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 
                                                     
7 Associação Brasileira de Geradores de Energia – ABRAGE; Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG; Companhia Energética de 
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.