, contrato bilateral anterior à Lei nº 10.848, de 2004, ou Contrato de
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEAR em que é possível
identificar o empreendimento que confere lastro ao agente vendedor, terá a
modificação do regime de exploração condicionada à celebração de termo aditivo
contratual de forma a prever a aplicação de desconto na fatura de energia equivalente
ao desconto obtido na TUSDg, enquanto vigorar o contrato.
Art. 10. Para os contratos mencionados no art. 9º que permitem a alteração
das condições contratuais em função de desequilíbrio econômico e financeiro
decorrente da Política Energética Nacional, as partes deverão submeter à homologação
da ANEEL proposta de alteração do preço da energia, de forma a refletir na
modicidade tarifária todos os efeitos econômicos decorrentes da alteração do regime
de exploração da concessão.
Art. 11. Os termos aditivos contratuais resultantes das alterações a que
aludem os arts. 9º e 10 deverão, conforme o caso, ser homologados ou registrados
pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 783, de 26 de setembro de 2017,
ou regulamentação superveniente.
Art. 12. A modificação do regime de exploração da concessão requererá os
ajustes no respectivo ato de outorga, conforme estabelecido na legislação de
regência.
Art. 13. O disposto neste Capítulo aplica-se, inclusive, aos requerimentos de
modificação do regime de exploração formulados com base nos §§ 3º e 4º do art. 20
da Lei nº 10.848, de 2004, e ainda em tramitação na ANEEL e/ou MME, devendo as
respectivas concessionárias complementar e/ou atualizar, se for o caso, a
documentação referida nos incisos I e II do art. 4º deste regulamento.
CAPÍTULO III
DOS PROCEDIMENTOS O MAPEAMENTO DOS BENS IMÓVEIS E DAS ÁREAS
VINCULADOS À CONCESSÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS
Art. 14. Este capítulo estabelece os procedimentos para o mapeamento dos
bens imóveis e das áreas vinculados à concessão de usinas hidrelétricas.
§ 1º Para efeito desta resolução, consideram-se bens imóveis vinculados à
concessão as estruturas civis que caracterizam o aproveitamento hidrelétrico, tais como
barramento/vertedouro, tomada d’água, circuito de adução, casa de força, canal de
fuga e subestação.
§ 2º Para efeito desta resolução, consideram-se áreas vinculadas à
concessão as áreas não necessariamente pertencentes à concessão, mas de interesse
à gestão do aproveitamento hidrelétrico, tal como área de proteção permanente que
exceda os limites físicos da concessão.
Art. 15. Os levantamentos para a caracterização dos bens imóveis e das
áreas vinculados à concessão devem ser realizados em conformidade com as instruções
constantes do ANEXO I.
Parágrafo único. A concessionária deverá manter arquivado, disponível a
qualquer tempo para consulta da ANEEL, todos os relatórios técnicos, documentos,
dados e estudos que comprovem que os levantamentos foram realizados como
requerido e estão em conformidade com as normas técnicas específicas.
Art. 16. A concessionária deverá produzir arquivos vetoriais
georreferenciados do polígono definidor da área de concessão, abrangendo o
reservatório e as principais estruturas, contendo os valores das coordenadas planoretangulares E (Este) e N (Norte) dos vértices dos polígonos na projeção Universal
Transversa de Mercator – UTM, em relação ao Meridiano de Referência – MR, adotado,
azimutes e distâncias entre vértices.
Parágrafo único. Deverão ser produzidos arquivos vetoriais georreferenciados
individualizados para canteiro de obras/área industrial; barramento/vertedouro; circuito
de adução e tomada d’água; casa de força e canal de fuga; subestação; áreas cedidas
para terceiros; área do reservatório, nos níveis máximo normal e máximo maximorum;
área de proteção permanente; e área declarada de utilidade pública.
Art. 17. As concessionárias deverão encaminhar à ANEEL as informações
constantes do ANEXO II em até doze meses contados da entrada em operação
comercial da primeira unidade geradora.
Parágrafo único. As concessionárias deverão atualizar os arquivos e
encaminhá-los à ANEEL sempre que houver qualquer alteração na área de concessão,
inclusive por ampliação, aquisição de novos terrenos, desvinculação ou cessão de uso
anuída pela ANEEL.
Art. 18. A ANEEL poderá solicitar outros dados e informações necessários à
complementação daqueles já exigidos.
CAPÍTULO IV
DO PAGAMENTO PELO USO DE BEM PÚBLICO
Art. 19. Este capítulo estabelece a metodologia para cálculo do valor do
pagamento pelo Uso de Bem Público – UBP, para prorrogação da outorga dos
aproveitamentos hidrelétricos alcançados pelo art. 2º da Lei nº 12.783, de 11 de
janeiro de 2013, nos termos do art. 2º do Decreto nº 9.158, de 21 de setembro de
2017.
Art. 20. Para a prorrogação das outorgas de concessão ou autorização de
que trata o art. 20, o valor anual do UBP, em reais, será calculado pela ANEEL, de
acordo com a seguinte fórmula:
§ 1º O Preço de Referência da energia não contratada no Ambiente de
Contratação Regulada – ACR (PRef) corresponderá ao valor disposto no inciso VI do art. 1º
da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE nº 12, de 12 de maio de
2017.
§ 2º As equações relativas ao GAGO&M e ao GAGMelhoria estão referenciadas a
julho de 2011.
§ 3º Os valores de que tratam os §§1º e 2º serão atualizados com base na
variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, até o mês anterior ao cálculo
do valor anual do UBP.
§ 4º Para empreendimentos sem Contrato de Uso ao Sistema de Distribuição
ou Transmissão celebrado, o Encargo de Uso será estimado:
I.- com base na tarifa de aplicação da barra mais próxima geograficamente, no
caso da presença de ativos em tensão acima ou igual à 230 kV; ou
II.- com base na tarifa de aplicação do respectivo subgrupo tarifário da
distribuidora que atende o município onde encontra-se o empreendimento no caso da
presença de ativos em tensão igual ou inferior a 138 kV; e
III.- com base na potência instalada constante da outorga do aproveitamento
hidrelétrico.
§ 5º Caso o aproveitamento hidrelétrico não disponha de Garantia Física
definida pelo Poder Concedente, será considerado o valor obtido do produto entre a
potência instalada e o fator de capacidade igual a 0,55.
Art. 21. O valor anual do UBP a ser pago à União deverá ser atualizado pela
ANEEL para data-base de início de pagamento e, posteriormente, a cada doze meses.
