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Diário Oficial da União – Seção 1 nº137 – 22.07.2021
Ministério de Minas e Energia
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.287, DE 13 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.005104/2002-50.Interessado: Geradorade EnergiaNova
FátimaS.A.Objeto: RevogaraResoluçãoAutorizativan°184/2004, queautorizou o
Interessado a implantareexplorar aPCHNovaFátima, CEGPCH.PH.SC.029139-0.01,
localizada no município de Santa Rosa de Lima, estado de Santa Catarina. A íntegra desta
Resolução consta nos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.288, DE 13 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº48500.001596/2021-93.Interessado: AtiaiaEnergiaS.A.Objeto:
Autorizar o Interessado, inscrita no CNPJ sob o nº 06.015.859/0001-50, a implantar e
explorar a UFV Maravilhas I, CEGUFV.RS.PE.050605-2.01, sob o regimede Produção
Independente de Energia Elétrica,com 27.496kW dePotência Instalada,localizada no
município de Goiana, estado dePernambuco. Prazo da outorga:Trinta e cincoanos. A
íntegra desta Resolução consta nos autos e estará disponível no endereço eletrônico
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.290, DE 13 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.002484/2019-35. Interessado: LFS Agrisolutions Induìstria de
Biocombustiìveis Ltda. Objeto: Alterar o cronograma de implantação da UTE FS Sorriso, CEG
UTE.FL.MT.044865-6.01, outorgada por meio da Resolução Autorizativa nº 8.800, de 12 de
maio de 2020, c/c a Resolução Autorizativa nº 9.818, de 23 de março de 2021, localizada
no município deSorriso, estadodoMato Grosso.Aíntegra destaResolução consta nos
autos e estará disponível no endereço eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÕES AUTORIZATIVAS DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONALE ENERGIA ELÉTRICA -ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Nº 10.304. Processo nº48500.003505/2018-59. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 1, CEG UFV.RS.MG.040755-0.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 30.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.305. Processo nº48500.003506/2018-01. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda., Objeto:Autorizar aInteressada, inscritano CNPJ/MFsob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 2, CEG UFV.RS.MG.040756-9.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 20.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.306. Processo nº48500.003507/2018-48. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 3, CEG UFV.RS.MG.040757-7.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 30.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.307. Processo nº48500.003508/2018-92. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 4, CEG UFV.RS.MG.040758-5.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 20.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.308. Processo nº48500.005498/2019-19. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda., Objeto:Autorizar aInteressada, inscritano CNPJ/MFsob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 5, CEG UFV.RS.MG.046087-7.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 30.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.309. Processo nº48500.005499/2019-55. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 6, CEG UFV.RS.MG.046088-5.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 20.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.310. Processo nº48500.005500/2019-41. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 7, CEG UFV.RS.MG.046089-3.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 30.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.311. Processo nº48500.005501/2019-96. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 8, CEG UFV.RS.MG.046090-7.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 20.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
Nº 10.312. Processo nº48500.005502/2019-31. Interessada: SER- Sistemasde Energia
Renovável Ltda. Objeto: Autorizar a Interessada, inscrita no CNPJ/MF sob o nº
14.247.020/0001-76, a implantar e explorar a UFV Vereda 9, CEG UFV.RS.MG.046091-5.01,
sob o regime de Produção Independente de Energia Elétrica, com 10.000 kW de Potência
Instalada, localizada no município de Várzea daPalma, estado Minas Gerais.Prazo da
outorga: Trinta e cinco anos.
