REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 942/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Altera a Resolução Normativa ANEEL 596, de 19 de dezembro de 2013, que estabelece critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, de aproveitamentos hidrelétricos de que trata o art. 2º do Decreto 7.850, de 30 de novembro de 2012.
Assunto: Alteração
Situação: REVOGADA
Publicação: 2021-07-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.003717/2013-21
INTERESSADO: Concessionárias de Geração de Energia Hidrelétrica
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG, Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e Superintendência de Concessões e Autorizações da Geração
– SCG
ASSUNTO: Resultado da Audiência Pública nº 3/2019, instituída com vistas a colher subsídios para o
aprimoramento da regulamentação de critérios e procedimentos de cálculo dos investimentos em bens
reversíveis não amortizados ou não depreciados de concessões de geração prorrogadas ou não, nos
termos da Lei nº 12.783/2013.
I – RELATÓRIO
1. A Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, convertida na Lei nº 12.783, de
11 de janeiro de 2013, define o uso da metodologia de Valor Novo de Reposição – VNR, conforme critérios
estabelecidos em regulamento do Poder Concedente, no cálculo da indenização referente aos bens
reversíveis vinculados não amortizados ou não depreciados às concessões de geração de energia
hidrelétrica.
2. O Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, define que a indenização desses bens,
calculada com base no VNR, deve considerar a depreciação e a amortização acumuladas 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.
3. O art. 10 desse Decreto estabelece ainda que os estudos para a definição do VNR devem
ser realizados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, a partir das informações do Projeto Básico do
empreendimento fornecido à ANEEL pela concessionária de geração.
4. O Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012, determina a submissão à ANEEL das
informações complementares, excetuado aquelas relativas ao Projeto Básico, necessárias ao cálculo das
indenizações dos investimentos realizados até 31 de dezembro de 2012, ainda não amortizados ou não
depreciados, dos empreendimentos de geração.

5. A Resolução Normativa nº 596, de 19 de dezembro de 2013, regulamenta o Decreto nº
7.850/2012 ao estabelecer os procedimentos para cálculo dos valores dos bens reversíveis não
amortizados ou depreciados referente aos investimentos incrementais, excetuado os do Projeto Básico.
6. Em 19 de junho de 2018, foi emitida a Resolução Normativa nº 818 que aprova os
Submódulos 12.1 e 12.4 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que, por sua vez,
regulamenta a revisão da receita anual de geração das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de
cotas de garantia física e potência da Lei nº 12.783/2013.
7. Na 1ª Reunião Pública Ordinária de 2019, realizada em 22 de janeiro, a Diretoria Colegiada
da ANEEL decidiu instaurar a Audiência Pública (AP) nº 3/2019, por intercâmbio documental, no período
de 23 de janeiro a 25 de fevereiro, com vistas a obter subsídios para o aprimoramento da Resolução
Normativa nº 596/2013. Esse prazo foi prorrogado por duas vezes, até 27 de março de 2019 e até 12 de
abril de 2019.
8. Em 27 de agosto de 2019, foi publicada a Resolução Normativa nº 856 que aprova o
Submódulo 12.2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, o qual define os procedimentos
para o reajuste da Receita Anual de Geração das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de
garantia física de energia e de potência, nos termos da Lei nº 12.783/2013.
9. A Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobras protocolou manifestação1 adicional em 17 de
setembro de 2019, com o intuito de trazer para a discussão da revisão da Resolução Normativa nº
596/2013 o conteúdo do Submódulo 12.2 do PRORET aprovado em agosto de 2019.
10. Por meio da Nota Técnica nº 962, de 30 de setembro de 2019, a Superintendência de
Regulação dos Serviços de Geração – SRG, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira –
SFF e Superintendência de Concessões e Autorizações da Geração – SCG apresentaram análise das
contribuições recebidas e encaminharam minuta da Resolução Normativa com proposta de
regulamentação da matéria em questão.
