REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 731/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Define a 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.
Assunto: Conceituação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-08-29
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.003798/2014-41
INTERESSADO: Agentes de geração.
RELATOR: Diretor José Jurhosa Junior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM.
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública 71/14 realizada para obter contribuições à metodologia de cálculo da
depreciação para subsidiar os estudos de definição do valor de indenização das usinas geradoras de energia elétrica,
nos termos da Lei 12.783/13.
I. RELATÓRIO
1. Em 25/10/2012, a então Superintendência de Regulação Econômica - SRE1 apresentou sua
contribuição para definir o valor da indenização das usinas hidrelétricas, ainda não totalmente amortizadas ou
depreciadas, elegíveis à antecipação da prorrogação das concessões, nos termos da MP 579/12, convertida na Lei
12.783/13, e do Decreto 7.805/12 (art. 9º).
2. A referida contribuição limitou-se à estimativa da depreciação acumulada por usina, pois os estudos
para definição do Valor Novo de Reposição - VNR dos empreendimentos de geração seriam realizados pela Empresa
de Pesquisa Energética - EPE, conforme o Decreto 7.805/12 (art. 10).
3. A Lei 12.783/13 tratou das condições para prorrogação das concessões de geração. Estabeleceu
ainda que as concessões não prorrogadas fossem licitadas (art. 8º) e delegou ao Poder Concedente a faculdade de
antecipar os efeitos das prorrogações em até 60 meses do termo contratual ou do ato de outorga (art. 12). Também
fixou critérios gerais para cálculo da indenização, com base no VNR e na parcela dos investimentos ainda não
amortizados ou não depreciados e fixou critérios gerais para a incorporação das indenizações nas tarifas das
geradoras (art. 15).
4. O Decreto 7.805/12 (art. 9º), que regulamentou as condições de prorrogação das concessões,
determinou o uso do VNR para cálculo das indenizações e que a depreciação e a amortização acumuladas fossem
calculadas a partir da data de entrada em operação da instalação até 31/12/2012, em conformidade com os critérios
do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE. Por sua vez, o art. 10 determinou à EPE realizar os estudos
para definição do VNR dos empreendimentos de geração.
5. O Decreto 7.850/12 (art. 2º) regulamentou as condições para indenização dos investimentos dos
empreendimentos de geração, exceto daqueles referentes ao projeto básico, realizados até 31/12/2012, vinculados a
bens reversíveis não amortizados ou não depreciados.
6. A Resolução Normativa 596/13, estabeleceu critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos
investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados de usinas hidrelétricas, de
que trata o Decreto 7.805/12 (art. 2º). Importante destacar que a REN 596/13 (art. 1º) estabelece que as regras são
válidas não só para as concessões prorrogadas, nos termos da Lei 12.783/13, mas também para as demais, ou seja,
para as licitadas, nos termos da Portaria 281/15.
1 Nota Técnica 388/2012-SRE/ANEEL, de 25/10/2012. SIC 48548.003840/2012-00.

7. Em 4/2/2014, a SRE2 apresentou a metodologia para cálculo da depreciação acumulada para uso em
estudos de definição do valor da indenização de usinas termelétricas.
8. Em 28/7/2014, o processo veio a minha relatoria.
9. Em 6/11/2014, a SRE3 apresentou proposta de metodologia para o cálculo de depreciação acumulada
para uso em estudos de definição do valor da indenização de usinas geradoras, mediante expansão da técnica já
aplicada ao projeto básico das usinas hidrelétricas para todos os investimentos realizados ao longo da concessão,
abarcando ainda as usinas termelétricas.
10. Em 16/12/2014, este Colegiado decidiu instaurar a AP 71/14 para obter informações visando
aprimorar a metodologia de cálculo da depreciação como subsídio aos estudos de definição do valor da indenização
das usinas geradoras, conforme proposta da Nota Técnica 378/14, emitida pela SRE.