As íntegras destas Resoluções constam dos autos e estarão disponíveis em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.321, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.003280/2021-36. Interessada: Companhia Hidro Elétrica do São
Francisco – Chesf Objeto: (i) Declarar de Utilidade Pública, em favor da Interessada, para
desapropriação, a área necessária à ampliação da Subestação 500 kV Suape II, localizada no
município de Ipojuca, estado de Pernambuco. A íntegra desta Resolução e seu Anexo
consta dos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.323, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.003178/2021-31. Interessada:CelescDistribuição S.A. Objeto:
Declarar de utilidadepública,parainstituição deservidãoadministrativa, em favorda
Interessada, a área de terra necessária à passagem do trecho de Linha de Distribuição 138
kV Palhoça – SantoAmaro daImperatriz, estadode SantaCatarina. Aíntegra desta
Resolução e seu Anexo constam dos autos eestão disponíveis em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.327, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.005168/2020-59. Interessada: RGE Sul Distribuidora de Energia
– RGE.Assunto: AlteraaResoluçãoAutorizativa 9.380,de27deoutubro de2020, que
declara de utilidade pública, em favor da RGE Sul Distribuidora de Energia – RGE, a área de
terra necessáriaàpassagemdaLinhade Distribuição69kVSãoFranciscodePaula –
Cambará, localizada no estadodo RioGrande doSul. Aíntegra desteDespacho e seu
Anexo constam dos autos e estarão disponíveis em www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.328, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo: 48500.001346/2021-53. Interessada:CooperativaEnergética Cocal –
Coopercocal. Objeto: (i) Alterar, a pedido, o anexo da Resolução Autorizativa nº 9.885, de
13 de abril de 2021, que declarou de utilidade pública, em favor da Interessada, para
instituição de servidãoadministrativa,aárea necessáriaàpassagemda Linha de
Distribuição 69 kV Siderópolis ESUL – Cocal do Sul, localizada nos municípios de Siderópolis
e Cocal do Sul, estado de Santa Catarina. A íntegra desta Resolução e seu Anexo consta dos
autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA Nº 10.329, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.002156/2021-53.Interessada:SER- SistemasdeEnergia
Renovável Ltda.Objeto:Altera oanexodaResoluçãoAutorizativanº 10.128, de 1º de
junho de2021.A íntegradestaResoluçãoeseusanexosestão juntadosaosautos e
disponíveis no endereço eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 2.898, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.005036/2020-27. Interessados: HIDROPAN Distribuição de
Energia S/A – Hidropan, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, Companhia
de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil – CGT Eletrosul, Companhia
Estadual deGeração eTransmissãodeEnergiaElétrica- CEEE-GT,concessionárias e
permissionárias de distribuição, consumidores, usuários e agentes do Setor. Objeto:
Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anualde 2021 da HIDROPANDistribuição de
Energia S/A – Hidropan, a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, e dá outras providências.
A íntegradesta Resoluçãoedeseus anexosestãojuntadosaosautos edisponíveis no
endereço eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 2.900, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.005039/2020-61. Interessados Nova Palma EnergiaLtda. –
Nova Palma,CâmaradeComercializaçãode EnergiaElétrica-CCEE,concessionárias e
permissionárias de distribuição, consumidores, usuários e agentes do Setor. Objeto:
Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Nova Palma Energia Ltda. –
Nova Palma, a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, e dá outras providências. A íntegra
desta Resolução e deseus anexosestão juntadosaos autose disponíveisno endereço
eletrônico www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA Nº 2.902, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL com
base no art. 16, IV, do Regimento Interno da ANEEL, resolve:
Processo nº 48500.002047/2021-36. Interessados: Concessionárias de Geração
de Energia Elétrica alocadas no regime de cotas, concessionárias de distribuição detentoras
de cotas daLei nº12.783/2013, CâmaradeComercialização deEnergia Elétrica- CCEEe
consumidores. Objeto: Homologar asReceitas Anuaisde Geração- RAGs,das usinas
hidrelétricas em regime de cotas para o ciclo 2021/2022 nos termos da Lei nº 12.783, de
11 de janeiro de 2013, e dá outras providências. A íntegra desta Resolução (e seus anexos)
consta dos autos e estará disponível em www.aneel.gov.br/biblioteca.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 941, DE 6 DE JULHO DE 2021
Aprova a revisão da Norma de Organização ANEEL
nº 40, de 12 de março de 2013, que dispõe sobre
a realização de Análise de Impacto Regulatório
(AIR) no âmbito da Agência.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONALDE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL,
no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria,
tendo em vista o disposto no nos artigos 2º e 3º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro
de 1996, com base no artigo 4º, Anexo I, do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de
1997 e o no que consta do Processo nº 48500.001167/2021-16, resolve:
Art. 1ºAprovar, naformadoAnexo,arevisão daNormadeOrganização
ANEEL nº 40, que dispõe sobre realização de Análise de Impacto Regulatório – AIR –
no âmbito da Agência.