Parágrafo único. A atualização de que trata o caput deverá ser realizada por
meio da aplicação da variação do IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística –
IBGE, de acordo com a seguinte fórmula:
CAPÍTULO V
DA COMPENSAÇÃO FINANCEIRA PELA UTILIZAÇÃO DE RECURSOS HÍDRICOS
Seção I
Do recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos
Hídricos
Art. 22. Os concessionários e autorizados para a produção de energia
hidrelétrica deverão pagar, nos termos da legislação em vigor e desta Resolução,
mensalmente, os valores relativos à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos
Hídricos, calculados com base na geração mensal de suas centrais hidrelétricas, observados
os casos de isenção estabelecidos em lei.
§ 1º O valor da compensação financeira, para cada central hidrelétrica, será
calculado mensalmente de acordo com a seguinte fórmula:
CF = GH x TAR x PERC
onde:
CF – é o valor da compensação financeira, em um determinado mês, a ser pago
por uma central hidrelétrica considerada;
GH – é a energia gerada por uma central hidrelétrica em um determinado
mês;
TAR – é o valor da Tarifa Atualizada de Referência no mês determinado;
PERC – percentual correspondente à Compensação Financeira, estabelecido em
lei.
§ 2º Os concessionários e autorizados deverão realizar os respectivos cálculos
da compensação devida, informando à ANEEL, até o dia 20 do mês subsequente ao da
geração, os montantes de energia gerada e os valores a serem recolhidos, individualizados
por central geradora.
Art. 23. O recolhimento do valor da Compensação Financeira, calculado na
forma do artigo anterior, deverá ser efetuado pelos concessionários e autorizados no
Banco do Brasil S.A., até cinquenta dias subsequentes ao mês da geração, observando as
orientações emitidas pela ANEEL.
Parágrafo único. Os créditos de que tratam esta Resolução não pagos na data
dos respectivos vencimentos serão acrescidos de juros e multa de mora, calculados nos
termos e na forma da legislação aplicável aos tributos federais.
Seção II
Do rateio da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos
Art. 24. A distribuição mensal da Compensação Financeira pela Utilização de
Recursos Hídricos, para fins de Geração de Energia Elétrica, devida pelas centrais
hidrelétricas em operação comercial, e dos Royalties devidos pela Itaipu Binacional ao
Governo Brasileiro, estabelecidos pelo Tratado de Itaipu, aos Estados, ao Distrito Federal
e aos Municípios beneficiários, terá o rateio da parcela correspondente aos municípios e
da parcela correspondente aos estados e ao Distrito Federal regido pelas disposições desta
Seção.
Subseção I
Do repasse por regularização a montante
Art. 25. Nas centrais hidrelétricas beneficiadas por reservatórios
regularizadores de montante o acréscimo de energia por eles propiciado será considerado
como geração associada, sendo repassada parte da compensação financeira devida por
elas aos estados e municípios atingidos por estes reservatórios, na proporção do
acréscimo de energia.
§ 1º Existindo mais de um reservatório regularizador a montante, o percentual
de repasse referido neste artigo será rateado entre todos eles, inclusive o próprio, na
proporção dos respectivos volumes úteis de armazenamento;
§ 2º Os reservatórios ligados por canais ou túneis, operados com níveis
praticamente iguais, serão considerados, para fins de regularização, como reservatório
único;
§ 3º As casas de máquinas de centrais hidrelétricas ligadas a um mesmo
reservatório, considerando inclusive o disposto no parágrafo anterior, terão seus
acréscimos de energia oriundos de reservatórios regularizadores a montante calculados
com base nas capacidades de vazão turbinada de cada uma.
Subseção II
Do cálculo do acréscimo de energia por regularização a montante
Art. 26. O acréscimo de energia elétrica, relativo aos reservatórios de
montante, será obtido por meio de simulações energéticas, considerando a diferença
entre o valor da energia produzida pela central hidrelétrica operando a fio d’água, sem
regularização a montante, e o valor obtido com a regularização proporcionada pelos
reservatórios, utilizando-se séries hidrológicas de vazões naturais.
§ 1º O ganho médio de energia elétrica abrangerá todo o período das séries
hidrológicas utilizadas, sendo as simulações processadas em base mensal.
§ 2º As simulações energéticas utilizarão o método de Conti-Varlet, cujo
objetivo é reduzir o desvio médio quadrático da vazão a jusante de um reservatório,
mantendo-a a mais próxima possível do valor médio.
§ 3º A energia mensal gerada será o produto da vazão média mensal pela
queda bruta e pelo rendimento, respeitada a limitação de potência instalada.
§ 4º A queda bruta considerará o nível de montante do reservatório e sua
respectiva curva cota-volume e o nível de jusante.
§ 5º A energia mensal gerada pelo conjunto de centrais de uma mesma cascata
estará limitada ao valor que maximiza o acréscimo de energia elétrica citada no caput
deste artigo.
§ 6º Caso o limite do parágrafo anterior seja superado as energias geradas
pelas centrais da cascata deverão ser reduzidas proporcionalmente à parcela de geração
de cada central.
Subseção III
Da repartição entre os municípios, estados e o distrito federal
Art. 27. O rateio da Compensação Financeira associada a cada reservatório,
incluindo os repasses por regularização de montante, quando for o caso, será feito na
proporção das áreas inundadas de cada município, considerando os casos específicos de
instalações associadas a casas de máquinas dissociadas dos respectivos reservatórios e de
bombeamentos de água para fins energéticos.
Parágrafo único. No caso de central que tenha reservatório dissociado da casa
de máquinas ou que se beneficie de bombeamento de água, estando as instalações
elevatórias em município distinto daqueles onde se situa o seu reservatório, será adotado
o seguinte critério para fixação da proporcionalidade de rateio entre os municípios
envolvidos:
I – para o município onde se localiza a casa de máquinas ou as instalações
elevatórias de água será atribuída uma fração de numerador unitário e denominador igual
ao número de municípios envolvidos pela central hidrelétrica;
II- aos municípios inundados pelo reservatório da central será dedicado o
complemento da fração citada no inciso anterior, na proporção de suas áreas
inundadas.
Art. 28. Aos estados e ao Distrito Federal corresponderão valores equivalentes
às somas dos recursos dedicados aos seus municípios.
Art. 29. A ANEEL publicará os coeficientes de repasse por regularização a
montante por central hidrelétrica, para fins do cálculo do rateio da Compensação
Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos e dos Royalties pagos pela Itaipu
Binacional, providenciando os respectivos ajustes sempre que houver a implantação de
novas centrais ou reservatórios ou, ainda, mudança de outros parâmetros que sejam
significativos.
CAPÍTULO VI
DO CÁLCULO DA PARCELA DOS INVESTIMENTOS VINCULADOS A BENS
REVERSÍVEIS
Art. 30. Este capítulo estabelece, nos termos do art. 2º do Decreto nº 7.850,
de 30 de novembro de 2012, critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos
investimentos vinculados a bens reversíveis de aproveitamentos hidrelétricos, ainda não
amortizados ou não depreciados, cujas concessões foram prorrogadas ou não, nos termos
do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
Art. 31 O valor da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis,
ainda não amortizados ou não depreciados, alcançados por este Capítulo, será calculado
com base no Valor Novo de Reposição – VNR e considerará a depreciação e a amortização
acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação até 31 de dezembro
de 2012, em conformidade com os critérios do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico
– MCSE.
§ 1º A forma de pagamento da parcela dos investimentos referidos no caput,
indenização ou reconhecimento na base tarifária, será definida pelo Poder Concedente,
nos termos do §1º do art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012.
§ 2º Nos casos em que o Poder Concedente decidir pelo reconhecimento dos
investimentos na base tarifária, a incorporação ocorrerá nos processos tarifários
subsequentes.
§ 3º Para as concessões que não foram prorrogadas nos termos da Lei, ou que
o início de vigência da prorrogação ocorreu após janeiro de 2013, será considerada a
depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação da
instalação até o termo final da concessão.
Art. 32. Os bens reversíveis de que trata este Capítulo são aqueles utilizados,
exclusiva e permanentemente, para produção de energia elétrica, cujos investimentos
prudentes foram realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do
serviço concedido.
§ 1º Constituem bens reversíveis o conjunto de itens de infraestrutura comuns
à usina, tais como, reservatórios, barragens tomada d’água, condutos, canais, vertedouros,
comportas, casa de comando, além dos equipamentos de geração, como turbinas,
geradores, transformadores, serviços auxiliares e relacionados ao sistema de transmissão
de interesse restrito.
§ 2º Não constituem bens reversíveis, exemplificativamente, os bens
administrativos, tais como móveis, utensílios, veículos, terrenos, edificações, urbanização e
benfeitorias.
§ 3º Não serão reconhecidos os investimentos constituídos com recursos de
Obrigações Especiais, nos termos do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE,
tais como doações ou aqueles decorrentes de alterações na configuração do sistema
elétrico que tenham sido autorizados pela ANEEL nos termos da Resolução Normativa nº
697, de 16 de dezembro de 2015.
Art. 33. As concessionárias alcançadas por este Capítulo deverão manifestar
interesse no recebimento do valor complementar relativo à parcela dos investimentos
vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, e não
indenizados.
§ 1º As concessionárias que não se manifestaram até 1º de agosto de 2021,
deverão fazê-lo em até 30 dias da assinatura dos termos aditivos para as prorrogações que
venham a ocorrer no futuro ou do final da vigência da concessão que vier a ser
relicitada.
§ 2º Os investimentos realizados até a entrada em operação da última unidade
geradora do empreendimento deverão ser comprovados mediante a apresentação do:
I – extrato do Projeto Executivo ou “como construído”, contendo as
informações de materiais, equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos, serviços e os
desenhos, com abrangência equivalente ao de Projeto Básico;
II – relatório apresentando as diferenças entre o Projeto Básico fornecido nos
termos do art.10 do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, e o Projeto Executivo
ou “como construído”; e
III – quantitativos itemizados no modelo do Orçamento Padrão Eletrobrás – OPE
referente ao Projeto Executivo ou “como construído”.
§ 4º Os investimentos em bens reversíveis realizados e contabilizados após a
entrada em operação da última unidade geradora do empreendimento deverão ser
comprovados mediante relatório de avaliação a ser elaborado conforme modelo do Anexo
III, nos termos do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, e do Manual de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.)
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152022072800093
93
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 142, quinta-feira, 28 de julho de 2022
§ 5º Serão consideradas somente as informações protocoladas na ANEEL até as
datas de que tratam o caput e o § 1º, excetuadas aquelas eventualmente requeridas pela
ANEEL.
§ 6º A apresentação da documentação relacionada nos incisos deste artigo não
isenta a concessionária de ações de fiscalização da ANEEL.
§ 7º A concessionária deverá contratar uma empresa credenciada junto à
ANEEL para elaboração do relatório de avaliação de que trata o §3º.
§ 8º A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou
judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive no
banco de preços.
§ 9º Para fins de fiscalização, a ANEEL poderá solicitar laudos, perícias e
documentação complementar não especificadas neste regulamento.
Art. 34. Para o cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens
reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados de que trata o §2º do art. 33, será
utilizada a mesma base de referência de custos unitários prevista no § 1º do art. 10 do
Decreto nº 7.805, de 2012.
Art. 35. A valoração de bens reversíveis de que trata o §3º do art. 33 será
realizada prioritariamente a partir de banco de preços referenciais, seguido pelo banco de
preços da concessionária ou, em última hipótese, do custo contábil fiscalizado.
§ 1º Na hipótese de avaliação pelo banco de preços da concessionária, este
será formado a partir de informações de todas as compras efetivamente realizadas pela
concessionária nos últimos 5 (cinco) anos, podendo retroagir até a data da última
aquisição nos casos em que não houver referência no período.)
§ 2º O custo contábil fiscalizado atualizado somente deverá ser utilizado na
impossibilidade do emprego de banco de preços referenciais ou do banco de preços da
concessionária.
§ 3º Na hipótese de avaliação pelo valor contábil atualizado, a concessionária,
juntamente com a empresa credenciada contratada, deverá apresentar, para prévia
aprovação da fiscalização da ANEEL, relatório com a relação desses bens e as devidas
justificativas.
§ 4º Durante o processo de fiscalização, caso fique comprovado que a
concessionária dispunha de meios que permitiriam a avaliação pelo VNR, poderá a ANEEL
determinar a apresentação de novo relatório de avaliação.
§ 5º Os valores resultantes do processo de avaliação poderão sofrer ajustes
pela fiscalização da ANEEL, que poderá utilizar-se da comparação de ativos, cujas
especificações sejam equivalentes, entre concessionárias para definir novos valores das
instalações vinculadas a bens reversíveis, assegurado o direito ao contraditório e ampla
defesa.
Art. 36. As concessionárias alcançadas por este Capítulo deverão comprovar a
realização dos respectivos investimentos vinculados a bens reversíveis de que trata o art.
32 desta Resolução em até 365 dias, contados do protocolo da manifestação, podendo ser
prorrogado por igual período, a critério da ANEEL.
§ 1º Somente serão consideradas as informações protocoladas até a data
definida no caput, excetuadas aquelas eventualmente requeridas pela ANEEL.
§ 2º Para fins de fiscalização, a ANEEL poderá solicitar laudos, perícias e
documentação complementar não especificados neste regulamento.
§ 3º Os custos comprovadamente realizados para a contratação de inventário
e de outros levantamentos requeridos pela ANEEL serão avaliados e considerados no
reajuste tarifário subsequente.
§ 4º A apresentação da referida documentação não isenta a concessionária de
ações de fiscalização da ANEEL.
CAPÍTULO VII
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS
Art. 37. Os Anexos desta resolução encontram-se disponíveis no endereço –
SGAN – Quadra 603- Módulo I – Brasília-DF, bem como no endereço eletrônico
biblioteca.aneel.gov.br.
Art. 38. Ficam revogadas as Resoluções Normativas nº 548, de 7 de maio de
2013; nº 615, de 17 de junho de 2014; nº 808, de 6 de março de 2018; nº 262, de 17 de
abril de 2007; nº 467, de 6 de dezembro de 2011; nº 501, de 24 de julho de 2012; nº 859,
de 22 de outubro de 2019; nº 596, de 19 de dezembro de 2013, nº 942, de 13 de julho
de 2021, e as Resoluções nº 67, de 22 de fevereiro de 2001 e nº 88 de 22 de março de
2001.
Art. 39. Esta Resolução entra em vigor em 1º de agosto de 2022.
CAMILA FIGUEREIDO BONFIM LOPES
ANEXO I
DA ESPECIFICAÇÃO PARA LEVANTAMENTO PLANIMÉTRICO CADASTRAL
DE ÁREAS DE CONCESSÃO DE HIDRELÉTRICAS
1. Serão aceitos os levantamentos planimétricos realizados a partir das
seguintes modalidades:
a. Levantamento a partir de imagens de satélite ortorretificadas com resolução
espacial de até 1m, com escala de interpretação mínima de 1:10.000.
b. Restituição/interpretação a partir de pares estereoscópicos de imagem de
satélite. As imagens deverão ter resolução espacial de até 1m, com restituição mínima na
escala 1:10.000;
c. Levantamento a partir de fotografias aéreas em escala não inferior 1:30.000
(escala de foto) ou resolução espacial de até 1m (fotos digitais), restituição mínima na
escala 1:10.000;
d. Perfilamento a Laser com densidade de pontos e altura de voo compatível
com a restituição mínima na escala 1:10.000;
e. Levantamento Topográfico Planimétrico Cadastral na Escala mínima de
1:10.000;
f. Restituição/interpretação a partir de imagens de radar, em escala mínima de
1:10.000.
2. Poderá ser utilizada outra metodologia que resulte em produtos com
precisão equivalente, desde que devidamente justificado, apresentando todos os
elementos que comprovem a adequação do produto ao requerido no regulamento.
3. Em qualquer uma das modalidades de levantamento, o reservatório deverá
estar implantado e deverá estar representado em seu nível máximo normal na base
cartográfica gerada.
4- . Poderão ser utilizadas imagens de acervo.
5. Para o levantamento do contorno do reservatório no Nível Máximo
Maximorum, poderão ser utilizados dados de projeto, desde que haja compatibilidade
física com os demais níveis e estruturas que caracterizam o empreendimento e o relevo
local.
6. Os produtos deverão atender minimamente às especificações necessárias ao
PEC – Padrão de Exatidão Cartográfica Classe B para a escala 1:10.000, no que se refere
à planimetria.
7. Os levantamentos de campo deverão ter como Sistema cartográfico o
Sistema de Referência Geocêntrico para as Américas – SIRGAS 2000, amarrado aos vértices
SAT e RBMC, devendo o material produzido ser apresentado neste referencial. Até 2014
poderá ser utilizado o Sistema Geodésico Sul-americano de 1969 (SAD-69).
8. Os levantamentos devem ser executados segundo a legislação e as normas
cartográficas vigentes e as recomendações para levantamento relativo estático do Instituto
Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE.
ANEXO II
DA RELAÇÃO DOS PRODUTOS A SEREM ENTREGUES À ANEEL
1. Deverão ser entregues à ANEEL documentos cartográficos em meio digital
georreferenciados nos formatos Esri Shapefile – SHP, ou Geography Markup Language –
GML, apresentando as seguintes camadas/arquivos de informações e seus atributos:
. Item Nomenclatura Especificação At r i b u t o s
. Reservatório no nível
Máximo
Operacional/Normal
R ES _ N O R Polígono do reservatório na
cota Máximo
Operacional/Normal
COTA, NOME,
A R EA _ H A
.
.
.
.
. Reservatório no nível
Máximo Maximorum
R ES _ M M A X Polígono do reservatório na
cota Máximo Maximorum
COTA, NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Área Declarada de
Utilidade
Pública
DUP Polígono da Área Declarada de
Utilidade Pública
NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Canteiro de Obras e/ou
Área
Industrial
CO Polígono da construção NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Barramento BA R R Polígono da construção NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Casa de Força CF Polígono da construção NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Subestação SUB Polígono da construção NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Área de Proteção
Permanente
APP Polígono da Área de
Preservação Permanente
NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Área de Cessão de uso
para
terceiros
AC 3 Polígono da Área cedida NOME,
AREA_ HA
.
.
. Outras Estruturas e
Áreas
Associadas à Geração
O EA AG Polígono da construção NOME,
A R EA _ H A
.
.
. Área Total de
Concessão
AC _ T OT A L Polígonos fechados e
individualizados representando
a envoltória da área de
concessão
NOME,
AREA_ HA
.
.
.
.
1.1. Definições dos Atributos:
a.COTA: Valor numérico em metros com no mínimo 2 (duas) casas decimais;
b.NOME: Texto com denominação da construção ou área identificada; e
c.AREA_HA: Valor numérico da área em hectares com no mínimo 6 casas
decimais.
1.2.Para o formato SHAPEFILE/GML as camadas que têm características
semelhantes (Ex: Estruturas: CO, CF e SUB) e mesmo tipo de feição (linha ou polígono)
podem ser colocadas em um único arquivo, porém deve ser acrescentado o Atributo
CAMADA diferenciando cada tipo de informação com o código de camada listado
anteriormente.
1.3.Os produtos deverão utilizar o sistema de coordenadas plano-retangulares
na projeção UTM e deverão ser informados o fuso/meridiano central, Datum e o
hemisfério de referência.
1.4.Nas ocasiões em que as áreas extrapolarem um fuso UTM, deverão ser
entregues arquivos referentes a cada fuso.