11. Em 24/5/2016, a SRM4 apresentou a análise das contribuições recebidas no âmbito da AP 71/14.
12. Em 26/7/2016, a matéria veio à deliberação do Colegiado, ocasião em que o representante de Furnas
Centrais Elétricas S.A., em sua sustentação oral, arguiu a questão da depreciação de terrenos, o que ensejou a
retirada do processo de pauta.
13. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
14. Conforme já relatado, a Lei 12.783/13 tratou da prorrogação das concessões de geração de energia
elétrica. De forma genérica, também tratou das concessões que não aceitassem as condições de prorrogação e,
portanto, deveriam ser licitadas. Nos dois casos, a Lei previu indenização do valor dos investimentos vinculados a
bens reversíveis não totalmente amortizados nem depreciados. Para o cálculo da indenização desses investimentos,
a Lei definiu o método de VNR, conforme critérios estabelecidos pelo poder concedente.
15. Os referidos critérios foram fixados nos Decretos 7.805/12 e 7.850/12. O primeiro define que a
indenização será obtida a partir das informações do projeto básico da usina e mediante banco de preços da EPE. O
segundo, complementa o primeiro ao definir que informações dos demais bens não depreciados ou amortizados
(aqueles não referentes ao projeto básico) deveriam ser submetidos à ANEEL para cálculo do valor de indenização.
16. Com o objetivo de calcular o valor das indenizações decorrentes dos investimentos no projeto básico,
a SRE estimou a depreciação acumulada de todas as usinas cujas concessões poderiam ser prorrogadas e publicou
os resultados obtidos nas Notas Técnicas 388, de 25/10/2012, e 30, de 4/2/2014, os quais serviram de insumo para
a EPE realizar os estudos para definição do VNR dos empreendimentos de geração hidrelétrica.
17. Nesse contexto, faz-se necessário avaliar a metodologia proposta de cálculo da depreciação
acumulada, no que se refere aos investimentos posteriores ao projeto básico, para subsidiar os estudos de
definição do valor da indenização para concessões prorrogadas ou licitadas.
2 Nota Técnica 30/2014-SRE/ANEEL, de 4/2/2014. SIC 48548.000292/2014-00.
3 Nota Técnica 378/2014-SRE/ANEEL, de 6/11/2014. SIC 48548.003091/2014-00.
4 Nota Técnica 137/2016-SRM/ANEEL, de 24/5/2016.

II.1. METODOLOGIA DE CÁLCULO DA DEPRECIAÇÃO DAS USINAS
18. Para cálculo da depreciação acumulada das usinas, no que diz respeito aos projetos básicos, a SRE
apresentou metodologia baseada nas seguintes premissas:
a) consideração da entrada em operação de cada unidade geradora;
b) aplicação de taxas de depreciação históricas;
c) agrupamento dos bens em 11 classes, pelo Tipo de Unidade de Cadastro - TUC.
19. Conforme a Nota Técnica 388/2012-SRE/ANEEL, o método de cálculo adotado consiste em
considerar apenas o investimento inicial, incluindo todas as unidades geradoras do Projeto Básico.
20. Quanto ao tempo em operação das usinas geradoras, considera-se como data de entrada em
operação da usina a data de entrada em operação da unidade geradora mais antiga da usina.
21. Por outro lado, na medida em que entra em operação uma unidade geradora específica os
investimentos deverão ser alocados apenas para essa unidade, portanto, a depreciação desses investimentos deve
ser calculada a partir da data de sua respectiva entrada em operação.
22. O passo seguinte consistiu no levantamento das taxas de depreciação históricas para os
agrupamentos de custos considerados (Anexo II da Nota Técnica 388/2012-SRE/ANEEL).
23. A referida Nota Técnica destaca que a partir de 1999 a depreciação passou a ser feita por TUC.
Diante da inviabilidade de se definir o VNR por TUC de cada usina, os mesmos foram agrupados em 11 classes de
custos, conforme a funcionalidade do equipamento5.
24. Essas premissas foram levadas à AP 71/14 como proposta para tratamento da depreciação dos bens
imobilizados após o projeto básico6.
25. Excetuados os ativos decorrentes das etapas do projeto básico, é razoável esperar que os bens
imobilizados ao longo da concessão tenham caráter específico, ou seja, devem ser constituídos de determinados
equipamentos, sistemas ou obras localizadas, adicionados por substituição na manutenção ou para fins de melhoria
operacional. Portanto, o enquadramento desses bens em classes pré-definidas, conforme proposto inicialmente na
Nota Técnica 378/14, exigiria o estabelecimento de diversas classes.
26. Diante dessa característica dos investimentos pós-projeto básico, a SRM entende ser teoricamente
mais preciso o enquadramento na lista de TUC de bens específicos imobilizados ao longo da concessão. Por exemplo,
transformador e sistema de proteção possuem TUC e taxas de depreciação distintas, apesar de ambos pertencerem
à classe de subestação.
27. Segundo a SRM, nesse caso, havendo informação suficiente para tanto, é desejável tratar
distintamente investimentos realizados em cada um desses itens. Não havendo, o cálculo pode ser realizado por
classe. Destaca, no entanto, que as demais premissas, de consideração da data de imobilização e das taxas
históricas, devem ser mantidas para esse conjunto de ativos.
5
Agrupamentos de TUCs: 1. Gerador; 2. Turbina; 3. Reservatório, Barragem e Adutora; 4. Edificações e Obras civis; 5. Urbanização e
Benfeitorias; 6. Outros Sistemas; 7. Equipamentos de Casa de Força; 8. Equipamentos Gerais; 9. Conduto forçado; 10. Transformação
(subestação); 11. Conexão (Linha de Transmissão).
6 Nota Técnica 378/2014-SRE/ANEEL, de 6/11/2014.

II.2. ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES DA AP 71/14
II.2.1. APRESENTAÇÃO DA MEMÓRIA DE CÁLCULO DOS VALORES DE DEPRECIAÇÃO
28. Em suas contribuições, os agentes7 solicitaram a memória de cálculo dos valores ponderados de taxa
de depreciação de cada classe de TUCs, cuja metodologia foi descrita na Nota Técnica 388/2012-SRE/ANEEL.
29. De acordo com a referida Nota Técnica, para cada classe de agrupamentos dos TUC será
considerada uma taxa de depreciação variável no tempo, de acordo com a vigência dos diferentes regulamentos8.
Uma vez que as classes 6, 7 e 10 são compostas por muitos TUCs de diferentes taxas de depreciação, a taxa única
para a classe foi definida pela média ponderada da participação relativa típica das principais unidades de cadastro.
30. Portanto, as taxas de depreciação de cada classe são valores regulatórios a serem aplicados no
cálculo da depreciação acumulada e, assim, não têm a pretensão de corresponder exatamente às taxas de
depreciação de cada empreendimento. O agrupamento das taxas de depreciação de TUCs em classes tem por
finalidade a representação da média dos empreendimentos de geração. Logo, deve-se esperar que o resultado
apresentado na Nota Técnica 388/12 seja distinto quando comparado a qualquer caso específico.
31. A SRM entende "não ser teoricamente a alternativa mais precisa a aplicação da mesma metodologia
para os bens investidos após o projeto básico". Expressa ainda que, "havendo informações suficientes, é melhor
considerar a taxa de depreciação de cada TUC, respeitando, contudo, a sua variação ao longo do tempo".
II.2.2. NECESSIDADE APROFUNDAR O MÉTODO DE AVALIAÇÃO DOS ATIVOS REVERSÍVEIS, BEM COMO O CÁLCULO DA
AMORTIZAÇÃO DO CAPITAL APLICADO NESSES ATIVOS
32. Três agentes9 destacaram a necessidade de aprofundar os estudos para tratar do tema da AP 71/14.
Em suas contribuições, relataram o desenvolvimento de estudos no âmbito de um projeto de Pesquisa e
Desenvolvimento – P&D.
33. A ABRAGE solicitou a oportunidade de apresentar os resultados parciais desse estudo, o que ocorreu
no dia 31/7/2015, mediante exposição do tema "Desenvolvimento de Metodologia de Revisão Tarifária para Usinas
Geradoras Sob o Regime de Cotas".
34. Na ocasião, foram apresentados os resultados obtidos para os seguintes itens discutidos na AP: (a)
agrupamento dos custos e das TUCs; (b) defasagem entre depreciação e amortização no período pré-1998; e (b)
depreciação dos terrenos das usinas.
35. Quanto ao agrupamento de custos e TUCs, o estudo indicou que a metodologia da SRE provocou
aumento da depreciação real das usinas, em decorrência da data de aplicação escolhida e da ponderação das taxas
no cálculo da depreciação média das classes. Foi esclarecido que a SRE considerou as datas de entrada em operação
das unidades geradoras, pois são essas que delimitam o início de depreciação dos bens. Diante dessa premissa, não
considerada nos cálculos apresentados pelos pesquisadores em seus estudos, é esperado que não haja majoração
da taxa de depreciação média.
36. Em relação à taxa de depreciação diferente da taxa de amortização, o estudo apontou que, antes de
julho de 1998, a inflação real era maior que a correção monetária que atualizava os ativos no balanço. Essa defasagem
Associação Brasileira de Geradores de Energia – ABRAGE; Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG; Companhia Energética de
7
São Paulo – CESP; COPEL; EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.
8 Decreto 41.019/57; Decreto 54.938/64, Portaria/MME 768/68 e Portaria DNAEE 071/76; Ofício DNAEE/DCEF/CIRCULAR/No 070/80;
Resolução 02/97; Resolução 44/99; Resolução 240/06; Resolução 367/09; Resolução 474/12.
9 Associação Brasileira de Geradores de Energia – ABRAGE, CEMIG, COPEL.

teria provocado diferença no valor dos ativos. Em contraposição, ainda que comprovada a defasagem, o procedimento
de atualização dos ativos seguiu a legislação vigente à época e que, sem comando legal, não seria possível retroagir
a análise e alterar os cálculos realizados.
37. Quanto à depreciação de terrenos, faço menção ao fato que motivou a retirada de pauta do processo
na reunião pública do dia 26/7/2016. Naquela ocasião, FURNAS10 destacou que, quando da indenização de suas
usinas, no cálculo feito pela EPE, os terrenos foram agrupados na Classe Reservatório, Barragem e Adutora e, por
consequência, as usinas mais antigas não teriam recebido indenização porque os terrenos foram depreciados. Daí a
razão para a manifestação de FURNAS, questionando a depreciação dos terrenos adotada para fins de indenização.
38. Aproveito para enfatizar que a AP 71/2014 não trata desse tema, pois aqui não se discute a forma de
classificação de terrenos adotada para fins de indenização a partir das informações do projeto básico, tal como
sancionado pelo Poder Concedente e aceito pela empresa. Portanto, considero essa matéria estranha ao presente
processo, que não trata do cálculo do valor de indenização.
39. Assim, é importante reafirmar o objetivo da AP, que visa definir as taxas de depreciação para os
investimentos posteriores ao projeto básico, não havendo conflito com o normativo contábil vigente, pois os terrenos
continuam sendo apropriados como bens não depreciáveis, uma vez que a norma proposta não impõe nenhuma
mudança conceitual nesse sentido.
40. Desta forma, não há óbice à aprovação da metodologia de cálculo da depreciação acumulada com
uso de taxas de depreciação regulatórias para investimentos posteriores ao projeto básico.
II.2.3. USO DE REGISTROS CONTÁBEIS NO CÁLCULO DO VALOR A INDENIZAR
41. A CEMIG propôs utilizar dados contábeis para cálculo da taxa de depreciação dos ativos, em
contraposição à Nota Técnica 378/2014-SRE/ANEEL, que não utilizou os registros contábeis para cálculo da taxa de
depreciação dos ativos das geradoras, entre outros, pelos seguintes motivos:
a) O uso do Balancete Mensal Padronizado – BMP foi descartado, pois os BMPs são exigidos por
concessão e não por empreendimento, o que impossibilita seu uso na maioria dos casos das usinas com concessão
de serviço público prorrogada ou licitada;
b) Descartado o uso do BMP, uma opção seria buscar informações nos registos contábeis da
geradora mediante fiscalização in loco, em procedimento similar ao cálculo da base de remuneração na revisão
tarifária das distribuidoras. Todavia, esse processo é de difícil aplicação, pois demanda excessivo tempo de execução,
além de elevados custos para o consumidor. Ademais, no caso das geradoras, trata-se de processo mais complexo
do que o das distribuidoras, pois exige a análise de todo o período da concessão, em número significativo de
empreendimentos.
42. Em síntese, a SRM propõe a utilização das taxas de depreciação normatizadas desde o início da
operação das usinas, considerando suas alterações ao longo do tempo, havendo, portanto, fundamento normativo
para aplicação dessas taxas no cálculo das indenizações dos investimentos realizados ao longo da concessão.
10 Na AP 71/2014, além da ABRAGE, outros agentes10 Companhia Energética de São Paulo – CESP, COPEL) contribuíram com o
argumento de considerar os terrenos no rol dos bens indenizáveis.

II.2.4. CORREÇÃO DAS TAXAS DE DEPRECIAÇÃO REGULATÓRIAS
43. A CESP apontou incorreção na utilização de taxas de depreciação regulatória no período 1995-1999,
quando as taxas de depreciação foram praticadas com base na Portaria DNAEE 815/94 e na Resolução ANEEL 02/97.
44. A respeito dessa contribuição, em resposta à consulta da SRM, a Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira – SFF11 esclareceu que a contribuição da CESP é pertinente e tem respaldo legal, uma vez
que a Portaria DNAEE 815/94 determinou aos concessionários que atualizassem e mantivessem organizado o
cadastro de propriedade em função do serviço concedido, produzindo seus efeitos a partir de 1º/1/1995.
45. Assim, a contribuição da CESP foi aceita e os valores das taxas de depreciação das TUCs no período
de 1995-1998 foram incorporadas, conforme a Portaria DNAEE 815/94.
II.2.5. CONTRIBUIÇÕES SOBRE SITUAÇÕES ESPECÍFICAS
46. Duas contribuições retrataram situações específicas das concessionárias.
47. A CESP solicitou incluir o item "Eclusa" na lista de TUCs a serem consideradas no cálculo de
depreciação dos ativos. Tal inclusão implicaria a indenização desse ativo, caso não estivesse completamente
depreciado. Ocorre que a Eclusa é considerada ativo de navegação e não é passível de indenização, pois não se
enquadra na definição da norma, refletida na REN 596/13, em seu §1º, do art. 3º.
48. A CESP também pleiteou a inclusão de classe com os custos socioambientais. Porém, esses custos
já são contemplados pela EPE em sua avaliação, o que torna dispensável a criação dessa classe específica. Por sua
vez, as despesas socioambientais realizadas ao longo da concessão, em princípio, são de natureza de custeio e já
estão incluídas nos preços das cotas das usinas prorrogadas e licitadas. Assim, o pleito não foi acatado.
49. Por sua vez, a DME Energética S/A destaca que sua usina é regularmente avaliada pelo VNR no
âmbito das revisões tarifárias periódicas e que, portanto, não há necessidade de reavaliação, uma vez que os valores
são homologados pela ANEEL. No entanto, observa-se que o processo de indenização dos ativos de geração das
usinas afetadas pela Lei 12.783/13 não faz ressalva para usinas de concessionárias de distribuição. O Decreto
7.805/12, em seu art. 10, dá competência à EPE para realização dos estudos de definição do VNR dos
empreendimentos.
50. Segundo a SRM, a metodologia, constante das Notas Técnicas 388/12 e 30/14, considera os
seguintes aspectos: (i) as taxas de depreciação históricas; (ii) as várias fases do projeto básico (cronograma de
implantação real); e (iii) as características individuais de cada geradora, capturadas pela EPE.
51. Ainda segundo a SRM, os investimentos realizados ao longo da concessão, não referentes ao projeto
básico, devem ter, preferencialmente, tratamento distinto, pois as divisões em classes de TUCs não se enquadram
nas características das análises a serem realizadas.
52. Por fim, diante das contribuições e das análises realizadas no âmbito da AP 71/14, a SRM propôs as
seguintes diretrizes para a metodologia de cálculo da depreciação para subsidiar os estudos de definição do valor de
usinas geradoras:
a) Para cálculo da depreciação acumulada dos projetos básicos das usinas hidrelétricas e
termelétricas, cujas concessões foram prorrogadas ou licitadas, a metodologia já utilizada que
aplica taxas regulatórias por classes de TUCs;
11 Memorando 724/2015, de 19/11/2015 (SIC 48536.006052/2015-00).

b) Para investimentos posteriores ao projeto básico, preferencialmente, a adoção das taxas de
depreciação discriminadas por TUC, pois esta metodologia é aderente às características dos
investimentos realizados;
c) Não havendo informações suficientes para o cálculo por TUC, utilizar as taxas regulatórias por
classe;
d) Deve ser respeitado o histórico das taxas de depreciação para cada TUC, ou seja, o ativo deve
ser depreciado com as taxas de depreciação regulatórias aplicadas em cada ano de utilização
do bem;
e) As taxas de depreciação histórica, no formato por TUC, para usinas hidrelétricas e termelétricas,
devem ser disponibilizadas pela ANEEL para o público;
53. Assim, na AP 71/14, da análise das contribuições, foram acatadas ou acatadas parcialmente as
contribuições sobre o aprofundamento das análises, a ponderação das taxas e a correção dos dados de taxas de
1995 a 1998. As demais contribuições, no total de cinco, não foram acatadas.
54. Em resumo, conforme conclusão da Nota Técnica 137/2016-SRM/ANEEL, a metodologia de cálculo
da depreciação acumulada com uso de taxas de depreciação regulatórias é consistente. Para investimentos
posteriores ao projeto básico, objeto do Decreto 7.850/12, devem ser adotadas, preferencialmente, as taxas de
depreciação históricas por Tipo de Unidade de Cadastro – TUC, disponibilizadas pela ANEEL, nos termos da minuta
de Resolução anexa.
55. Por fim, entendo pertinente reafirmar que este processo se restringe apenas a definição das taxas de
depreciação a serem utilizadas no cálculo da depreciação acumulada dos investimentos em bens reversíveis passiveis
de indenização ou reconhecimento na base tarifária. A avaliação de quais investimentos se referem a bens reversíveis
passiveis de indenização ou reconhecimento na base tarifária serão realizados em processos específicos12. Nesse
sentido, as tabelas de depreciação constantes do Anexo da Resolução podem conter TUCs que não se referem a
investimentos em bens reversíveis.
III. DIREITO
56. A presente análise foi realizada com observância dos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(i) Lei 12.783/13; (ii) Decreto 7.805/12; (iii) Decreto 7.850/12; (iv) Resolução Normativa 596/13.
IV. DISPOSITIVO
57. Diante do exposto, considerando o resultado da Audiência Pública 71/2014 e o que consta do
Processo 48500.003798/2014-41 voto pela aprovação da minuta de Resolução Normativa anexa, que trata da
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.
Brasília, 23 de agosto de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor
12 No caso de usinas hidrelétricas, os relacionados à Resolução Normativa 596, de 19/12/2013.