Art. 2º Revogar a Resolução Normativa nº 798, de 12 de dezembro de 2017,
e o seu anexo.
Art. 3º Esta Resolução entra em vigor em 2 de agosto de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
ANEXO
NORMA DE ORGANIZAÇÃO ANEEL Nº 40, DE 12 DE MARÇO DE 2013
CAPÍTULO I
DO OBJETIVO
Art. 1º Esta Norma dispõe sobre a obrigatoriedade de se fazer Análise de
Impacto Regulatório (AIR) previamente à expedição de ato normativo pela Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
CAPÍTULO II
DA CONCEITUAÇÃO
Art. 2º Para os efeitos desta Norma, entende-se:
I – Análise de Impacto Regulatório (AIR) é o processo sistemático de análise
baseado em evidênciasquebuscaavaliar, apartirdadefinição deumproblema
regulatório, os possíveis impactos das alternativas de ação disponíveis para o alcance
dos objetivospretendidos, tendocomofinalidadeorientaresubsidiar atomada de
decisão;
II – Avaliação de Resultado Regulatório (ARR) é um instrumento de avaliação
do desempenho doato normativoadotadoou alterado,considerando oatingimento
dos objetivos e resultados pretendidos, bem como demais impactos observados sobre
o mercado e a sociedade, em decorrência de sua implementação;
III – Ato normativo de baixo impacto é aquele que:
a) não provoque aumento expressivo de custos para os agentes econômicos
ou para os usuários dos serviços prestados;
b) não provoque aumento expressivo de despesa orçamentária ou
financeira; e
c) nãorepercuta deformasubstancialnaspolíticaspúblicas desaúde,de
segurança, ambientais, econômicas ou sociais;
IV – Custos regulatórios são aestimativa dos custos, diretose indiretos,
identificados com o emprego da metodologia específica escolhida para o caso concreto,
que possam vir a ser incorridos pelos agentes econômicos, pelos usuários dos serviços
prestados e,sefor ocaso,poroutrosórgãosouentidades públicos,paraestar em
conformidade com as novas exigências e obrigações a serem estabelecidas pela ANEEL,
além dos custos que devam ser incorridos pela Agência para monitorar e fiscalizar o
cumprimento dessas novas exigências e obrigações por parte dos agentes econômicos
e dos usuários dos serviços prestados; e
V – Atualizaçãodeestoqueregulatório éoexameperiódico dosatos
normativos de responsabilidade da ANEEL, com vistas a averiguar a pertinência de sua
manutenção ou a necessidade de sua alteração ou revogação.
CAPÍTULO III
DOS PROCEDIMENTOS
Art. 3º O titular da unidade organizacional é o responsável pela instauração
e condução da AIR e da ARR relacionadas com os atos normativos propostos pela sua
unidade organizacional.
Art. 4º A AIR deveráser apresentada emforma de relatórioespecífico –
Relatório de AIR,econterá, nomínimo,informaçõesrelativas aosseguintes
aspectos:
I -sumárioexecutivo,utilizando linguagemsimpleseacessívelaopúblico
em geral;
II – identificação do problema regulatório que se quer solucionar,
apresentando suas causas e extensão;
III – identificação dos agentes econômicos, dos usuários dos serviços
prestados e dos demais afetados pelo problema regulatório identificado;
IV – identificação da base legal que ampara a açãoda Agência no tema
tratado;
V – justificativas para a possível necessidade de intervenção da Agência;
VI – objetivos pretendidos com a intervenção da Agência;
VII – descrição das possíveis alternativas para o enfrentamento do problema
regulatório identificado, considerando a opção de não ação e, sempre que possível,
alternativas que não ensejam ato regulamentar;
VIII – exposição dos possíveis impactos das alternativas identificadas,
inclusive quanto aos seus custos regulatórios;
IX – comparação das alternativas consideradas para a resolução do problema
regulatório identificado, acompanhada deanálise fundamentadaque contenha a
metodologia específica escolhida para o caso concreto, apontando, justificadamente, a
alternativa ou a combinação de alternativas que se mostra mais adequada para
alcançar os objetivos pretendidos;
X – identificação de formas de acompanhamento e fiscalização dos
resultados decorrentes do novo ato normativo;
XI – identificação de eventuais alterações ou revogações de regulamentos
em vigor em função da edição do novo ato normativo;
XII – considerações referentes às informações, contribuições e manifestações
recebidas para a elaboração da AIR em eventuais processos de participação pública ou
outros processos de recebimento de subsídios de interessados notema sob análise;
e
XIII – mapeamento da experiência internacional quanto às medidas adotadas
para a resolução do problema regulatório identificado;
XIV – identificação e definição dos efeitos e riscos decorrentes da edição, da
alteração ou da revogação do ato normativo; e
XV – prazo para início da vigência das alterações propostas.
§ 1º O Relatório de AIR deverá conter nome completo, cargo ou função e
assinatura dos responsáveis.
§ 2º Na elaboração da AIR, será adotada uma das seguintes metodologias
específicas para aferição da razoabilidade do impacto econômico:
I – análise multicritério;
II – análise de custo-benefício;
III – análise de custo-efetividade;
IV – análise de custo;
V – análise de risco; ou
VI – análise risco-risco.
§ 3º A escolha da metodologia específica deverá ser justificada e apresentar
o comparativo entre as alternativas sugeridas.
§ 4º Outra metodologia poderá ser utilizada, desde que justifique tratar-se
da metodologia mais adequada para a resolução do caso concreto.
Art. 5º O Relatório de AIR deverá ser submetido à primeira fase de Consulta
Pública específica anteriormente à elaboração de eventual minuta de ato normativo.
§ 1º O Relatório de AIR, atualizado com base nas contribuições recebidas na
Consulta Pública, deverá ser submetido à deliberação da Diretoria para:
I – aprovação da alternativa de não regulamentar, quando for o caso; ou
II – instauração desegunda faseda ConsultaPública, destinadaa receber
contribuições à minuta de ato normativo.
§ 2º A critério da Diretoria, a primeira fase da Consulta Pública referenciada
no caput poderá ser dispensada nos casos em que o Relatório de AIR já tenha sido
submetido a Tomada de Subsídios específica instaurada pela unidade organizacional.
§ 3º O Relatório deAIR poderá sersubmetido a ConsultaPública em
conjunto com minuta de ato normativo, cabendo contribuições a ambos:
I – nos casos do art. 6º em que a AIR for realizada a critério da unidade
organizacional;
II – nos casos do parágrafoúnico do art. 6ºem que a AIRnão for
dispensada pela Diretoria;
III – nos casos previstos na Agenda Regulatória, devidamente justificados;
e
IV – em demais casos aprovados pela Diretoria.
§ 4º Quando instaurada Consulta Pública ou Tomada de Subsídios, o
Relatório de AIR em sua versão maisatualizada e o materialnecessário à
reprodutibilidade dos estudosneleapresentadosdeverão serdisponibilizados,
ressalvadas as informações de caráter sigiloso.
Art. 6º O disposto nesta Norma é dispensável para atos normativos:
I – de natureza administrativa, cujos efeitos sejam restritos ao âmbito
interno do órgão ou da entidade;
II – voltados à correção de erro material;
III – que visam consolidar outros atos normativos, desde que não haja
alteração de mérito; e
IV- voltados aadequações detexto ereferências, desdeque nãohaja
alteração de mérito.
Art. 7º A AIR poderá ser dispensada, mediante justificativa e decisão da
Diretoria, nas hipóteses de:
I – urgência;
II – atonormativo destinadoadisciplinar direitosou obrigaçõesdefinidos
em norma hierarquicamente superior que não permita, técnica ou juridicamente,
diferentes alternativas regulatórias;
III – ato normativo considerado de baixo impacto;
IV – atonormativo quevise àatualizaçãoou àrevogação denormas
consideradas obsoletas, sem alteração de mérito;
V – atonormativo quevise amanter aconvergência apadrões
internacionais;
VI – ato normativo que reduza exigências, obrigações, restrições,
requerimentos ou especificações com o objetivode diminuir oscustos regulatórios;
e
VII – ato normativo que revisenormas desatualizadas paraadequá-las ao
desenvolvimento tecnológico consolidadointernacionalmente, nostermos dodisposto
no Decreto nº 10.229, de 5 de fevereiro de 2020.
Parágrafo único. Na hipótese de dispensa de AIR em razão de urgência, a
nota técnica deverá, obrigatoriamente, identificar o problema regulatório que se
pretende solucionar e os objetivos que se pretende alcançar, de modo a subsidiar a
elaboração da ARR.
Art. 8º Deverá constar nosatos normativosa previsão deprazo para
realização de ARR.
§ 1º Não se aplica o disposto no caput aos atos normativos de que tratam
os incisos deIaIV docaputdo art.6ºe aosatosnormativosde evidentebaixo
impacto, nos termos do parágrafo único do art. 6º.
§ 2º Para os casos de dispensa de AIR em virtude de urgência, nos termos
do parágrafo único do art. 6º, a realização da ARR deverá observar o prazo máximo
de 2 (dois) anos, a contar da entrada em vigor do ato normativo.
Art. 9º Na hipótese de a ANEEL optar pela edição ou pela alteração de ato
normativo como a alternativa mais adequada disponível ao enfrentamento do problema
regulatório identificado, será registrado no relatório de AIR ou, quando da dispensa de
AIR, na nota técnica que fundamenta a decisão, o prazo máximo para a sua verificação
quanto à necessidade de atualização do estoque regulatório.
CAPÍTULO IV
DAS DISPOSIÇÕES FINAIS
Art. 10 As Agendas Regulatórias elaboradas a partir da entrada em vigor
desta Norma deverão conter, para todos os temas propostos, a previsão de elaboração
da respectiva AIR, ou a justificativa de sua dispensa, e a previsão de elaboração de
ARR.
Art. 11 A presente Norma será objeto de ARR decorridos 3 (três) anos de
vigência.
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 942, DE 13 DE JULHO DE 2021
Altera a ResoluçãoNormativa nº596,de 19de
dezembro de 2013, que estabelece critérios e
procedimentos para cálculo da parcela dos
investimentos vinculados a bens revernda não
amortizados ou não depreciados, de
aproveitamentos hidrelétricoso art. 2º do Decreto
nº 7.850, de 30 de novembro de 2012.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONALDE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL,
no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo
em vista o disposto no art. 36. da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, no inciso
II do art. 14 e no art. 18 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no art. 15
da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, no art. 9º do Decreto nº 7.805, de 14
de setembro de 2012, no art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012
e o que consta do Processo nº 48500.003717/2013-21, resolve:
Art. 1º Alterar o art. 1º da Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro
de 2013, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 1º Estabelecer, nos termos do art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de
novembro de 2012, critérios e procedimentospara cálculo daparcela dos
investimentos vinculados a bens reversíveis de aproveitamentos hidrelétricos, ainda não
amortizados ou não depreciados,cujas concessõesforam prorrogadasou não, nos
termos do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.” (NR)
Art. 2º Alterar o art. 2º da Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro
de 2013, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 2º……………………………………………………………….
……………………………………………………………………………
§ 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.” (NR)
Art. 3º Alterar o art. 3º da Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro
de 2013, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 3º …………………………………………………………….
………………………………………………………………………..
§ 3º Não serão reconhecidos os investimentos constituídos com recursos de
Obrigações Especiais, nos termos do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE,
tais como doaçõesou aquelesdecorrentes dealterações naconfiguração dosistema
elétrico que tenham sido autorizados pela ANEEL nos termos da Resolução Normativa
nº 330, de 26 de agosto de 2008 ou Resolução Normativa nº 697, de 16 de dezembro
de 2015.” (NR)
Art. 4º Alterar o art. 4º da Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro
de 2013, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 4º As concessionárias alcançadas por esta Resolução 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 junho de 2021,
deverão fazê-lo até 30 30 dias após a entrada em vigor desta Resolução, para aquelas
cujas outorgas já foram prorrogadas ou relicitadas após 1º de janeiro de 2013, e em
até 30 dias da assinaturados termos aditivos paraas prorrogações quevenham a
ocorrer no futuro ou do final da vigência da concessão que vier a ser relicitada.
§ 1º-A As concessionárias alcançadas por esta Resolução deverão comprovar
a realização dos respectivos investimentos vinculados a bens reversíveis de que trata
o art. 3º desta Resolução até 365 dias após a publicação desta Resolução, podendo ser
prorrogado por igual período, a critério da ANEEL
§2º……………………………………………………………………..
………………………………………………………………………….
§ 3º Os investimentos em bens reversíveis realizados e contabilizados após
a entrada em operação da última unidade geradora do empreendimento deverão ser
comprovados mediante relatóriode avaliaçãoaser elaboradoconforme modelo do
Anexo I, nos termos doManual de Contabilidadedo SetorElétrico – MCSE,e do
Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.
§ 4º ……………………………………………………………..
………………………………………………………………………
§ 6º A concessionária deverá contrataruma empresa credenciadajunto à
ANEEL para elaboração do relatório de avaliação de que trata o §3º.
§ 7º A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou
judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive no
banco de preços.
§ 8º Parafins defiscalização, aANEELpoderá solicitarlaudos, períciase
documentação complementar não especificadas neste regulamento.” (NR)
Art. 5º Alterar o art. 5º da Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro
de 2013, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 5º Paraocálculoda parceladosinvestimentosvinculados abens
reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados de que trata o §2º do art. 4º,
será utilizada a mesma base de referência de custos unitários prevista no § 1º do art.
10 do Decreto nº 7.805, de 2012.” (NR)
Art. 6º A Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro de 2013, passa
a vigorar acrescida do art. 5º-A, com a seguinte redação:
“Art. 5º-A A valoração de bens reversíveis de que tratao art. 5º será
realizada prioritariamente a partir de banco de preços referenciais, seguido pelo banco
de preços da concessionária ou, em última hipótese, docusto contábil fiscalizado
atualizado.
§ 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 hipótesede avaliação pelovalor contábilatualizado, 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 defiscalização, caso fique comprovadoque a
concessionária dispunha de meios quepermitiriam aavaliação 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 poderáutilizar-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.” (NR)
Art. 7º Alterar o art. 6º da Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro
de 2013, que passa a vigorar com a seguinte redação:
“Art. 6º As concessionárias alcançadas por esta Resolução deverão
comprovar a realização dos respectivos investimentos vinculados a bens reversíveis de
que trata o art. 3º desta Resolução até 365 dias após a publicação desta Resolução,
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 ………………………………………………………
§ 3º A apresentação da referida documentação não isenta a concessionária
de ações de fiscalização da ANEEL.” (NR)
Art. 8º Revogar o art. 7º da Resolução Normativa nº 596, de 2013.
Art. 9º Esta Resolução entra em vigor em 2 de agosto de 2021.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
ANEXO I
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)
Onde:
JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%);
N: número de meses;
ra: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e
di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro linear.
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 II, 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 compra dos bens. Devem, ainda, ser
coletadas informações sobre as datas de entrada em operação, extraída dos registros contábeis, que serão confrontados aos registros de campo 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 II 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 II
Tabela 1: Informações do Relatório de Avaliação
CAMPOS DESCRIÇÃO
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 COM
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$)
VOC
Atual.
31 Valor Original Contábil Atualizado – VOCa (R$)
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
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 Avaliação
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$)
54 Doação S/N
55 GE – Nome Informar nome da usina
56 Status de Conciliação Conciliado (CO), Sobra Contábil (/SC), Sobra Física (/SF)
57 Identificador de linha no Quadro 5
58 Identificador de linha no Quadro 7
59 Controle de abertura contábil
60 Controle de numeração física
Tabela 2: Resumo
Item Descrição Valores (R$)
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 2.133, DE 13 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, tendo em vista a deliberação da Diretoria e o que
consta dos Processos nº 48500.003691/2017-45 e 48500.002464/2017-01, decide (i)
conhecer dos recursos administrativos apresentados pelas empresas ATE XXII Transmissora
de Energia S/A – ATE XXII e Austral Seguradora S/A em face do Despacho nº 3.038, de
2018, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de
Transmissão e Distribuição – SCT, que determinou a execução da garantia de fiel
cumprimento do Contrato de Concessão nº 02/2014, bem como dos novos requerimentos
apresentados pela ATE XXII e empresas do Grupo Abengoa Construção do Brasil Ltda para,
no mérito: (i.a) suspender, por 3 (três) meses, a tramitação dos processos de execução de
garantia associados aos Contratos de Concessão do Grupo Abengoa e demais processos
correlacionados em curso na ANEEL, sendo esse passível de renovação; e (i.b) autorizar que
seja criado um Grupo de Trabalho voltado a avaliar a possibilidade de acordos
administrativos em sede de aplicação de penalidade/execução de garantia por inexecução
de contrato.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
DESPACHO Nº 2.175, DE 20 DE JULHO DE 2021
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no
uso de suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, bem como
o que consta do Processo nº 48500.004492/2020-50, decide por conhecer o recurso
interposto pela Enel Distribuição Goiás em face do Despacho nº 2.448, de 2020, e, no
mérito, negar-lhe provimento, no sentido de não autorizar o expurgo do desarme da Linha
de Transmissão 138kV Brasília Norte/Sobradinho, ocorrido em 17 de junho de 2020, com
duração de 8h17min dos seus indicadores de continuidade – DEC.
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA
SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES
DE GERAÇÃO
DESPACHO Nº 2.174, DE 20 DE JULHO DE 2021
Processo nº 48500.000001/1997-09. Interessado: Diamante Geração de Energia Ltda.
Decisão: (i) alterar o nome da UTE Jorge Lacerda I e II, CEG nº UTE.CM.SC.001260-2.01,
para UTE Jorge Lacerda A – UTLA1; (ii) alterar o nome UTE Jorge Lacerda II, CEG nº
UTE.CM.SC.046775-8.01, para UTE Jorge Lacerda A – UTLA2; (iii) alterar o nome UTE Jorge
Lacerda III, CEG nº UTE.CM.SC.027093-8.01, para UTE Jorge Lacerda B; e (iv) alterar o nome
UTE Jorge Lacerda IV, CEG nº UFV.CM.SC.027094-6.01, para UTE Jorge Lacerda C, conforme
solicitação da titular. A íntegra deste Despacho e seus Anexos constam dos autos e estarão
disponíveis em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 2.199, DE 20 DE JULHO DE 2021
Processo no 48500.004050/2015-46. Interessado: Casaforte Eólica Ltda. Decisão: Registrar o
Requerimento de Outorga da EOL Ventos da Serra Azul 01, Ventos da Serra Azul 02, Ventos
da Serra Azul 06, Ventos da Serra Azul 07, Ventos da Serra Azul 08 e Ventos da Serra Azul
09, localizadas no município de Sento Sé, no estado da Bahia. A íntegra deste despacho e
seus anexos constam dos autos e estarão disponíveis em www.aneel.gov.br/biblioteca.
CARLOS EDUARDO CABRAL CARVALHO
Superintendente
DESPACHO Nº 2.203, DE 20 DE JULHO DE 2021
O SUPERINTENDENTE ADJUNTO DE CONCESSÕES E AUTORIZAÇÕES DE GERAÇÃO
DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, conforme as atribuições
estipuladas na Portaria nº 4.742, de 26 de setembro de 2017, e tendo em vista o que
consta da Resolução Normativa nº 875, de 10 de março de 2020, e do Processo n°
48500.003148/2005-05, decide: (i) revogar, a pedido da Interessada, o Despacho nº 1.739,
de 13 de agosto de 2018, que conferiu o Despacho de Registro da Adequabilidade do
Sumário Executivo – DRS-PCH referente à PCH Cotegipe, cadastrada sob o Código Único de
Empreendimentos de Geração – CEG PCH.PH.MG.040752-6.01, localizada no rio do Peixe,
integrante da sub-bacia 58, nos municípios de Juiz de Fora e Belmiro Braga, no estado de
Minas Gerais, de titularidade da Energisa Soluções S.A., inscrita no CNPJ nº
07.115.880/0001-90; (ii) tornar sem efeito o Ofício nº 770, de 19 de julho de 2005, que
efetivou como ativo o registro, e revogar o Despacho nº 345, de 13 de fevereiro de 2007,
que aceitou o projeto básico da PCH Cotegipe; (iii) registrar, nos termos do art. 31 da
Resolução Normativa nº 875, de 2020, o comportamento do empreendedor titular do
processo referente à PCH Cotegipe, inclusive componentes do grupo econômico do qual
fazem parte, para fins de obtenção de novas outorgas; e (iv) disponibilizar o
aproveitamento hidrelétrico Cotegipe, constante dos Estudos de Inventário aprovados pelo
Despacho nº 447, de 8 de abril de 2005, para solicitação de Despacho de Registro de
Intenção à Outorga de Autorização – DRI-PCH por parte de qualquer interessado, nos
termos da Resolução Normativa nº 875, de 10 de março de 2020.
RENATO MARQUES BATISTA
RETIFICAÇÃO
No Anexo I da íntegra do Despacho nº 1.556, de 31 de maio de
2021, constante do Processo nº 48500.001631/2021-74, disponível no endereço
eletrônico http://www.aneel.gov.br/biblioteca, publicado no DOU de
01.06.2021, Seção 1, p. 132, v. 159, n. 102, onde se lê: “UFV Tucano”, leia-se:
“UFV Tucano Sol”.
SUPERINTENDÊNCIA DE FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO
DESPACHOS DE 21 DE JULHO DE 2021
Decisão: Liberar as unidades geradoras para início de operação a partir de 22 de
julho de 2021.
Nº 2.209. Processo nº: 48500.000562/2019-67. Interessados: Ventos de Santa Sara Energias
Renováveis S/A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de Santa Martina 13.
Unidades Geradoras: UG4, de 4.200,00 kW. Localização: Municípios de Bento Fernandes e
Riachuelo, no estado do Rio Grande do Norte.
Nº 2.210. Processo nº: 48500.001045/2019-13. Interessados: Ventos de Santa Alice Energias
Renováveis S/A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Ventos de Santa Martina 10.
Unidades Geradoras: UG3, de 4.200,00 kW. Localização: Município de Ruy Barbosa, no estado
do Rio Grande do Norte.
Nº 2.211. Processo nº: 48500.001136/2019-41. Interessados: Chafariz 5 Energia Renovável
S.A. Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Chafariz 5. Unidades Geradoras: UG1 a
UG10, de 3.465,00 kW cada. Localização: Município de Santa Luzia, no estado da Paraíba.
Nº 2.212. Processo nº: 48500.002296/2019-15. Interessados: Enel Green Power Cumarú 04 S.A.
Modalidade: Operação em teste. Usina: EOL Cumarú IV. Unidades Geradoras: UG1 a UG10, de
4.200,00 kW cada. Localização: Município de São Miguel do Gostoso, no estado do Rio Grande
do Norte.
As íntegras destes Despachos constam dos autos e estarão disponíveis em
www.aneel.gov.br/biblioteca.
GENTIL NOGUEIRA DE SÁ JÚNIOR
Superintendente
RETIFICAÇÃO
No Despacho nº 2.197, de 16 de julho de 2021, publicado em resumo no DOU
nº 135, de 20/07/2021, Seção 1, p. 62, v. 159, onde se lê: “a partir de 17 de julho de
2021”, leia-se: “por tempo determinado, de 17 a 31 de julho de 2021”.
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