1.5.Para o cálculo de áreas, utilizar uma projeção equivalente, que represente
a grandeza com maior fidedignidade.
1.6.Em qualquer caso também poderão ser utilizadas coordenadas geodésicas
(latitude/longitude).
1.7.Nos dados relacionados ao levantamento planimétrico, a aquisição e
produção de imagens e sua respectiva base de dados deverão ser apresentadas de
maneira organizada e contextualizada, contemplando as seguintes informações
(Metadados):
. Serviços/Produtos Metadados
. Imageamento Sensores Aerotransportados ou Orbitais
. Tipo de sensor (óptico, radar)
. Histórico/Contextualização/Motivação da
Escolha
.
. Descrição
. Especificações técnicas
. Resolução
. Compatibilidade de escala
. Data, e demais informações pertinentes
. Serviços de Campo (Medições,
Levantamentos,
Reambulação)
Histórico/Contextualização/Disponibilidade
. Trabalhos realizados
. Fotogrametria e Perfilamento a Laser Histórico/Contextualização/Disponibilidade
. Restituição Digital
. Ortorretificação
.
. Trabalhos realizado
Tratamento de Dados Espaciais Histórico/Contextualização/Motivação da
Escolha
Descrição
. Especificações técnicas
. Resolução
. Compatibilidade de escala
. Data, e demais informações pertinentes
.
. Fonte da informação
. Acurácia de mapeamento
. Processamentos adotados
. Procedimentos de verificação de
acurácia
. Consistência dos produtos finais
2. Deverá ser entregue à ANEEL declaração assinada pelo representante legal
da concessionária de que o levantamento planialtimétrico apresentado foi realizado
segundo a legislação e as normas cartográficas vigentes, conforme modelo abaixo
D EC L A R AÇ ÃO
A(s) empresa(s) …….[nome da empresa ou das empresas reunidas em
consórcio] ………………………., inscrita(s) sob o(s) CNPJ/MF n. ……………………….., sediada(s)
no endereço …………………………………………….., por meio de seu(s) representante(s)
legal(is), Sr.(a.)… .[nome completo do(a) representante legal]…………..,
……(nacionalidade)…………, inscrito(a) no CPF sob o n. ……………., declara(m), que o
levantamento planimétrico apresentado à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,
bem como os documentos comprobatórios da regularidade das informações prestadas, foi
realizado conforme estabelecido na Resolução Normativa nº /2022, que estabelece os
procedimentos para o mapeamento das áreas de concessão de usinas hidrelétricas,
respeitando a legislação e as normas cartográficas vigentes e que estão arquivados junto
a esta Concessionária e, disponíveis à ANEEL, para efeito de garantia jurídica destes dados.
Estou ciente de que declarações falsas ou inexatas caracterizam crime de falsidade
ideológica (art. 1.299 do Código Penal).
______(cidade)_____ , __(dia)___ de ____(mês)____ de __(ano)__.
___________ (Representante Legal)_____________
NOME COMPLETO EM CAIXA ALTA
CARGO
ANEXO III
Dispõe sobre a metodologia e os critérios gerais para cálculo da parcela dos
investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados,
de aproveitamentos hidrelétricos, conforme estabelecido no art. 6º desta Resolução.
METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO
1. DIRETRIZES GERAIS
1. Os grupos de contas de ativos relacionados na Tabela 1, conforme o Manual
de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, são objeto de avaliação, com vistas à
composição da base de ativos vinculados ao serviço público de geração de energia elétrica,
nos termos do Art. 3º, passível de ser indenizada ou incorporada à base tarifária.
Tabela 1: Relação de grupos de contas de ativos
. Código Título
. 1232.1.01.01 Terrenos – Geração
. 1232.1.01.02 Reservatórios, barragens e adutoras – Geração
. 1232.1.01.03 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – Geração
. 1232.1.01.04 Máquinas e Equipamentos – Geração
. 1232.1.04.01 Terrenos – Sistema de Transmissão Associado
. 1232.1.04.03 Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – Sistema de Transmissão
Associado
. 1232.1.04.04 Máquinas e Equipamentos – Sistema de Transmissão Associado
Nota: conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE
1.1. ATUALIZAÇÃO DE VALORES
2. Para atualização dos valores apurados na avaliação deve ser utilizado o
Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, apurado pelo IBGE.
2. METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO
2.1. LEVANTAMENTO E DESCRIÇÃO DOS BENS E INSTALAÇÕES
3. O levantamento e descrições dos bens e instalações que compõem a
indenização de geração de que trata essa Resolução Normativa devem conter as
informações de registro do controle patrimonial, conforme estabelecido nas Instruções de
Cadastro Patrimonial, do MCPSE, e outras características que os identifiquem
univocamente, possibilitando sua clara identificação e adequada valoração. Os bens e
instalações devem ser classificados por Contrato de Concessão, Ordem de Investimento –
ODI, e por Tipo de Instalação, observando a codificação padrão do MCPSE.
4. Para validação dos controles de engenharia apresentados na avaliação
enviada pela concessionária, devem ser utilizados os sistemas contábeis e de controle
patrimonial. Se esgotados todos os sistemas de verificação ainda permanecerem dúvidas
quanto a existência e condição dos ativos, a avaliadora deverá realizar a inspeção física.
5. Bens e/ou instalações de propriedade de terceiros, não deverão compor a
base bens e instalações objeto dessa resolução.
2.2. AVALIAÇÃO DOS ATIVOS
6. O Método do Custo de Reposição estabelece que cada ativo é valorado por
todas as despesas necessárias para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente,
que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente.
7. O Método do Custo Histórico Corrigido estabelece que os ativos devem ser
avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA, ou se antecessor, quando
não disponível.
8. O valor do bem avaliado será denominado Valor Novo de Reposição (VNR)
e refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir de banco
de preços referenciais ou de banco de preços da concessionária ou, em última hipótese,
do custo contábil fiscalizado atualizado.
9. O Valor de Mercado em Uso – VMU é definido como o Valor Novo de
Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação, a qual deve respeitar os percentuais
de depreciação acumulada registrados na contabilidade para o bem considerado, a partir
da data de sua imobilização.
10. As situações relativas a reformas gerais e/ou repotenciação de ativos
devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos nos Manuais de Contabilidade e de
Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCSE e MCPSE.
3. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO
11. Os procedimentos de avaliação devem observar obrigatoriamente as
instruções do MCSE e do MCPSE.
12. Devem ser objeto de avaliação os bens e instalações que caracterizam
unidades de cadastro no controle patrimonial, conforme preconiza MCPSE, contabilizadas
no subgrupo de contas de ativos apresentadas na Tabela 1, que atendam ao art. 3º dessa
Resolução.
3.1. ITENS GERAIS
13. Essa seção aplica-se aos seguintes subgrupos de contas de ativos:
a) Terrenos
b) Reservatórios, barragens e adutoras;
c) Edificações, obras civis e benfeitorias;
14. Serão admitidos terrenos adquiridos ao longo da concessão, com intuito de
implantar melhorias para a continuidade e a atualidade do serviço, excluídos aqueles
associados à implantação das usinas.
15. Os ativos referentes a terrenos devem ser avaliados a partir da atualização
de valores contábeis pelo IPCA (VOC Atualizado).
16. Será aplicado um percentual nos grupos de ativos Terrenos que demonstre
o aproveitamento do ativo no serviço público de geração de energia elétrica, definindo-se
assim o índice de aproveitamento para esses Ativos. Para aplicação do Índice de
Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição
do ativo, na prestação do serviço público de geração de energia elétrica.
17. O valor novo de reposição dos ativos da conta Edificação deve ser obtido
considerando-se os custos unitários de construção predefinidos, conforme NBR 12.721,
desde que:
a) Adequadamente ponderados de acordo com a região, o padrão construtivo
e a tipologia da edificação;
b) Utilizadas referências consagradas (CUB – SINDUSCON, Custos Unitários
publicados pela revista Pini); e
c) Limitados à aplicação em edificações.
18. As Benfeitorias e as Obras civis devem ser avaliadas por meio de
orçamentos sintéticos.
19. No caso de discrepâncias significativas entre o valor de avaliação
apresentado e o valor obtido pela atualização do valor contábil pelo IPCA, a ANEEL poderá
adotar este último critério para a obtenção do VNR.
20. Deve ser explicitado no relatório os procedimentos e critérios utilizados
para validação dos saldos das contas contábeis em que esses itens se encontram
registrados, observando sempre as instruções do Manual de Contabilidade do Setor
Elétrico – MCSE.
3.2. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS
21. A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se, por base, o Valor
Novo de Reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e o percentual
de depreciação acumulada que serão discutidos em seção adiante.
22. O cadastro patrimonial e o registro contábil das estruturas e/ou bases de
equipamentos na conta “Máquinas e Equipamentos”, devem obrigatoriamente obedecer
aos critérios definidos nos Manuais de Contabilidade e de Controle Patrimonial do Setor
Elétrico (MCSE e MCPSE).
3.3. DETERMINAÇÃO DOS VALORES DE REPOSIÇÃO
23. O VNR para máquinas e equipamentos será dado pela somatória dos
seguintes componentes: equipamentos principais (valor de fábrica); componentes menores
(COM); custos adicionais (CA); e juros sobre obras em andamento regulatório (JOA).
Equipamentos Principais
24. Os equipamentos principais são aqueles definidos como Unidades de
cadastro – UC ou Unidades de adição e/ou retirada – UAR, pelo MCPSE. Para os
equipamentos principais, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado é obtido
a partir do banco de preços da concessionária ou, na ausência deste, substituído pelos
valores contábeis fiscalizados e atualizados conforme estabelecido no item 7 deste
anexo.
25. Para apuração do valor unitário médio na data-base deverá ser considerada
a data de pagamento do bem e os valores deverão ser atualizados para a data base do
relatório.
26. Os impostos recuperáveis devem ser excluídos dos valores das compras
praticadas pela concessionária. Eventuais descontos ou benefícios para compra
eventualmente identificados comporão o banco de preços da concessionária.
Componentes Menores – COM
27. Os materiais acessórios dos equipamentos principais, identificados como
Componentes Menores – COM, terão seus custos agregados aos valores desses
equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com os
critérios definidos nas instruções do MCPSE ou em legislação subsequente.
28. O custo do Componente Menor será definido através de percentuais
obtidos a partir da análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI) executadas. A
ANEEL poderá expurgar registros apropriados indevidamente.
Custo Adicional – CA
29. O Custo Adicional é o custo necessário para instalação do bem. É formado
pelos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete, e é aplicado sobre o valor do
equipamento acrescido dos componentes menores.
30. O Custo Adicional será definido através de percentuais obtidos a partir da
análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI). A ANEEL poderá expurgar registros
apropriados indevidamente.
Juros sobre obras em andamento regulatório (JOA)
31. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se o WACC
real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir, de acordo com as considerações
abaixo: 1_MME_28_14752401_006
Onde: 1_MME_28_14752401_007
32. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de
Reposição do ativo.
33. O prazo de construção regulatório será de 12 (doze) meses.
34. Será considerado fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído
linearmente ao longo da primeira metade do prazo de construção e 60% ao longo da
segunda metade.
35. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório
vigente.
3.4. DEPRECIAÇÃO
36. Para a determinação do valor de mercado em uso deverá ser observado
o disposto na Resolução Normativa nº 731, de 23 de agosto de 2016, que dispõe sobre
a definição da metodologia de cálculo da depreciação acumulada das usinas de geração
hidrelétrica e termelétrica de energia elétrica, excetuada a aplicada aos investimentos
no projeto básico, para fins de indenização ou reconhecimento na base tarifária.
37. O valor de mercado em uso para a composição do valor dos
investimentos vinculados a bens reversíveis será obrigatoriamente igual a zero quando
o bem estiver totalmente depreciado.
3.5. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS
38. As obrigações especiais devem compor o cálculo da parcela dos
investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não
depreciados, como redutoras do valor novo de reposição.
39. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser
considerado como parcela redutora, deverá ser aplicada a variação verificada entre o
Valor Novo de Reposição total e o Valor Original Contábil não depreciado da conta
“Máquinas e Equipamentos”, sobre o saldo das Obrigações Especiais.
40. Como forma de demonstração dos valores de obrigações especiais imobilizadas
no período, as concessionárias deverão incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais,
conforme Anexo IV, o qual deverá mostrar os valores Brutos e Líquidos de Obrigações Especiais.
3.6. CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL
41. A conciliação físico contábil tem por objetivo, entre outros, determinar
o percentual acumulado de depreciação, por bem, que deve ser aplicado sobre o valor
novo de reposição para obtenção do valor de mercado em uso de cada bem,
aplicando-se o disposto na Resolução Normativa nº 731, de 23 de agosto de 2016.
42. Para conciliação também devem ser analisados os registros da
engenharia, bem como realizar a comprovação mediante notas fiscais ou contratos de
e/ou controles auxiliares da engenharia
43. Nos casos em que não for possível realizar a comprovação acima destacada, deve ser realizada a inspeção ou vistoria em campo.
44. Os quantitativos dos bens poderão ser confrontados com o RCP, nos termos do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.
45. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos de avaliação.
46. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas e somente serão aceitas mediante comprovação por meio
de notas fiscais ou contratos de compra que se vinculem especificamente à sobra física e de sua respectiva contabilização.
47. As sobras físicas devem ser depreciadas tomando-se por base a idade da formação do bem. Não dispondo de documentação que comprove a data da entrada do
bem em serviço, esgotados todos os meios de que dispõe, a concessionária deve considerar:
a) para os bens de forma de cadastramento individual: atribuir a data de capitalização da ODI/Conta, em que está localizada o bem;
b) para os bens de forma de cadastramento massa: atribuir a data do bem idêntico mais antigo da ODI/Conta.
48. As sobras contábeis não devem ser avaliadas.
49. A ANEEL não validará sobras físicas para inclusão nos registros contábeis, devendo, a concessionária proceder aos ajustes das sobras e faltas na contabilidade,
conforme estabelece o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, os quais deverão permanecer à disposição da fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60
(sessenta) meses.
4. RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO
50. A data-base do relatório de avaliação para as concessões que foram prorrogadas é definida em 31 de dezembro de 2012.
51. Para as concessões que não foram prorrogadas ou aquelas que tiveram prorrogação em data posterior a janeiro de 2013, a data-base do relatório de avaliação é
a data final da concessão.
52. O relatório de avaliação deverá conter as informações constantes do Anexo IV dessa Resolução, quando aplicáveis.
4.1. CREDENCIAMENTO DE EMPRESAS AVALIADORAS
53. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, devendo ser contratada pela concessionária, e estará sujeita à fiscalização da
Agência.
54. As empresas já credenciadas pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 635, de 2 de dezembro de 2014, poderão realizar a avaliação dos ativos de que
trata essa Resolução. Demais empresas deverão obedecer ao disposto no regulamento vigente para que seja realizado o devido credenciamento.
4.2. ARQUIVOS A SEREM ENCAMINHADOS EM MEIO MAGNÉTICO
55. Relacionar e descrever, de forma resumida, o conteúdo, forma de organização e demais detalhes técnicos necessários à completa identificação e caracterização das
informações apresentadas e que possibilitem a adequada utilização dos arquivos encaminhados por meio magnético.
56. Os arquivos encaminhados devem trazer todas as informações solicitadas nesta Resolução, bem como aquelas necessárias ao adequado entendimento e caracterização,
com o maior nível de detalhamento possível, dos trabalhos realizados.
ANEXO IV
Tabela 1: Informações do Relatório de Avaliação
. CAMPOS D ES C R I Ç ÃO
. Informações
Contábeis
Codificação –
MCPSE
1 Conta contábil
. 2 ODI Ordem de Imobilização
. 3 PEP Número de Projeto
. 4 TP Tipo de Projeto
. 5 TI Tipo de Instalação
. 6 CM Centro Modular
. 7 TUC
. 8 A1
. 9 A2
. 10 A3
. 11 A4
. 12 A5
. 13 A6
. Informações
Adicionais
14 IdUC
. 15 UAR Indicar TUC se TUC = UAR; UAR se a UAR não é a própria TUC; e
CO M
. 16 Número patrimônio
. 17 Dígito incorporação
. 18 Descrição contábil do bem
. 19 Taxa anual de depreciação (%)
. Quant. 20 Qtde. Informar quantidade avaliada
. 21 Unidade Informar unidade (m, kg, pc, m², etc)
. 22 Data de Imobilização (dd/mm/aa)
. Valor Original
Contábil
23 Valor Original Contábil – VOC (R$)
. 24 Valor de Fábrica do VOC (R$)
. 25 COM Unitário do VOC (R$) Informar os valores efetivamente contabilizados individualmente em cada
projeto.
. 26 CA sem JOA do VOC (R$) Informar os valores efetivamente contabilizados individualmente em cada
projeto.
. 27 JOA do VOC (R$) Informar os valores efetivamente contabilizados individualmente em cada
projeto.
. 28 Depreciação Acumulada (R$)
. 29 % Depreciação acumulada
. 30 Valor Residual Contábil (R$)
. V O C At u a l 31 Valor Original Contábil Atualizado – VOCa (R$)
. 32 Índice IPCA na data-base Informar o índice na data-base do relatório de avaliação
. 33 Índice IPCA na data de imobilização Informar o índice na data de imobilização do bem
. 34 Fator atualização IPCA
. CAMPOS D ES C R I Ç ÃO
. Informações
Base Física
35 Descrição técnica do bem
. 36 Classe de Tensão
. 37 Reserva S/N
. 38 ODI Engenharia
. Banco de
Compras
39 Código do material
. 40 Descrição do código do material
. Resultado da
Av a l i a ç ã o
41 VNR Total
. 42 Valor de Fábrica Unitário do VNR (R$) Inclui o valor do equipamento principal e dos impostos não recuperáveis
(VF = Veq + Vicms).
. 43 VF Total do VNR (R$)
. 44 COM Unitário do VNR (R$)
. 45 COM Total do VNR (R$)
. 46 CA Unitário sem JOA do VNR (R$)
. 47 CA Total sem JOA do VNR (R$)
. 48 JOA do VNR (%)
. 49 JOA do VNR (R$)
. 50 Atualizado (A), ou Banco de Preços
Referenciais (BPR) ou Banco de Preços da Concessionária
(BPC)
Informar como BPC para os ativos valorados pela média de COM e CA da
própria empresa
. 51 Depreciação Acumulada (%)
. 52 Depreciação Acumulada – DA (R$)
. 53 VMU (R$)
. 54 Doação S/N
. 55 GE – Nome Informar nome da usina
. 56 Status de Conciliação Conciliado (CO), Sobra Contábil (/SC), Sobra Física (/SF)
. 57 Identificador de linha no Quadro 5
. 58 Identificador de linha no Quadro 7
. 59 Controle de abertura contábil
. 60 Controle de numeração física
Documento assinado digitalmente conforme MP nº 2.200-2 de 24/08/2001,
que institui a Infraestrutura de Chaves Públicas Brasileira – ICP-Brasil.
Este documento pode ser verificado no endereço eletrônico
http://www.in.gov.br/autenticidade.html, pelo código 05152022072800096
96
Seção 1 ISSN 1677-7042 Nº 142, quinta-feira, 28 de julho de 2022
Tabela 2 Resumo
. Item Descrição Valores (R$)
. 1 Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
. 2 Índice de Aproveitamento Integral
. 3 Obrigações Especiais Bruta
. 4 Bens Totalmente Depreciados
. 5 Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
. 6 Depreciação Acumulada
. 7 AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso)
. 8 Índice de Aproveitamento Depreciado
. 9 Valor da Base de Remuneração (VBR)
. 10 Obrigações Especiais Líquida
. 11 Terrenos
. 12 Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(10)+(11)
DESPACHO Nº 1.748, DE 5 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022, no uso das suas atribuições
regimentais, tendo em vista deliberação da Diretoria e o que consta do Processo nº
48500.001975/2021-83, decide por: (i) conhecer do recurso administrativo interposto pela
consumidora Flávia Romualdo de Faria Paula Eireli; cadastrado sob o CNPJ
24.131.388/0001-28 e, no mérito, negar-lhe provimento; e (ii) manter a decisão exarada
pelo Despacho nº 972, de 2022.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
DESPACHO Nº 1.872, 12 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022 no uso de suas de suas
atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria e o que consta do
Processo nº 48500.004485/2022-10, decide (i) manter a cautelar concedida, para autorizar
a assunção, pela Usina Termelétrica Cuiabá, das obrigações assumidas no âmbito do PCS
1/2021 pelas Usinas Termelétricas Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I; (ii) condicionar
a eficácia da decisão à conclusão da implantação e à disponibilização ao SIN, nos termos
da Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013, das Usinas Termelétricas Edlux
X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I no prazo limite definido na Cláusula 15.9 do respectivo
Edital; (iii) afastar a aplicação da Cláusula 4.4 dos respectivos Contratos de Energia de
Reserva (CER); (iv) determinar que os CER sejam agregados em um único, nos termos da
Cláusula 15.6 do Edital do PCS nº 1/2021; (v) determinar que as condições contratuais da
UTE Cuiabá, especialmente potência instalada, montante de energia a ser gerado,
sazonalização, devem ser estabelecidas comercialmente como equivalentes à operação
conjunta das usinas originalmente ofertadas no PCS e que a UTE Cuiabá opere com CVU de
R$ 616,03/MWh, ICB de R$ 1.594,84/MWh e Receita Fixa Unitária de R$ 1.734,87/MWh,
mantidos os índices de atualização originais ao da UTE Edlux, com exceção às seguintes
disposições, que deverão ser cumpridas pela Âmbar Energia S.A., cadastrada sob CNPJ sob
nº 01.645.009/0001-12: (v.1) estabelecer a sazonalização do montante de inflexibilidade
total, para todo o período do contratado, conforme valores apresentados na Tabela 1; (v.2)
a geração de energia realizada por ordem de mérito acima dos montantes de
inflexibilidade sazonalizados deverá ser paga pela CONER ao agente gerador ao menor
valor entre o CVU da UTE Cuiabá e a Receita Fixa de combustível e o mesmo montante
energético deverá ser descontado dos montantes de inflexibilidade pelo restante do
período contratado de forma proporcional aos montantes sazonalizados; (v.3) o montante
energético tratado no item (v.2) será descontado dos montantes de inflexibilidade
restantes até o limite do contrato e posteriormente o gerador não fará jus a Receita (Fixa
ou Variável) de Combustível caso haja necessidade de geração por ordem de mérito até o
término do contrato; (v.4) caso a UTE Cuiabá não atenda ao despacho de geração por
ordem de mérito, o agente gerador deverá efetuar o pagamento em favor da CONER do
montante de energia não gerada multiplicada pelo maior CVU entre as usinas termelétricas
despachadas por ordem de mérito no respectivo período, não haverá afastamento das
penalidades previstas na cláusula 9ª do CER e será mantida a obrigação de inflexibilidade
do restante do contrato.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
DESPACHO Nº 2.013, DE 27 DE JULHO DE 2022
A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
– ANEEL, conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022, no uso de suas atribuições
regimentais, tendo em vista o que consta no Processo nº 48500.005579/2022-14, decide
conhecer do pedido de efeito suspensivo apresentado pelo Instituto Internacional Arayara
em face do Despacho nº 1.591, de 14 de junho de 2022, para, no mérito, negar
provimento.
CAMILA FIGUEIREDO BOMFIM LOPES
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE
G E R AÇ ÃO
DESPACHO Nº 1.994, DE 26 DE JULHO DE 2022
Processos nºs
: listados no Anexo. Interessado: Parque Eólico Farroupilha LTDA. Decisão:
Alterar o Despacho nº 4.127, de 27 de dezembro de 2021, a fim de: (i) registrar a alteração
do layout dos dados georreferenciados, considerando o código validador Anexo I deste
Despacho. A íntegra deste Despacho e seu Anexo constam dos autos e encontram-se
disponíveis no endereço eletrônico biblioteca.aneel.gov.br.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHOS DE 27 DE JULHO DE 2022
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de
28 de julho de 2022.
Nº 2.014. Processo nº: 48500.004018/2020-28. Interessados: Jandaíra II Energias
Renováveis S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Jandaíra II. Unidades
Geradoras: UG6, de 3.465,00 kW. Localização: Município de Jandaíra, no estado do Rio
Grande do Norte.
Nº 2. 015. Processo nº: 48500.003988/2020-14. Interessados: Enel Green Power Ventos
de São Roque 04 S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de São
Roque 04. Unidades Geradoras: UG6, de 5.500,00 kW. Localização: Município de Dom
Inocêncio, no estado do Piauí.
Nº 2. 016. Processo nº: 48500.003989/2020-51. Interessados: Enel Green Power Ventos
de São Roque 08 S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de São
Roque 08. Unidades Geradoras: UG3, de 5.500,00 kW. Localização: Município de Dom
Inocêncio, no estado do Piauí.
Nº 2. 017. Processo nº: 48500.005497/2021-81. Interessados: NK 129 Empreendimentos
e Participações S.A. Modalidade: Operação comercial. Usina: UTE Povoação 1. Unidades
Geradoras: UG8, de 9.370,00 kW. Localização: Município de Linhares, no estado do
Espírito Santo.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
biblioteca.aneel.gov.br.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO ECONÔMICA E FINANCEIRA
DESPACHO Nº 1.960, DE 21 DE JULHO DE 2022
Processo nº: 48500.006280/2022-79. Interessada: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade
de São Paulo S.A. – Enel SP – CNPJ nº 61.695.227/0001-93. Decisão: anuir previamente à
celebração de contrato de prestação de garantia corporativa entre a Interessada e a Enel
S.A, conforme minuta apresentada. A íntegra deste Despacho consta dos autos e estará
disponível em biblioteca.aneel.gov.br.
MARIA LUIZA FERREIRA CALDWELL
Superintendente
Substituta