11. Em 11 de dezembro de 20203 e em 15 de janeiro de 20214, minha Assessoria recebeu, por
meio de teleconferência, representantes das empresas Centrais Elétricas do Brasil S. A., Furnas Centrais
Elétricas S. A., Companhia Hidroelétrica do São Francisco e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S. A. e
Celesc Geração S. A.
1
Carta CTA/DGAR-2723/2019, de xx de setembro de 2019, protocolada sob nº 48513.023265/2019-00.
2 Documento nº 48550.000871/2019-00.
3 Registro de reunião, documento nº 48575.006255/2020-00.
4 Registro de reunião, documento nº 48575.000129/2021-00.

12. Em 4 de fevereiro de 2021, a Celesc Geração S. A. apresentou5 questionamento sobre a
aplicação e a abrangência da Resolução Normativa nº 596/2013 à Usina Hidrelétrica Pery.
13. É o que se tem a relatar.
II – FUNDAMENTAÇÃO
14. A Resolução Normativa nº 596/2013 estabelece critérios e procedimentos para cálculo da
parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, de
aproveitamentos hidrelétricos de que trata o art. 2º do Decreto nº 7.850/2012.
15. Em outras palavras, esse normativo estabelece a forma de definição do VNR para os
investimentos realizados ao longo da concessão das usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº
12.783/2013, após a entrada em operação comercial das unidades geradoras, bem como aqueles
decorrentes de diferenças entre o projeto básico e o projeto executivo dessas usinas.
16. Em face da inaplicabilidade da base de referência de custos unitários, prevista no §1º do
art. 10 do Decreto nº 7.805/2012, para a valoração da indenização relativa aos investimentos realizados
ao longo da concessão, foi proposta a abertura da AP nº 3/2019.
17. Conquanto submetida à contribuição da sociedade minuta integral de ato normativo, a
citada Audiência teve como escopo a obtenção de subsídios para propor nova forma de definição do VNR
para o cálculo dessa parcela específica, já que a aplicação do banco de preços sob gestão da EPE traz
dificuldade ao processo, por ser incompatível com a granularidade e a especificidade dos investimentos
realizados ao longo da concessão.
18. É importante ressaltar que os projetos das Usinas Hidrelétricas são customizados, por
serem desenvolvidos para condições específicas de arranjo físico, vazão e queda d'água. Para a valoração
do VNR referente ao projeto básico, essa customização não é, em si, um problema, porém, a situação
muda ao se avaliar os investimentos relativos à Melhorias ao longo da concessão.
19. Durante a AP nº 3/2019 foram recebidas contribuições de 10 instituições, conforme
detalhado na Tabela 1.
Tabela 1 – Instituições que apresentaram contribuições à AP nº 3/2019
# Instituições
ABIAPE - Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de
1
Energia
5 Carta s/nº, protocolada sob nº 48513.002656/2021-00.

# Instituições
2 ABRAGE - Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica
ABRACE – Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de
3
Energia e de Consumidores Livres
APINE - Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia
4
Elétrica
5 CESP – Companhia Energética de São Paulo
6 CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais
7 Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ‐ Eletrobras
8 COPEL - Companhia Paranaense de Energia
9 EDP - Energias do Brasil.
10 Celesc – Celesc Geração S. A.
Fonte: Nota Técnica nº 96/2019-SRG/SFF/SCG/ANEEL, de 2019.
20. Essas contribuições foram analisadas pelas áreas técnicas por meio da Nota Técnica nº
96/2019-SRG/SFF/SCG/ANEEL, de 30 de setembro de 2019. Em que pese o escopo definido da AP, grande
parte das contribuições trouxeram aspectos que já haviam sido enfrentados quando da edição da
Resolução Normativa nº 596/2013. A íntegra das contribuições e a respectiva análise compõem o
Relatório de Análise de Contribuições (RAC), anexo a Nota Técnica nº 96/2019-SRG/SFF/SCG/ANEEL.
21. Assim, além das contribuições relacionadas ao texto normativo em si e à proposta de nova
forma de valoração do VNR, foram trazidos para a discussão: (i) abrangência e objeto da resolução, (ii)
depreciação, forma de pagamento e remuneração do capital, (iii) conceito de bens reversíveis, (iv) prazos
para manifestação de interesse e apresentação da documentação comprobatória e (vi) compensação de
valores com a receita referente a Melhorias (GAGMelhorias).
22. Muito embora parte desses temas já tenham sido discutidos por essa Agência, entendo
relevante trazer esclarecimentos adicionais especificamente quanto à caracterização de terrenos e aos
investimentos socioambientais, de modo a tornar o processo posterior de análise da documentação que
será apresentada o mais simples possível, e quanto à compensação entre o valor indenizatório e a receita
referente a GAGMelhorias.
23. A seguir, apresento minha análise embasada nos principais resultados dessas avaliações,
detalhada a partir dos temas mais relevantes.
II.1 Abrangência
24. O art. 1º trata da abrangência e do objeto da norma. As áreas técnicas pontuaram que
algumas contribuições foram no sentido de questionar se essa norma se aplicaria também a outorgas de

aproveitamentos hidrelétricas não abarcadas pela Lei nº 12.783/2013.
25. A Resolução Normativa nº 596/2013 trata especificamente da regulamentação do art. 2º
do Decreto nº 7.850/2012. A abrangência, portanto, está definida na legislação e inclui somente os
empreendimentos hidrelétricos, prorrogados ou não, nos termos do art. 1º da Lei nº 12.783/2013.
26. De modo a tornar a redação ainda mais clara, as áreas técnicas propuseram, com o que
concordo, pequeno ajuste ao texto que havia sido colocado para discussão com a sociedade, incluindo a
menção ao art. 1º da Lei. Essa proposta não afeta o mérito da discussão.
II.2 Depreciação, forma de pagamento e remuneração do capital
27. Em conformidade com o Decreto nº 7.850/2013, o art. 2º estabelece que a metodologia de
valoração dos bens reversíveis não-depreciados e não-amortizados será por meio do VNR e que a
depreciação deve ser aquela acumulada até 31 de dezembro de 2012, para as concessões prorrogadas
até janeiro de 2013. Assim, de fato, não há possibilidade de alteração nem da metodologia nem da data
base da depreciação acumulada para as usinas já prorrogadas em janeiro de 2013.
28. Entretanto, para as concessões que não foram prorrogadas ou aquelas cuja vigência da
prorrogação se deu a partir de janeiro de 2013, é necessário considerar a depreciação acumulada até a
data final de vigência da outorga, como adequadamente proposto pelas áreas técnicas, com o que eu
concordo.
II.3 Conceito de bens reversíveis
29. O art. 3º da Resolução Normativa traz o conceito de bens reversíveis, acompanhado de lista
exemplificativa. Esse tema foi amplamente discutido na edição da Resolução, em 2013, e é tema relevante
para a Agência, não só no segmento de geração.
30. Ainda assim, diversas contribuições foram no sentido de ampliar a abrangência desse
conceito, as quais as áreas técnicas recomendam o não acatamento.
31. O conceito de bens reversíveis constante da Resolução Normativa6, especialmente no que
trata do caráter exclusivo e permanente, está aderente ao art. 18 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de
1996, o qual transcrevo a seguir:
6 "Art. 3º Os bens reversíveis de que trata esta Resolução 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."

"Art. 18. A ANEEL somente aceitará como bens reversíveis da concessionária ou permissionária do
serviço público de energia elétrica aqueles utilizados, exclusiva e permanentemente, para
produção, transmissão e distribuição de energia elétrica."
32. Além disso, esse conceito perpassa também pelo conceito de bens7 reversíveis disposto
pela Lei nº 8.987, de 7 de fevereiro de 1995, que trata das concessões de serviço público, em caráter geral.
A lei geral das concessões trata os bens reversíveis como aqueles que tenham sido realizados com o
objetivo de garantir a continuidade e a atualidade do serviço concedido.
33. Diferentemente do alegado nas contribuições, não vejo ilegalidade no conceito adotado
pela Agência, que transcrevo a seguir:
"Art. 3º Os bens reversíveis de que trata esta Resolução 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."
34. Ao contrário, a redação vigente, alinhada ao art. 18 da Lei nº 9.427/1996, está combinada
ao conceito legal geral disposto na Lei nº 8.987/1995, complementando e delineando claramente as
características do bem vinculado ao serviço de energia elétrica.
35. Essas características de permanência e exclusividade do bem reversível alicerçam a gestão
patrimonial do setor elétrico e, inclusive, estão presentes no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico e
servem para todos os segmentos – geração, transmissão e distribuição.
36. Assim, acompanho as áreas técnicas no sentido de manter o conceito de bens vinculados
reversíveis já normatizado pela Resolução Normativa.
37. Quanto à revisão da listagem que acompanha o conceito, entendo, como manifestado
pelas áreas, que ela é exemplificativa e não exaustiva, não havendo razão para alteração do texto em
vigor.
38. E, por fim, no que tange essa conceituação, a consideração de peças sobressalentes e do
almoxarifado em operação no rol dos bens reversíveis não merece prosperar, uma vez que tais ativos não
são utilizados exclusiva e permanentemente para a continuidade do serviço. Importante relembrar,
conforme destacado pelas áreas técnicas, que essa discussão já foi levantada nos leilões das concessões
no regime de cotas, tendo sido superada, uma vez que tais ativos não compuseram a relação de bens
dessas concessões.
7 "Art. 36. A reversão no advento do termo contratual far-se-á com a indenização das parcelas dos investimentos vinculados a
bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a
continuidade e atualidade do serviço concedido."

39. A partir da definição do conceito, dois outros pontos foram trazidos nas contribuições,
conforme exposto pelas áreas técnicas. Um diz respeito aos investimentos socioambientais e o outro em
relação a investimentos em terrenos.
40. Em primeiro lugar, é importante ressaltar que o escopo do normativo em revisão, como já
pontuado anteriormente, diz respeito somente a investimentos relativos à diferença entre projeto básico
e o projeto efetivamente implementado e a investimentos ocorridos ao longo da concessão, após a
entrada em operação comercial de todas as unidades.
41. Assim, não há espaço para se rediscutir eventuais valores que remontam ao projeto básico
em si, por não estar coberto no escopo do Decreto nº 7.850/2012, que delineia o escopo da Resolução
Normativa, nem à própria Lei nº 12.783/2013, conforme exposto em seu art. 15, §§6º e 8º8.
42. Porém cabem alguns esclarecimentos.
43. Os investimentos socioambientais devem ser separados em dois grupos. Aqueles ocorridos
majoritariamente durante a implantação do empreendimento e que são referentes ao projeto básico não
encontram suporte na Resolução Normativa nº 596/2013, como já ponderei anteriormente.
44. Já aqueles ocorridos ao longo da concessão encontram abrigo na norma em revisão e
podem ser considerados para fins de cálculo do valor a indenizar desde que estejam assim caracterizados
no controle patrimonial, registrados nas contas adequadas. Ou seja, aqui, nesse processo, poderão ser
analisados aqueles investimentos incorridos ao longo da concessão.
45. Entretanto, demais valores relacionados a condicionantes socioambientais, com caráter de
custeio, não são indenizáveis, pela sua própria característica, independentemente do momento em que
ocorreram. Como apontado pelas áreas técnicas, "não é adequado que despesas de custeio sejam
tratadas como investimento. Sob esse ponto, importante relembrar que se trata de processo para
estabelecimento dos valores de investimentos em bens reversíveis ainda não amortizados e não
depreciados, e não de ressarcimento de custos incorridos pelo agente ao longo da concessão".
46. Quanto a valores relativos a terrenos, dois pontos merecem destaque. Primeiramente, é
mister relembrar que a ANEEL contribuiu aos estudos para o cálculo do valor da indenização referente ao
8
"§ 6º As informações necessárias para o cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não
amortizados ou não depreciados, das concessões prorrogadas nos termos desta Lei, que não forem apresentadas pelos
concessionários, não serão consideradas na tarifa ou receita inicial, ou para fins de indenização.
[...]
§ 8º O regulamento do poder concedente disporá sobre os prazos para envio das informações de que tratam os §§ 6º
e 7º ."

projeto básico das usinas hidrelétricas abarcadas no art. 1º da Medida Provisória nº 579, de 11 de
setembro de 2012, limitando-se a estimar a depreciação acumulada de cada empreendimento.
47. Para a determinação dessa depreciação acumulada, foi proposta metodologia regulatória
que agrupou, em 11 classes de custos, os principais tipos de unidade de cadastro (TUC) constantes do
projeto básico, conforme apresentado na Nota Técnica nº 388/2012-SRE/ANEEL, de 25 de outubro de
2012.
48. Dentre essas unidades de cadastro agrupadas não foi feita consideração específica em
relação aos terrenos adquiridos para a implantação das usinas, em especial os terrenos de reservatório.
Assim, não há equívoco, nas informações disponibilizadas ao MME pela ANEEL, a ser corrigido como
pretende contribuição nesse sentido da Eletrobras.
49. Por outro lado, é importante destacar que os terrenos de reservatório não fazem parte do
escopo da Resolução Normativa nº 596/2013, por estarem relacionados ao VNR do projeto básico
calculado nos termos do art. 10. do Decreto nº 7.805/2012.
50. Após interação entre minha Assessoria e a SFF, ainda em relação a terrenos, propus a
inclusão da rubrica específica entre as rubricas que serão consideradas, especificamente para o caso em
que eventualmente tenha sido necessária a aquisição de terrenos ao longo da concessão, com intuito de
implantar melhorias para a continuidade e a atualidade do serviço. Somente os valores referentes a esses
bens imóveis adquiridos ao longo da concessão, desde que indispensáveis à continuidade do serviço e
registrados na contabilidade das concessionárias, poderão ser eventualmente indenizados. Essa
indispensabilidade deverá ser devidamente justificada e comprovada pelas concessionárias.
51. É necessário, ainda, estabelecer a forma de valoração desses bens, que devem ser avaliados
a partir da atualização de valores contábeis pelo IPCA (Valor Original Contábil – VOC Atualizado).
Adicionalmente, poderá ser aplicado percentual nos grupos de ativos Terrenos que demonstre o
aproveitamento desses bens no serviço público de geração de energia elétrica, denominado índice de
aproveitamento.
52. Em função dessas alterações, sugiro alteração no Anexo I da Resolução Normativa, minuta
anexa ao presente Voto, que decorre da regulamentação ora em discussão.
53. Destaca-se, por fim, que bens móveis e imóveis que não sejam mais servíveis podem ser
desvinculados e alienados, nos termos da Resolução Normativa nº 691, de 8 de dezembro de 2015.
54. Ou seja, por iniciativa do concessionário, um bem móvel ou imóvel integrante do
patrimônio, que, por razões de ordem técnica ou operacional não mais se encontra apto, útil ou
necessário à adequada prestação dos serviços de energia elétrica pode ser considerado inservível, sendo

possível sua alienação.
II.4 Forma de valoração
55. O principal objetivo da Resolução Normativa nº 596/2013 é estabelecer os procedimentos
para apresentação da documentação a ser analisada para a determinação dos valores de indenização
incremental das usinas hidrelétricas cujas outorgas foram prorrogadas no regime de cotas, estabelecido
pela Lei nº 12.783/2013.
56. Como dito anteriormente, a indenização incremental é composta por duas parcelas. A
primeira decorre das diferenças existentes entre o projeto básico e o projeto executivo da usina. A
segunda parcela resulta dos investimentos realizados no decorrer da concessão, com o intuito de manter
atualizado e contínuo o serviço público de geração de energia elétrica.
57. Após a edição da Resolução Normativa nº 596/2013 e a partir das análises iniciais das
documentações apresentadas, como já pontuado, a ANEEL identificou impossibilidade na valoração do
VNR para os investimentos realizados ao longo da concessão, devido sua própria característica particular.
58. O banco de preços da EPE, que se almejava utilizar como base de valoração para todos os
investimentos da indenização incremental, não é compatível com a granularidade e a especificidade
observada nos investimentos ao longo da concessão.
59. A partir disso, as áreas técnicas estudaram outras possibilidades e propuseram a alteração
da Resolução Normativa de modo a incluir e ordenar as formas de valoração dos investimentos em bens
reversíveis realizados ao longo da concessão.
60. De modo geral, as contribuições não apontaram inadequação das formas de valoração
sugeridas pela ANEEL, porém, sugeriram a exclusão de algumas delas – banco de preços da EPE ou da
própria concessionária – e a inclusão de ressarcimento dos custos relativos à elaboração da
documentação comprobatória que deverá ser apresentada à ANEEL.
61. Neste aspecto, as áreas técnicas salientaram que o objetivo principal da proposta de
revisão da norma é exatamente a inclusão de novas formas de valoração e que sempre deverá ser
priorizado referencial regulatório aplicável ao bem reversível, caso exista. Desse modo, acompanho as
áreas técnicas no sentido de manter as formas de valoração e sua ordenação conforme proposto na
abertura da AP 3/2019, não acatando contribuições em sentido contrário.

62. Também concordo que não cabe ressarcimento pelos custos incorridos para a elaboração
da documentação a ser encaminhada à ANEEL, primeiro, por não haver previsão legal para tanto, segundo
porque a elaboração de relatórios é obrigação contratual das concessionárias.
63. Além disso, desde 2015, nos segmentos de distribuição e transmissão de energia elétrica,
a metodologia da ANEEL afeta à valoração de ativos não considera ressarcimentos desses custos. Assim,
não é cabível o mencionado pagamento por similaridade ao já ocorre nos demais segmentos.
II.5 Prazos para manifestação de interesse e apresentação da documentação comprobatória
64. A Resolução Normativa trazia, no texto original do caput do art. 4º, prazo para
manifestação de interesse das concessionárias cujas prorrogações da outorga iniciaram-se em 1º de
janeiro de 2013.
65. Entretanto, como pontuado anteriormente, a Resolução Normativa trata de todas as usinas
hidrelétricas abarcadas no art. 1º da Lei nº 12.783/2013, prorrogadas ou não em 2012.
66. Assim proponho a alteração necessária nesse artigo de modo a contemplar esse grupo de
empreendimentos, cuja prorrogação se deu em momento posterior a 1º de janeiro de 2013, de modo a
trazer ainda mais clareza ao normativo revisado.
67. Nesse sentido, proponho que a manifestação de interesse se dê: (i) em até 30 dias da
publicação do ato que revisará a Resolução Normativa nº 596/2013, para as outorgas que já foram
prorrogadas ou relicitadas9 após 1º de janeiro de 2013, e (ii) 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.
68. Quanto à apresentação da documentação comprobatória, considero o prazo de 365 dias,
prorrogáveis por igual período desde que justificado pela concessionária, adequado. Novamente,
pequeno ajuste se fez necessário para abarcar os casos futuros que serão analisados.
II.6 Abdicação da indenização e compensação de valores com a GAG Melhorias
69. Apesar de esse ponto não ser o núcleo da discussão colocada em Audiência Pública,
entendo ter sido ele um dos pontos relevantes do processo de revisão da norma. Na minuta de ato
normativo apresentada pelas áreas técnicas, foi proposta a inclusão de artigo que permitiria aos
concessionários abdicar da indenização complementar de modo a manter integralmente os valores
referentes a GAG Melhorias.
9 Nesse caso, é o antigo concessionário que pode, a seu critério, avaliar e solicitar indenização incremental.

70. A proposta das áreas técnicas originou-se na reflexão entre as diretrizes da indenização
complementar em comento e as premissas dos investimentos em melhorias para as usinas cotistas
aprovadas em 2018 e em vigor desde então. Não havia, portanto, inovação ou interferência na
metodologia para o cálculo da indenização incremental.
71. O Submódulo 12.110 dos Procedimentos de Regulação Tarifária, aprovado por meio da
Resolução Normativa nº 818/2018, prevê que a indenização por investimentos realizados nas usinas
hidrelétricas poderá ser descontada da parcela de receita referente aos investimentos em melhorias –
GAG Melhorias.
"34. A indenização por investimentos realizados nas usinas hidrelétricas, em períodos de
concessão anteriores ao regime de cotas de garantia física e de potência, conhecidos e
aprovados por ato do Poder Público, desde que haja o reconhecimento de que serão
recuperados por via tarifária, deverão ser descontados da equação (4), como fator de ajuste por
usina, e, retroativamente, dos valores efetivamente pagos aos concessionários, com as devidas
correções monetárias, a partir da implementação desta metodologia."
72. Conforme pontuado pelas áreas técnicas na Nota Técnica nº 146/2018SRG/SCG/SFF/ANEEL na abertura da AP nº 03/2019, o que se pretendia evitar, com essa regra já definida
no PRORET, é que houvesse duplicidade de valores a serem recebidos pelos concessionários cotistas.
Observemos no trecho que destaco da referida Nota Técnica:
"49. Isso porque a receita para investimentos em melhorias pressupõe que se tratam de usinas
antigas, que devem passar por processo de modernização para manter a qualidade do serviço
prestado. Se parte dos investimentos já foi realizada antes da renovação da concessão, não é
razoável manter integralmente a receita para investimentos, pois estar-se-ia remunerando o
agente em duplicidade.
50. Sob essa ótica, identificada a parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis,
ainda não amortizados ou não depreciados, o valor deverá ser abatido da receita da
concessionária caso o Poder Concedente opte por incluí-lo na base tarifária a partir do início do
recebimento. Por outro lado, se o agente quiser manter integralmente o valor da receita para
investimentos, parece razoável que possa abdicar da indenização, já que haveria uma equivalência
de valores.
51. Essa possibilidade permitiria ao agente assegurar a receita integral de investimento,
resolvendo de forma célere as pendências com a indenização, economizando, no mínimo, o tempo
a ser gasto na elaboração do relatório, validação pela ANEEL e encaminhamento ao Poder
10 Esse Submódulo foi alterado pelas Resoluções Normativas nº 874, de 10 de março de 2020, e nº 882, de 10 de abril de 2020,
porém tais modificações não afetaram os princípios da previsão relativa a compensação entre indenização incremental e GAG
Melhorias.

Concedente para definição da forma de pagamento, se por indenização ou reconhecimento na base
tarifária." (grifos nossos)
73. Entretanto, tal proposta, ainda que guardasse coerência com regulamentos em vigor, não
encontrou eco nas contribuições recebidas durante a AP 3/2019. Em resumo, elas foram contrárias à
proposta por haver entendimento de que a indenização complementar é um direito das concessionárias
cujas outorgas de concessão foram prorrogadas no regime de cotas e não deveria ser abdicada.
74. As áreas técnicas, na Nota Técnica de fechamento da AP 3/2019, recomendaram a exclusão
desse artigo que tratava da abdicação da indenização, exatamente pela inexistência de inovação,
conforme pode ser observado no trecho destacado a seguir a Nota Técnica nº 96/2019SRG/SFF/SCG/ANEEL:
55. Esse item não inovou ou interferiu na metodologia de cálculo. Simplesmente possibilitava
que o agente avaliasse as condições para manter integralmente a receita de melhorias sem que
fosse descontado eventual valor da indenização. Possivelmente há casos em que o valor da
indenização pode não justificar os esforços para produção da documentação necessária, sendo
mais interessante manter integralmente o valor da receita de melhorias. Mas como houve grande
resistência ao artigo, esse item pode ser suprimido.
56. Na prática, se algum agente considerar mais vantajoso manter o valor integral da receita
de melhorias do que receber a indenização e tê‐la reduzida da receita de melhorias, bastaria não
entregar os documentos previstos na proposta de resolução no prazo estipulado, não havendo,
portanto, perda de conteúdo com a supressão do artigo.
75. Concordo com as áreas técnicas quanto a desnecessidade desse artigo, uma vez que sua
supressão não afetará a metodologia de cálculo da indenização incremental nem a compensação de
valores com a GAG Melhorias.
76. Entretanto, é desejável destacar que essa compensação, por seus princípios anteriormente
expostos, deve considerar somente os valores de indenização incremental que encontram respaldo nas
rubricas que definiram o valor da GAG Melhorias, nos termos dispostos no Submódulo11 12.1 do PRORET.
77. Esse encontro de contas deverá acontecer em momento adequado, qual seja, a revisão
tarifária dos contratos de concessão no regime de cotas, cujo próximo ciclo ocorrerá em 2023, quando
deverá ser discutida a metodologia para a compensação dos valores – considerando, por exemplo, a
necessidade de anualização do valor de indenização incremental, após reconhecimento pelo MME, a ser
descontado do valor anual da GAG Melhorias.
11 Em 27 de abril de 2021, foi aberta consulta pública com vistas a colher subsídios e informações adicionais para o
aprimoramento da proposta de aplicação do Submódulo 12.1 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que trata
da Revisão Periódica da Receita Anual de Geração das Usinas Cotistas, para pagamento de Custo de Gestão dos Ativos de
Geração – GAG Melhorias relativo à Usina Hidrelétrica – UHE Pery, conforme Aviso de Abertura de Consulta Pública nº 21/2021.

II.7 Considerações Finais
78. Por fim, cabe pontuar que o questionamento apresentado pela Celesc, referente ao
tratamento a ser dado a UHE Pery, é simples: a Usina, apesar de sua prorrogação ter ocorrido somente
em 2016, se enquadra no objeto da Resolução Normativa nº 596/2013, considerando sua abrangência –
prorrogações decorrentes do art. 1º da Lei nº 12.783/2013 – e seu escopo – indenização incremental
referente a diferenças entre projeto executivo e projeto básico e investimentos em melhoria ao longo da
concessão.
79. A concessionária deverá respeitar os prazos definidos no item II.5 deste Voto assim como
observar o escopo da Resolução Normativa nº 596/2013 – será verificado no caso concreto quais foram
as características técnicas observadas pela EPE quando da determinação do VNR para o cálculo da
indenização referente ao Projeto Básico da Usina, tendo em vista a ampliação de potência ocorrida ao
final da vigência da outorga anterior.
III – DIREITO
80. Essa análise se fundamenta nos seguintes dispositivos: (a) Lei nº 8.987, de 13/02/1995; (b)
Lei nº 9.427, de 26/12/1996; (c) Lei nº 12.783, de 11/01/2013; (d) Decreto nº 7.805, de 14/9/2012; (e)
Decreto nº 7.850, de 30/11/2012.
IV – DISPOSITIVO
81. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.003717/2013-21, voto por
aprovar a emissão de resolução normativa, minuta anexa, que altera a Resolução Normativa nº 596, de
19 de dezembro de 2013, a fim de adequar as formas de valoração para fins de definição dos
investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, de
aproveitamentos hidrelétricos de que trata o art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012.
Brasília, 13 de junho de 2021.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor