REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2902/2021
Tipo de documento: voto
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-07-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.002047/2021-36
INTERESSADOS: Concessionárias de geração alocadas no regime de cotas e de distribuição de energia
elétrica, CCEE e consumidores.
RELATOR: Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Estabelecimento da Receita Anual de Geração (RAG) para as usinas hidrelétricas alocadas em
regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho
de 2022.
I – RELATÓRIO
Em 11 de janeiro de 2013, por meio da Lei n° 12.783, estabeleceu-se o regime de tarifa
regulada das usinas hidrelétricas que aceitaram a prorrogação das concessões, com a alocação integral
de suas garantias físicas de energia e de potência no regime de cotas. Essas usinas passaram a receber a
Receita Anual de Geração (RAG) fixada pela ANEEL, cujos valores foram definidos nos respectivos Termos
Aditivos aos Contratos de Concessão de Geração.
2. Em 5 de abril de 2013, por meio da Portaria nº 117, o Ministério de Minas e Energia (MME)
estendeu a aplicação desse comando para os prestadores temporários do serviço de geração de energia
elétrica.
3. As concessionárias com Contratos de Concessão celebrados mediante os Leilões nº
02/2014, nº 12/2015 e nº 01/2017 também recebem a RAG proporcional à disponibilização da garantia
física no regime de cotas.
4. Em 12 de março de 2013, por meio da Resolução Normativa (REN) nº 541, a ANEEL
estabeleceu as disposições relativas ao padrão de qualidade do serviço de geração de energia elétrica
prestado por concessionárias de usinas hidrelétricas alcançadas pela Lei nº 12.783/2013.
5. Em 19 de junho de 2018, por meio da REN nº 818, foi aprovado o Submódulo 12.1 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET), que regulamenta as metodologias de revisão das
receitas anuais de geração das usinas hidrelétricas enquadradas no regime de cotas de garantia física da
Lei nº 12.783, de 2013. Já a REN nº 882, de 20 de abril de 2020, aprovou a versão 2.1 do Submódulo 12.1
do PRORET, que revisou os valores do Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis - CAIMI e dos fatores
de anualização aplicados nos cálculos de GAG Melhorias.
6. Em 27 de agosto de 2019, por meio da REN nº 856 foi aprovado o Submódulo 12.2 do
PRORET, que regulamenta os procedimentos de reajuste da RAG.

7. Em 28 de julho de 2020, por meio da Resolução Homologatória (REH) nº 2.746, a ANEEL
homologou os valores de RAG das usinas hidrelétricas alocadas no regime de cotas, nos termos da Lei nº
12.783/2013, para o período de 1º de julho de 2020 a 30 de junho de 2021.
8. Em 13 de novembro de 2020, por meio da Portaria nº 409, o MME atribuiu a prestação
temporária do serviço de geração de energia elétrica da usina hidrelétrica Jaguari à Furnas Centrais
Elétricas S.A. a partir de 1º de janeiro de 2021.
9. Em 15 de dezembro de 2020, por meio da REH nº 2.827, A ANEEL fixou o valor da Tarifa
Atualizada de Referência (TAR) para o ano de 2021.
10. Em 3 de março de 2021, por meio do Despacho nº 569, a ANEEL suspendeu a Operação
Comercial da UHE Macaco Branco, razão pela qual em 30 de março de 2021, por meio do Despacho nº
848, a sua RAG também foi suspensa.
20211,

