RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.027, DE 19 DE JULHO DE 2022

DOU 28/07/2022

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 nº 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 nº 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:

1. a) Certidão negativa de débito da Previdência Social (CND) ou certidão positiva com efeitos de negativa da Previdência Social (CND/EN);
2. b) Certificado de regularidade do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS);
3. 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;
4. 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
5. 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 plano-retangulares 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:

Vide Fórmula
(exclusivo para assinantes)

• 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:

Vide Fórmula
(exclusivo para assinantes)

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.).
• 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
(exclusivo para assinantes)

ANEXO II
(exclusivo para assinantes)

ANEXO III
(exclusivo para assinantes)

ANEXO IV
(exclusivo para assinantes)