11. Por meio da 19ª Sessão de Sorteio Público Ordinário de o processo foi a mim
distribuído.
12. Em 05 de julho de 2021, por meio das Notas Técnicas nº 65/2021-SRG/ANEEL e nº 66/2021SRG/ANEEL2,
a Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) apresentou as informações
sobre os índices de desempenho para aferição do padrão de qualidade das usinas cotistas.
13. Em 9 de julho de 2020, por meio da Nota Técnica nº 156/2021-SGT/ANEEL, a SGT
apresentou o cálculo dos valores da RAG aplicáveis ao período de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de
2022.
II – FUNDAMENTAÇÃO
II.1. Aspectos Gerais do Reajuste
14. Conforme o regime instituído, os valores de RAG para as usinas hidrelétricas com contratos
de concessão prorrogados, em prestação temporária dos serviços de geração de energia elétrica e para a
usina Três Irmãos3 devem ser calculados considerando-se os valores do Custo da Gestão dos Ativos de
Geração (GAG), acrescidos dos Encargos de Uso e Conexão, da Parcela Ajuste por Indisponibilidade
Apurada ou Desempenho Apurado (AjI), da Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica (TFSEE) e
dos custos associados aos programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).
15. O Submódulo 12.1 do PRORET define que o valor de GAG é composto pelas parcelas de
GAGO&M, destinada à cobertura dos custos operacionais, de GAG Melhorias, destinada a cobertura dos
investimentos em melhorias ao longo da concessão, e de Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis
(CAIMI), destinada à cobertura dos investimentos de curto período de recuperação como software e
veículos.
1 Realizada em 17 de maio de 2021.
2 Documentos n° 48550.000396/2021-00 e n° 48550.000398/2021-00.
3 A usina hidrelétrica Três Irmãos teve o contrato de concessão celebrado mediante a realização do Leilão nº 02/2014.

16. Para as usinas hidrelétricas com contratos de concessão celebrados nos termos dos Leilões
nº 12/2015 e nº 01/2017, a RAG é composta pelos componentes já destacados, sendo que há uma única
parcela de GAG comportando as parcelas de GAGO&M, GAG Melhorias e CAIMI, mas acrescentando a
parcela Retorno da Bonificação pela Outorga (RBO) na RAG desse conjunto de usinas.
17. Os custos relativos às contribuições PIS/COFINS e à Compensação Financeira pelo Uso dos
Recursos Hídricos (CFURH) devem ter a cobrança autorizada pela ANEEL, sem, todavia, integrarem a RAG
calculada pela Agência.
II.2. Aspectos Específicos do Reajuste
18. No resultado da Audiência Pública nº 16/2017, que tratou do processo de revisão da
metodologia da RAG, foi estabelecido uma trajetória para a parcela de GAGO&M até o ciclo 2022/2023 a
preços de julho/2017. No presente processo considerou-se os valores estabelecidos para o ciclo
2021/2022 corrigidos pelo IPCA para preços de julho/2021.
19. A usina Canastra alterou a sua modalidade de operação para a condição de despacho
centralizado pelo ONS a partir de março de 2021, o que impacta no cálculo da GAGO&M. Por isso a SGT
recalculou4 o valor dessa parcela, apurando um financeiro positivo na cobertura concedida no ciclo
anterior entre os meses de março e junho de 2021 no valor de R$ 555.285,09 a preços de julho de 2021,
que deve ser considerado nessa oportunidade.
20. Nos processos de reajuste as parcelas de GAG Melhorias e de CAIMI são corrigidas pelo
IPCA acumulado em 12 meses, observando o limite mínimo de R$ 42.000,00 estabelecido no Submódulo
12.1 do PRORET para essa última parcela.
21. Por meio da REN nº 874, de 2020, foi aprovada a segunda versão do Submódulo 12.1 do
PRORET, para contemplar os efeitos da revisão do WACC da geração discutido na Consulta Pública nº
26/2020. Ato contínuo, a REN nº 882, de 2020, revisitou o Submódulo 12.1 do PRORET, com a atualização
dos fatores de anualização aplicados nos cálculos da parcela de GAG Melhorias e do valor do CAIMI em
R$/kW.
22. Como os efeitos da revisão do WACC da geração devem ser retroativos ao processo de
revisão da RAG de 2018, no processo de reajuste da RAG de 2020 foi aprovado um componente financeiro
a ser reconhecido até o ciclo 2022/2023, sendo a segunda parcela considerada neste processo a preços
de julho/2021.
23. Na Consulta Pública nº 21/2021 foi definido o tratamento para a parcela de GAG Melhorias
e para a parcela de indenização dos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados
e ainda não indenizados da usina Pery com efeitos retroativos ao seu processo de revisão da RAG de 2018.
O valor dessa parcela de indenização foi definido pelo MME por meio da Portaria nº 257, de 2017.
4 Por meio do Memorando nº 026/2021-SRG/ANEEL, de 05/07/2021, a SRG informou à SGT que a partir de março de 2021 a
usina Canastra passou a ter despacho centralizado pelo ONS.

24. Com isso, a cobertura econômica da RAG da usina Pery para o ciclo 2021/2022 considera
os valores de GAG Melhorias e da parcela anual referente à indenização aprovados na Consulta Pública
nº 21/2021, acrescido do financeiro, a preços de julho/2021, resultante dos ajustes apurados entre as
coberturas homologadas nos processos da RAG de 2018, 2019 e 2020 e os valores definidos com base no
resultado dessa consulta pública.
25. As usinas hidrelétricas Paranoá e Jaguari foram alocadas pelo MME no regime de cotas, na
condição de prestação temporária dos serviços de geração de energia elétrica, em 30/04/2020 e
21/05/2020, respectivamente, conforme Portarias nº 190 e nº 218, de 2020.
26. A Portaria nº 117/2013 do MME, que trata das condições para a prestação temporária dos
serviços de geração de energia elétrica, estabelece no § 3º do Art. 6º do seu Anexo que deve ser
respeitado o prazo de 12 meses para reajustar as parcelas de GAG. Por isso, no processo de reajuste da
RAG de 2020 os valores das parcelas de GAG, definidas nas portarias de designação do MME, não foram
reajustadas. Assim esses valores, ora fixados a preços de julho/2019, foram corrigidos pelo IPCA para
preços de julho/2021.
27. Para as usinas hidrelétricas com concessões licitadas nos Leilões nº 12/2015 e nº 01/2017,
as parcelas de GAG e de RBO, homologadas no processo anterior pela REH nº 2.746, de 2020, foram
corrigidos pelo IPCA para preços de julho/2021.
28. A cobertura dos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição
foram calculados com base nas tarifas e na Receita Anual Permitida (RAP) homologadas pela ANEEL,
considerando os sistemas acessados por cada usina hidrelétrica, conforme procedimentos estabelecidos
no Submódulo 12.2 do PRORET.
29. Nesse ponto, ressalto que o Despacho nº 1.218/2018 determinou a celebração de CUSD,
perfil carga, entre a EMAE e a ENEL SP referente às usinas elevatórias de Pedreira e Traição, integrantes
do Complexo Henry Borden. Com isso, foi definida a cobertura referente a esse CUSD na RAG do Complexo
Henry Borden para o ciclo 2021/2022, acrescido do ajuste entre a cobertura concedida para o ciclo
2020/2021 e os valores realizados com base nas faturas apresentadas pela EMAE por meio do documento
OF/P-1998/2021, de 25/06/2021.
30. Por meio do Despacho nº 1.898, de 29/06/2021, foi dado provimento ao pedido de
reconsideração da UHE São Simão Energia S.A. para que seja reconhecido o CUSD apresentado pela
concessionária a partir da vigência estabelecida nesse CUSD e que o financeiro deve ser reconhecido em
2 parcelas, sendo a primeira no presente processo.
31. Dado o volume de faturas e comprovantes a serem analisados e o tempo exíguo entre a
emissão do despacho e o encerramento da instrução deste processo, acompanho a proposição da SGT de
se considerar na primeira parcela a metade do valor apurado da demanda contratada com base nas tarifas
de aplicação das resoluções homologatórias da distribuidora acessada, Cemig Distribuição S.A., para que
a análise dos documentos seja concluída no processo subsequente da RAG com os devidos ajustes
aplicados na segunda parcela.

32. A SGT também recomendou um ajuste na cobertura dos encargos de uso do sistema de
distribuição que foi definida com base na Resolução Homologatória nº 2.707, de 25/06/2020, do ciclo
2020/2021, para os geradores que acessam à rede da Cemig Distribuição S.A., pois a Resolução
Homologatória nº 2.757, de 18/08/2020, homologou novo resultado do reajuste tarifário dessa
concessionária com novas tarifas que deveriam ser aplicadas às usinas cotistas a partir de 1º de julho de
2020. Entendo que esse é o melhor encaminhamento para equacionarmos a cobertura desses encargos.
33. A Parcela de Ajuste por Indisponibilidade Apurada ou Desempenho Apurado (AjI) é
considerada na RAG de cada usina, observando o período de carência para aplicação e as fórmulas de
cálculo definidas na REN nº 541, de 2013, para as usinas com e sem despacho centralizado pelo ONS.
Dessa forma, os parâmetros de indisponibilidade foram calculados pela SRG5 e seus impactos aplicados à
RAG conforme estabelecido nessa resolução normativa.
34. Após a apuração do resultado de cada usina hidrelétrica, foram aplicados os encargos
setoriais TFSEE e P&D.
35. A Lei 13.182, de 2015, entre outros aspectos, tratou da alocação de cotas de garantia física
de energia e de potência das usinas hidrelétricas da Chesf para consumidores finais não cotistas. Assim,
para o ciclo 2021/2022 não serão considerados 115,274 MWmédios da garantia física total da Chesf que
atualmente já são destinados aos consumidores alcançados pelo art. 22 da Lei 11.943, de 2009, cujos
contratos foram prorrogados mediante os termos da Lei 13.182, de 2015.
36. Referente à Carta nº 68/2021/DE/DMEE, entendo que o pleito deve ser analisado em
processo específico, pois o PIS/Cofins não entra no cálculo da RAG conforme estabelecido na Cláusula
Sexta do Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 48/1999-ANEEL e é aplicado na liquidação
financeira mensal das usinas cotistas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Além
disso, como informado pelo gerador, esse pleito já foi protocolado e encaminhado para a análise da SRM.
37. Por fim a CEEE Geração, responsável pela operação de 12 usinas no regime de cotas6,
destaca que está em andamento o processo de desestatização da empresa que culminará com assinatura
de novos contratos de concessão que mudará o regime das usinas atualmente cotistas para produção
independente de energia elétrica (PIE) previsto para ocorrer a partir de 1º de janeiro de 2022, conforme
Portaria nº 437/2020 do MME.
38. Diante disso, requereu que a segunda e a terceira parcelas do componente financeiro
aprovado no último reajuste da RAG, homologado pela REH nº 2.746/2020, decorrente dos efeitos da
revisão do WACC da geração aprovado pela REN nº 882/2020, e retroativas aos ciclos 2018/2019 e
2019/2020, sejam antecipadas para o ciclo 2021/2022 de forma a serem recebidas pela atual
concessionária CEEE Geração.
39. Trata-se de um ajuste financeiro de R$ 3.383.612,10, que corresponde a 0,04% da RAG total
homologada para o ciclo 2020/2021. Nesse ponto, a SGT avaliou que o atendimento ao pleito evita que
esse financeiro fique pendente de recebimento pelo atual concessionário após as alterações previstas de
regime, uma vez que se refere aos processos da RAG de 2018 e 2019. Assim, acompanho a recomendação
5 Nota Técnica 065/2021-SRG/ANEEL e Nota Técnica 066/2021-SRG/ANEEL.
6 Jacuí, Passo Real, Canastra, Bugres, Ernestina, Capigui, Guarita, Herval, Santa Rosa, Passo do Inferno, Forquilha e Ijuizinho.

da SGT de que esse financeiro e o financeiro da parcela de GAGO&M da usina Canastra sejam considerados
na RAG que as usinas da CEEE Geração receberão nas competências de julho a dezembro de 2021. De
todo modo, caso as alterações de regime se confirmem no decorrer do ciclo a RAG poderá ter o seu
pagamento suspenso.
II.3. Resultados
40. A Receita Anual de Geração para o ciclo 2021/2022 resultou em R$ 9.753.755.812,74, o
que representa um aumento de 7,61% em relação a receita homologada em 2020, cuja composição é
dada pelos itens destacados no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Composição da RAG do ciclo 2021/2022
AjI TFSEE+P&D+Ou
2% tros
2%
TRANSPORTE
22%
GAG O&M
11%
GAG (Prorrogadas,
GAG Melhorias
RBO temporárias e …
33% 16%
GAG
(licita… CAIMI 2%
Nota Técnica nº 156/2021-SGT/ANEEL.
41. Destaco que a parcela de RBO, destinada para as 33 usinas hidrelétricas licitadas nos Leilões
nº 12/2015 e nº 01/2017, representa aproximadamente 33% da RAG apurada para o ciclo 2021/2022. A
parcela de GAG desse grupo de usinas corresponde a 12% e a parcela de GAG do grupo de usinas
prorrogadas, na condição de prestação temporária e usina Três Irmãos atingiu 29% da receita, sendo que
na sua decomposição temos a participação de 11% de GAGO&M , de 16% de GAG Melhorias e de 2% do
CAIMI.
42. O custo com transporte representa 22% da RAG, sendo que está concentrado nos custos
com uso do sistema de transmissão e conexão à rede básica cuja participação na receita é de
aproximadamente 20%. Por fim, a parcela AjI alcançou 2% e a cobertura com os encargos setoriais TFSEE
e P&D, com os financeiros e a parcela de indenização de investimentos não depreciados e não
amortizados da usina Pery representam 2% da RAG.
43. Apresento na Tabela 1 a variação dos componentes da RAG entre os valores homologados
em julho/2020, pela REH nº 2.746, de 2020, e os valores para o ciclo 2021/2022 com as respectivas
contribuições no reajuste da RAG de 7,61%.
Tabela 1: Variação dos componentes e contribuição no reajuste da RAG

Contribuição

COMPONENTES DA RAG Variação Participação na Receita
no Reajuste

| GAG - Usinas Licitadas a partir de 2015 | 8,35% | 0,98% | 11,83% |
| --- | --- | --- | --- |
| Leilão n° 12/2015 | 8,35% | 0,64% | 7,73% |
| Leilão n° 01/2017 | 8,35% | 0,34% | 4,10% |
| RBO | 8,35% | 2,75% | 33,12% |
| Leilão n° 12/2015 | 8,35% | 1,80% | 21,67% |
| Leilão n° 01/2017 | 8,35% | 0,95% | 11,45% |
| GAG O&M | 7,27% | 0,83% | 11,40% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 7,23% | 0,82% | 11,27% |
| Prestação Temporária | 10,19% | 0,01% | 0,13% |
| GAG Melhorias | 8,00% | 1,28% | 16,02% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 7,99% | 1,27% | 15,90% |
| Prestação Temporária | 10,13% | 0,01% | 0,13% |
| CAIMI | 8,31% | 0,16% | 1,93% |
| Prorrogadas + usina Três Irmãos | 8,30% | 0,16% | 1,92% |
| Prestação Temporária | 10,19% | 0,00% | 0,01% |

Parcela de invest. em bens reversíveis não
- 0,18% 0,17%
amortizados, não depreciados

| ENCARGOS DE TRANSPORTE | 3,02% | 0,68% | 21,56% |
| --- | --- | --- | --- |
| ENCARGOS DE TRANSMISSÃO | 2,33% | 0,49% | 20,04% |
| ENCARGOS DE DISTRIBUIÇÃO | 13,08% | 0,19% | 1,52% |
| Ajuste por Indisponibilidade - AjI | 11,10% | 0,20% | 1,87% |
| TFSEE+P&D+Financeiros | 32,03% | 0,55% | 2,10% |
| RAG PARA O CICLO 2021/2022 | 7,61% | 100,00% |  |

Nota Técnica nº 156/2021-SGT/ANEEL.
44. Destaco aqui que o reajuste da RAG para o ciclo 2021/2022 é de 7,61%, totalizando R$ 9,7
bilhões. Contribui para esse resultado o reajuste das parcelas de GAG e RBO do grupo das usinas licitadas
a partir de 2015 pelo IPCA acumulado em 12 meses de 8,35% com contribuição no reajuste de 0,98% e
2,75% respectivamente. No caso do grupo das usinas prorrogadas, na condição de prestação temporária
e da usina Três Irmãos, a parcela de GAGO&M teve uma variação de 7,27%, abaixo da inflação acumulada
no ciclo anterior, devido, principalmente, ao estabelecimento de uma trajetória para essa parcela até o
ciclo 2022/2023.
45. A parcela de GAG Melhorias teve uma variação de 8,00% com um impacto no reajuste de
1,28%. Essa variação já considera o resultado da CP nº 21/2021 que definiu novo valor de GAG Melhorias
para a usina Pery. Outro resultado dessa consulta pública foi a fixação da parcela anual de indenização
referente aos investimentos em bens reversíveis não amortizados, não depreciados e ainda não
indenizados, o que contribuiu com 0,18% no reajuste da RAG. O CAIMI teve uma variação de 8,31% em
relação à RAG homologada em 2021 e uma participação no reajuste da RAG de 0,16%, cabendo destacar
que 8 geradores recebem o valor mínimo de R$ 42.000,00 definido no Submódulo 12.1 do PRORET.
46. A cobertura dos custos com transporte contribuiu com 0,68% na variação da RAG. Destacase que a cobertura dos custos de transmissão é responsável por 0,49% de aumento da RAG e a cobertura
dos custos com distribuição de 0,19%.

47. A parcela AjI teve uma variação de 11,10% e contribuiu com 0,20% do aumento da RAG. Já
as parcelas de encargos setoriais TFSEE e P&D e os componentes financeiros têm uma participação no
reajuste de 0,55%.
48. Por fim, tem-se a tarifa associada ao regime de cotas que é referência para a definição da
cobertura tarifária das concessionárias de distribuição detentoras de cotas da Lei nº 12.783, de 2013. Esta
tarifa é calculada pela soma da expectativa de CFURH e do valor da RAG, dividido pelo montante de
Garantia Física, em MWh, contratado em cotas. Ao valor obtido incluem-se os tributos PIS/Pasep e Cofins,
conforme o Submódulo 3.2 do PRORET, o que resultou em uma tarifa de R$ 122,65/MWh para o ciclo
2021/2022. Isso representa um reajuste de 6,9% da tarifa, sendo que a RAG teve um aumento de 7,61%
e a CFURH uma redução de 4,56%. Contribuiu para essa redução da CFURH o valor da TAR homologada
para 2021 que teve uma redução de R$79,62/MWh para R$ 76,00/MWh.
49. Assim, apresento na Tabela 2 um comparativo entre os valores homologados para o ciclo
2020/2021 e os resultados para o ciclo 2021/2022.
Tabela 2: Comparação entre os ciclos 2020/2021 e 2021/2022
Ciclo anterior 2020/2021 - REH nº
Cotas (Lei 12.783/2013) Novo ciclo 2021-2022
2.746/2020
1 - Usinas 71
71
2 - RAG (R$) 9.753.755.812,74
9.064.284.013,99
3 - CFURH (R$) 547.026.124,65
573.162.888,84
4 - RAG + CFURH (R$) 10.300.781.937,38
9.637.446.902,83
5 - Garantia Física (MWmed) 11.737,95
11.739,61

6 - Garantia Física (MWh) 92.555.101,01 92.542.013,57
7 - Tarifa (R$/MWh) sem tributos 104,13 111,31
8 - Tarifa (R$/MWh) com tributos 114,74 122,65
*Usina Macaco Branco está com a RAG suspensa em função da suspensão da operação comercial.
Nota Técnica nº 156/2021-SGT/ANEEL.
III. DIREITO
50. A presente análise foi realizada com observância (i) da Lei nº 9.427, de 1996, (ii) da Lei nº
12.783, de 2013, (iii) da Lei nº 13.182,de 2015, (iv) da Lei nº 13.360, de 2016, (v) da Portaria nº 117, de
2013, do MME, (vi) dos Submódulos 3.2, 5.5, 5.6, 12.1, 12.2 e 12.3 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária - PRORET, (vii) das Resoluções Normativas nº 541, de 2013, nº 818, de 2018, nº 856, de 2019, nº
874, de 2020, e nº 882, de 2020, e (viii) dos contratos de concessão das usinas hidrelétricas em regime de
cotas.

IV. DISPOSITIVO
51. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.002047/2021-36, voto por
APROVAR a Resolução Homologatória, na forma da minuta anexa, para homologar a Receita Anual de
Geração das usinas hidrelétricas em regime de cotas, nos termos da Lei nº 12.783, de 2013, com vigência
de 1º de julho de 2021 a 30 de junho de 2022.
Brasília, 20 de julho de 2021.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor