Estabelece os requisitos e procedimentos necessários à prorrogação das concessões de Uso do Bem Público, à modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos destinado a Serviço Público, ao mapeamento dos bens imóveis vinculados à concessões de usinas hidrelétricas, ao cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, à metodologia de cálculo do valor do pagamento pelo Uso de Bem Público e ao cálculo e recolhimento da Compensação Financeira pela utilização de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica e Royalties de Itaipu.
Situação: vigente
Data de publicação: 2022-07-19

## AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL 

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

Estabelece os requisitos e procedimentos necessários à prorrogação das concessões de Uso do Bem Público, à modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos destinado a Serviço Público, ao mapeamento dos bens imóveis vinculados à concessões de usinas hidrelétricas, ao cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, à metodologia de cálculo do valor do pagamento pelo Uso de Bem Público e ao cálculo e recolhimento da Compensação Financeira pela utilização de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica e Royalties de Itaipu. 

## Voto 

A DIRETORA-GERAL SUBSTITUTA DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, conforme a Portaria nº 139, de 18 de maio de 2022 no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto na Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, na Lei nº 8.001, de 13 de março de 1990, na Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, na Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995, na Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, na Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, na Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, no Decreto nº 3.739, de 31 de janeiro de 2001, no Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003, no Decreto nº 4.932, de 23 de dezembro de 2003, no Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, no Decreto nº 5.911, de 27 de setembro de 2006, no Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, no Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012, no Decreto nº 9.158, de 21 de setembro de 2017e o que consta no Processo n° 48500.006131/2021-29, resolve: 

## **CAPÍTULO I DO OBJETO** 

Art. 1º  Estabelecer os requisitos e procedimentos necessários à prorrogação das concessões de Uso do Bem Público, à modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos destinado a Serviço Público, ao mapeamento dos bens imóveis vinculados à concessões de usinas hidrelétricas, ao cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, à metodologia de cálculo do valor do pagamento pelo Uso de Bem Público e ao cálculo e recolhimento da Compensação 

Financeira pela utilização de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica e Royalties de Itaipu. 

## **CAPÍTULO II** 

## **DA MODIFICAÇÃO DO REGIME DE EXPLORAÇÃO DAS CONCESSÕES DE APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DESTINADA A SERVIÇO PÚBLICO** 

Art. 2º Este capítulo estabelece os requisitos e critérios para modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamentos hidrelétricos para geração de energia elétrica destinada a serviço público, nos termos dos §§ 3º, 4º e 5º, art. 20 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, com a redação dada pelas Leis nº 11.488, de 15 de junho de 2007 e nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009. 

Art. 3º A concessão de aproveitamento hidrelétrico para geração de energia elétrica destinada a serviço público com potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 50.000 kW poderá ter o regime de exploração modificado para produção independente caso cumpra ao menos um dos seguintes requisitos: 

I – seja resultante de separação das atividades de distribuição e de geração de que trata o art. 20 da Lei nº 10.848, de 2004; 

II – seja resultante de separação das atividades de distribuição e de geração promovida anteriormente ao comando legal mencionado no inciso anterior; 

III – tenha sido outorgada após 5 de outubro de 1988. 

Art. 4º A concessionária interessada deverá requerer, individualmente por aproveitamento hidrelétrico ou em conjunto, a modificação do regime de exploração das concessões de que é titular à Superintendência de Concessões e Autorizações de Geração - SCG da ANEEL, mediante o encaminhamento da seguinte documentação (original ou cópia autenticada na forma da Lei): 

I – Documentos comprobatórios de regularidade fiscal: 

a) Certidão negativa de débito da Previdência Social (CND) ou certidão positiva com efeitos de negativa da Previdência Social (CND/EN); 

b) Certificado de regularidade do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS); 

c) Certidão conjunta negativa de débitos relativos aos tributos federais e à dívida ativa da União ou certidão conjunta positiva com efeitos de negativa de débitos relativos aos tributos federais e à dívida ativa da União; 

d) Certidão negativa, ou certidão positiva com efeitos de negativa de regularidade fiscal para com a Fazenda Estadual/Distrital, inclusive quanto à dívida ativa; e 

e) Certidão de regularidade fiscal para com a Fazenda Municipal. 

II – Relatório técnico, quando for o caso, demonstrando que o aproveitamento hidrelétrico atende aos critérios para enquadramento na condição de pequena central hidrelétrica, estabelecidos em regulamentação específica. 

Parágrafo único. Adicionalmente à análise da regularidade fiscal, será também examinada a situação da concessionária quanto ao adimplemento em relação ao recolhimento ou pagamento dos encargos e obrigações setoriais. 

Art. 5º A modificação do regime de exploração da concessão obrigará a concessionária ao pagamento pelo uso de bem público, durante cinco anos, limitados ao prazo remanescente da concessão original, contados da assinatura do respectivo contrato de concessão de uso de bem público, cujo valor anual será calculado pela ANEEL da seguinte forma: 

VPA = VP*GF*VR*8760/100 

onde: 

VPA = valor do pagamento anual pelo uso de bem público; 

VP = valor percentual a ser aplicado sobre a receita anual estimada do aproveitamento hidrelétrico, igual a 2,5%; 

GF = garantia física do aproveitamento hidrelétrico, em MW médio, definida pelo poder concedente, e na ausência desta, o valor obtido do produto entre a potência instalada e o fator de capacidade igual a 0,55; 

VR = Valor Anual de Referência, em R$/MWh, em vigor na data de publicação do ato administrativo que aprovar a modificação do regime de exploração da concessão. 

§ 1º  A concessionária recolherá à União parcelas mensais equivalentes a 1/12 (um doze avos) do valor do pagamento anual, na forma indicada pela ANEEL. 

§ 2º  O valor do pagamento anual pelo uso de bem público calculado na forma estabelecida no caput será atualizado anualmente ou com a periodicidade que a legislação permitir, utilizando-se o Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, da Fundação Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística 

– IBGE ou, em caso de sua extinção, o índice que vier a ser definido pelo Poder Concedente para sucedêlo, de acordo com a seguinte fórmula: 

VPAk = VPA0 * (IPCA-Mk / IPCA-M0), 

onde, 

VPAk = valor do pagamento anual pelo uso de bem público para o ano k; 

VPA0 = valor do pagamento anual pelo uso de bem público calculado conforme descrito no _caput_ ; 

IPCA-Mk = valor do IPCA relativo ao mês anterior ao da data da atualização em processamento; 

IPCA-M0 = valor do IPCA relativo ao mês anterior ao da data de publicação do ato administrativo que aprovou a modificação do regime de exploração da concessão. 

Art. 6º Aplica-se o disposto nos §§ 1º a 8º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, bem como as regras de comercialização a que estão submetidas as fontes alternativas de energia, ao aproveitamento hidrelétrico que, tendo modificado o regime de exploração para produção independente, atenda aos critérios para enquadramento na condição de pequena central hidrelétrica definidos em regulamentação específica. 

Parágrafo único. A isenção de que trata o § 4º do art. 26 da Lei nº 9.427, de 1996, somente será concedida ao aproveitamento hidrelétrico que tenha iniciado sua operação comercial após 27 de maio de 1998. 

Art. 7º  Aplica-se o disposto no § 5º do art. 26 da Lei nº 9.427/96 ao aproveitamento hidrelétrico que, tendo modificado o regime de exploração para produção independente, não atenda aos critérios para enquadramento na condição de pequena central hidrelétrica definidos em regulamentação específica. 

Art. 8º  A concessionária que modificar o regime de exploração da concessão na forma desta Resolução ficará desobrigada de aplicar recursos no Programa de Pesquisa e Desenvolvimento do setor elétrico, nos termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, na parcela da receita relativa ao aproveitamento hidrelétrico que teve o regime de exploração modificado, caso este atenda aos critérios para enquadramento na condição de pequena central hidrelétrica, definidos em regulamentação específica. 

Art. 9º  A concessionária que houver celebrado, com agente de distribuição, contrato de compra e venda de energia elétrica na modalidade geração distribuída por chamada pública, contrato bilateral anterior à Lei nº 10.848, de 2004, ou Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado − CCEAR em que é possível identificar o empreendimento que confere lastro ao agente vendedor, terá a modificação do regime de exploração condicionada à celebração de termo aditivo contratual de forma a prever a aplicação de desconto na fatura de energia equivalente ao desconto obtido na TUSDg, enquanto vigorar o contrato. 

Art. 10.  Para os contratos mencionados no art. 9º que permitem a alteração das condições contratuais em função de desequilíbrio econômico e financeiro decorrente da Política Energética Nacional, as partes deverão submeter à homologação da ANEEL proposta de alteração do preço da energia, de forma a refletir na modicidade tarifária todos os efeitos econômicos decorrentes da alteração do regime de exploração da concessão. 

Art. 11.  Os termos aditivos contratuais resultantes das alterações a que aludem os arts. 9º e 10 deverão, conforme o caso, ser homologados ou registrados pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 783, de 26 de setembro de 2017, ou regulamentação superveniente. 

Art. 12.  A modificação do regime de exploração da concessão requererá os ajustes no respectivo ato de outorga, conforme estabelecido na legislação de regência. 

Art. 13.  O disposto neste Capítulo aplica-se, inclusive, aos requerimentos de modificação do regime de exploração formulados com base nos §§ 3º e 4º do art. 20 da Lei nº 10.848, de 2004, e ainda em tramitação na ANEEL e/ou MME, devendo as respectivas concessionárias complementar e/ou atualizar, se for o caso, a documentação referida nos incisos I e II do art. 4º deste regulamento. 

## **CAPÍTULO III DOS PROCEDIMENTOS O MAPEAMENTO DOS BENS IMÓVEIS E DAS ÁREAS VINCULADOS À CONCESSÃO DE USINAS HIDRELÉTRICAS** 

Art. 14.  Este capítulo estabelece os procedimentos para o mapeamento dos bens imóveis e das áreas vinculados à concessão de usinas hidrelétricas. 

§ 1º  Para efeito desta resolução, consideram-se bens imóveis vinculados à concessão as estruturas civis que caracterizam o aproveitamento hidrelétrico, tais como barramento/vertedouro, tomada d’água, circuito de adução, casa de força, canal de fuga e subestação. 

§ 2º  Para efeito desta resolução, consideram-se áreas vinculadas à concessão as áreas não necessariamente pertencentes à concessão, mas de interesse à gestão do aproveitamento hidrelétrico, tal como área de proteção permanente que exceda os limites físicos da concessão. 

Art. 15.  Os levantamentos para a caracterização dos bens imóveis e das áreas vinculados à concessão devem ser realizados em conformidade com as instruções constantes do ANEXO I. 

Parágrafo único. A concessionária deverá manter arquivado, disponível a qualquer tempo para consulta da ANEEL, todos os relatórios técnicos, documentos, dados e estudos que comprovem que os levantamentos foram realizados como requerido e estão em conformidade com as normas técnicas específicas. 

Art. 16.  A concessionária deverá produzir arquivos vetoriais georreferenciados do polígono definidor da área de concessão, abrangendo o reservatório e as principais estruturas, contendo os valores das coordenadas plano-retangulares E (Este) e N (Norte) dos vértices dos polígonos na projeção Universal Transversa de Mercator – UTM, em relação ao Meridiano de Referência – MR, adotado, azimutes e distâncias entre vértices. 

Parágrafo único. Deverão ser produzidos arquivos vetoriais georreferenciados individualizados para canteiro de obras/área industrial; barramento/vertedouro; circuito de adução e tomada d’água; casa de força e canal de fuga; subestação; áreas cedidas para terceiros; área do reservatório, nos níveis máximo normal e máximo maximorum; área de proteção permanente; e área declarada de utilidade pública. 

Art. 17.  As concessionárias deverão encaminhar à ANEEL as informações constantes do ANEXO II em até doze meses contados da entrada em operação comercial da primeira unidade geradora. 

Parágrafo único. As concessionárias deverão atualizar os arquivos e encaminhá-los à ANEEL sempre que houver qualquer alteração na área de concessão, inclusive por ampliação, aquisição de novos terrenos, desvinculação ou cessão de uso anuída pela ANEEL. 

Art. 18.  A ANEEL poderá solicitar outros dados e informações necessários à complementação daqueles já exigidos. 

## **CAPÍTULO IV DO PAGAMENTO PELO USO DE BEM PÚBLICO** 

Art. 19.  Este capítulo estabelece a metodologia para cálculo do valor do pagamento pelo Uso de Bem Público – UBP, para prorrogação da outorga dos aproveitamentos hidrelétricos alcançados pelo art. 2º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, nos termos do art. 2º do Decreto nº 9.158, de 21 de setembro de 2017. 

Art. 20.  Para a prorrogação das outorgas de concessão ou autorização de que trata o art. 20, o valor anual do UBP, em reais, será calculado pela ANEEL, de acordo com a seguinte fórmula: 

Sendo: 

𝑅𝑅𝑒𝑓 = 𝑃𝑅𝑒𝑓 × 0,9 𝐺𝐹 × 8760 

𝐶𝑅𝑒𝑓 = 𝐺𝐴𝐺𝑂 & 𝑀 + 𝐺𝐴𝐺𝑀𝑒𝑙ℎ𝑜𝑟𝑖𝑎 + 𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜 𝐺𝐴𝐺𝑂 & 𝑀 = ( 𝑒[12,55118] × 𝑃𝑜𝑡[0,74118] × 𝐹𝐶[0,36419] ) × 1,15 𝐺𝐴𝐺𝑀𝑒𝑙ℎ𝑜𝑟𝑖𝑎 = ( 𝑒[12,55118] × 𝑃𝑜𝑡[0,74118] × 𝐹𝐶[0,36419] ) × 2,021 

𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜 = 𝐸𝑛𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑈𝑠𝑜 𝑒 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑛𝑒𝑥 ã 𝑜 + 𝑇𝐹𝑆𝐸𝐸 

Onde: 

_UBP_ – Uso do Bem Público, em R$/ano; 

_RRef_ – Receita de Referência, em R$/ano; 

_CRef_ – Custo Total de Referência, em R$/ano; 

_PLD_min_ – Limite mínimo do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD estabelecido pela ANEEL, em R$/MWh; 

_GF_ – Garantia física do aproveitamento hidrelétrico definida pelo Poder Concedente, em MW médios; 

_VPA0_ – Valor-base do pagamento anual pelo UBP, em R$/ano; 

_Pop_ – Prazo da outorga prorrogada (30 anos), em anos; 

_Pro_ – Prazo remanescente da outorga, em anos; 

_PRef_ – Preço de Referência da energia não contratada no ACR, em R$/MWh; 

_GAGO&M_ – Custo de Referência da Gestão dos Ativos de Geração, em R$/ano; 

_GAGMelhoria_ – Custo de Referência dos investimentos em Melhorias a serem executadas ao longo da prorrogação, em R$/ano; 

_Encargo_ – Encargos de Uso e de Conexão dos sistemas de Distribuição ou de Transmissão e Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE, em R$/ano; 

_Pot_ – Potência Instalada, em MW; e 

_FC_ – Fator de Capacidade. 

§ 1º  O Preço de Referência da energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR (PRef) corresponderá ao valor disposto no inciso VI do art. 1º da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE nº 12, de 12 de maio de 2017. 

§ 2º   As equações relativas ao GAGO&M e ao GAGMelhoria estão referenciadas a julho de 2011. 

§ 3º  Os valores de que tratam os §§1º e 2º serão atualizados com base na variação do Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, até o mês anterior ao cálculo do valor anual do UBP. 

§ 4º  Para empreendimentos sem Contrato de Uso ao Sistema de Distribuição ou Transmissão celebrado, o Encargo de Uso será estimado: 

I. com base na tarifa de aplicação da barra mais próxima geograficamente, no caso da presença de ativos em tensão acima ou igual à 230 kV; ou 

II.com base na tarifa de aplicação do respectivo subgrupo tarifário da distribuidora que atende o município onde encontra-se o empreendimento no caso da presença de ativos em tensão igual ou inferior a 138 kV; e 

III.com base na potência instalada constante da outorga do aproveitamento hidrelétrico. 

§ 5º  Caso o aproveitamento hidrelétrico não disponha de Garantia Física definida pelo Poder Concedente, será considerado o valor obtido do produto entre a potência instalada e o fator de capacidade igual a 0,55. 

Art. 21.  O valor anual do UBP a ser pago à União deverá ser atualizado pela ANEEL para database de início de pagamento e, posteriormente, a cada doze meses. 

Parágrafo único.  A atualização de que trata o caput deverá ser realizada por meio da aplicação da variação do IPCA, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, de acordo com a seguinte fórmula: 

Onde: 

VPAk = Valor do pagamento anual pelo UBP para o ano k; 

VPA0 = Valor do pagamento anual pelo UBP calculado conforme o art. 2º desta Resolução; IPCAk = Valor do IPCA relativo ao mês anterior à data da atualização em processamento; e IPCA0 = Valor do IPCA relativo ao mês anterior à data da publicação do ato administrativo que informar ao titular da outorga o valor do UBP aplicável ao caso. 

## **CAPÍTULO V** 

## **DA COMPENSAÇÃO FINANCEIRA PELA UTILIZAÇÃO DE RECURSOS HÍDRICOS** 

## **Seção I** 

## **Do recolhimento da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos** 

Art. 22.  Os concessionários e autorizados para a produção de energia hidrelétrica deverão pagar, nos termos da legislação em vigor e desta Resolução, mensalmente, os valores relativos à Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos, calculados com base na geração mensal de suas centrais hidrelétricas, observados os casos de isenção estabelecidos em lei. 

§ 1º  O valor da compensação financeira, para cada central hidrelétrica, será calculado mensalmente de acordo com a seguinte fórmula: 

CF = GH x TAR x PERC 

onde: 

CF - é o valor da compensação financeira, em um determinado mês, a ser pago por uma central hidrelétrica considerada; 

GH - é a energia gerada por uma central hidrelétrica em um determinado mês; 

TAR - é o valor da Tarifa Atualizada de Referência no mês determinado; 

PERC – percentual correspondente à Compensação Financeira, estabelecido em lei. 

§ 2º  Os concessionários e autorizados deverão realizar os respectivos cálculos da compensação devida, informando à ANEEL, até o dia 20 do mês subsequente ao da geração, os montantes de energia gerada e os valores a serem recolhidos, individualizados por central geradora. 

Art. 23.  O recolhimento do valor da Compensação Financeira, calculado na forma do artigo anterior, deverá ser efetuado pelos concessionários e autorizados no Banco do Brasil S.A., até cinquenta dias subsequentes ao mês da geração, observando as orientações emitidas pela ANEEL. 

Parágrafo único. Os créditos de que tratam esta Resolução não pagos na data dos respectivos vencimentos serão acrescidos de juros e multa de mora, calculados nos termos e na forma da legislação aplicável aos tributos federais. 

## **Seção II** 

## **Do rateio da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos** 

Art. 24.  A distribuição mensal da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos, para fins de Geração de Energia Elétrica, devida pelas centrais hidrelétricas em operação comercial, e dos Royalties devidos pela Itaipu Binacional ao Governo Brasileiro, estabelecidos pelo 

Tratado de Itaipu, aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios beneficiários, terá o rateio da parcela correspondente aos municípios e da parcela correspondente aos estados e ao Distrito Federal regido pelas disposições desta Seção. 

## **Subseção I** 

## **Do repasse por regularização a montante** 

Art. 25.  Nas centrais hidrelétricas beneficiadas por reservatórios regularizadores de montante o acréscimo de energia por eles propiciado será considerado como geração associada, sendo repassada parte da compensação financeira devida por elas aos estados e municípios atingidos por estes reservatórios, na proporção do acréscimo de energia. 

§ 1º  Existindo mais de um reservatório regularizador a montante, o percentual de repasse referido neste artigo será rateado entre todos eles, inclusive o próprio, na proporção dos respectivos volumes úteis de armazenamento; 

§ 2º  Os reservatórios ligados por canais ou túneis, operados com níveis praticamente iguais, serão considerados, para fins de regularização, como reservatório único; 

§ 3º  As casas de máquinas de centrais hidrelétricas ligadas a um mesmo reservatório, considerando inclusive o disposto no parágrafo anterior, terão seus acréscimos de energia oriundos de reservatórios regularizadores a montante calculados com base nas capacidades de vazão turbinada de cada uma. 

## **Subseção II** 

## **Do cálculo do acréscimo de energia por regularização a montante** 

Art. 26.  O acréscimo de energia elétrica, relativo aos reservatórios de montante, será obtido por meio de simulações energéticas, considerando a diferença entre o valor da energia produzida pela central hidrelétrica operando a fio d’água, sem regularização a montante, e o valor obtido com a regularização proporcionada pelos reservatórios, utilizando-se séries hidrológicas de vazões naturais. 

§ 1º  O ganho médio de energia elétrica abrangerá todo o período das séries hidrológicas utilizadas, sendo as simulações processadas em base mensal. 

§ 2º  As simulações energéticas utilizarão o método de Conti-Varlet, cujo objetivo é reduzir o desvio médio quadrático da vazão a jusante de um reservatório, mantendo-a a mais próxima possível do valor médio. 

§ 3º  A energia mensal gerada será o produto da vazão média mensal pela queda bruta e pelo rendimento, respeitada a limitação de potência instalada. 

§ 4º  A queda bruta considerará o nível de montante do reservatório e sua respectiva curva cota-volume e o nível de jusante. 

§ 5º  A energia mensal gerada pelo conjunto de centrais de uma mesma cascata estará limitada ao valor que maximiza o acréscimo de energia elétrica citada no caput deste artigo. 

§ 6º  Caso o limite do parágrafo anterior seja superado as energias geradas pelas centrais da cascata deverão ser reduzidas proporcionalmente à parcela de geração de cada central. 

## **Subseção III Da repartição entre os municípios, estados e o distrito federal** 

Art. 27.  O rateio da Compensação Financeira associada a cada reservatório, incluindo os repasses por regularização de montante, quando for o caso, será feito na proporção das áreas inundadas de cada município, considerando os casos específicos de instalações associadas a casas de máquinas dissociadas dos respectivos reservatórios e de bombeamentos de água para fins energéticos. 

Parágrafo único. No caso de central que tenha reservatório dissociado da casa de máquinas ou que se beneficie de bombeamento de água, estando as instalações elevatórias em município distinto daqueles onde se situa o seu reservatório, será adotado o seguinte critério para fixação da proporcionalidade de rateio entre os municípios envolvidos: 

I - para o município onde se localiza a casa de máquinas ou as instalações elevatórias de água será atribuída uma fração de numerador unitário e denominador igual ao número de municípios envolvidos pela central hidrelétrica; 

II - aos municípios inundados pelo reservatório da central será dedicado o complemento da fração citada no inciso anterior, na proporção de suas áreas inundadas. 

Art. 28.  Aos estados e ao Distrito Federal corresponderão valores equivalentes às somas dos recursos dedicados aos seus municípios. 

Art. 29.  A ANEEL publicará os coeficientes de repasse por regularização a montante por central hidrelétrica, para fins do cálculo do rateio da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos e dos Royalties pagos pela Itaipu Binacional, providenciando os respectivos ajustes sempre que houver a implantação de novas centrais ou reservatórios ou, ainda, mudança de outros parâmetros que sejam significativos. 

## CAPÍTULO VI 

DO CÁLCULO DA PARCELA DOS INVESTIMENTOS VINCULADOS A BENS REVERSÍVEIS 

Art. 30.  Este capítulo estabelece, nos termos do art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012, critérios e procedimentos para cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis de aproveitamentos hidrelétricos, ainda não amortizados ou não depreciados, cujas concessões foram prorrogadas ou não, nos termos do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013. 

Art. 31  O valor da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, alcançados por este Capítulo, será calculado com base no Valor Novo de Reposição – VNR e considerará a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação até 31 de dezembro de 2012, em conformidade com os critérios do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico − MCSE. 

§ 1º  A forma de pagamento da parcela dos investimentos referidos no caput, indenização ou reconhecimento na base tarifária, será definida pelo Poder Concedente, nos termos do §1º do art. 2º do Decreto nº 7.850, de 30 de novembro de 2012. 

§ 2º  Nos casos em que o Poder Concedente decidir pelo reconhecimento dos investimentos na base tarifária, a incorporação ocorrerá nos processos tarifários subsequentes. 

§ 3º  Para as concessões que não foram prorrogadas nos termos da Lei, ou que o início de vigência da prorrogação ocorreu após janeiro de 2013, será considerada a depreciação e a amortização acumuladas a partir da data de entrada em operação da instalação até o termo final da concessão. 

Art. 32.  Os bens reversíveis de que trata este Capítulo são aqueles utilizados, exclusiva e permanentemente, para produção de energia elétrica, cujos investimentos prudentes foram realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido. 

§ 1º  Constituem bens reversíveis o conjunto de itens de infraestrutura comuns à usina, tais como, reservatórios, barragens tomada d’água, condutos, canais, vertedouros, comportas, casa de comando, além dos equipamentos de geração, como turbinas, geradores, transformadores, serviços auxiliares e relacionados ao sistema de transmissão de interesse restrito. 

§ 2º  Não constituem bens reversíveis, exemplificativamente, os bens administrativos, tais como móveis, utensílios, veículos, terrenos, edificações, urbanização e benfeitorias. 

§ 3º  Não serão reconhecidos os investimentos constituídos com recursos de Obrigações Especiais, nos termos do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, tais como doações ou aqueles decorrentes de alterações na configuração do sistema elétrico que tenham sido autorizados pela ANEEL nos termos da Resolução Normativa nº 697, de 16 de dezembro de 2015. 

Art. 33.  As concessionárias alcançadas por este Capítulo deverão manifestar interesse no recebimento do valor complementar relativo à parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, e não indenizados. 

§ 1º  As concessionárias que não se manifestaram até 1º de agosto de 2021, deverão fazê-lo em até 30 dias da assinatura dos termos aditivos para as prorrogações que venham a ocorrer no futuro ou do final da vigência da concessão que vier a ser relicitada. 

§ 2º  Os investimentos realizados até a entrada em operação da última unidade geradora do empreendimento deverão ser comprovados mediante a apresentação do: 

I– extrato do Projeto Executivo ou “como construído”, contendo as informações de materiais, equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos, serviços e os desenhos, com abrangência equivalente ao de Projeto Básico; 

II– relatório apresentando as diferenças entre o Projeto Básico fornecido nos termos do art.10 do Decreto nº 7.805, de 14 de setembro de 2012, e o Projeto Executivo ou “como construído”; e 

III – quantitativos itemizados no modelo do Orçamento Padrão Eletrobrás – OPE referente ao Projeto Executivo ou “como construído”. 

§ 4º  Os investimentos em bens reversíveis realizados e contabilizados após a entrada em operação da última unidade geradora do empreendimento deverão ser comprovados mediante relatório de avaliação a ser elaborado conforme modelo do Anexo III, nos termos do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, e do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE.) 

§ 5º  Serão consideradas somente as informações protocoladas na ANEEL até as datas de que tratam o caput e o § 1º, excetuadas aquelas eventualmente requeridas pela ANEEL. 

§ 6º  A apresentação da documentação relacionada nos incisos deste artigo não isenta a concessionária de ações de fiscalização da ANEEL. 

§ 7º  A concessionária deverá contratar uma empresa credenciada junto à ANEEL para elaboração do relatório de avaliação de que trata o §3º. 

§ 8º  A concessionária responde solidariamente, na esfera administrativa ou judicial, por qualquer erro ou dano decorrente das informações fornecidas, inclusive no banco de preços. 

§ 9º  Para fins de fiscalização, a ANEEL poderá solicitar laudos, perícias e documentação complementar não especificadas neste regulamento. 

Art. 34.  Para o cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados de que trata o §2º do art. 33, será utilizada a mesma base de referência de custos unitários prevista no § 1º do art. 10 do Decreto nº 7.805, de 2012. 

Art. 35.  A valoração de bens reversíveis de que trata o §3º do art. 33 será realizada prioritariamente a partir de banco de preços referenciais, seguido pelo banco de preços da concessionária ou, em última hipótese, do custo contábil fiscalizado. 

§ 1º  Na hipótese de avaliação pelo banco de preços da concessionária, este será formado a partir de informações de todas as compras efetivamente realizadas pela concessionária nos últimos 5 (cinco) anos, podendo retroagir até a data da última aquisição nos casos em que não houver referência no período.) 

§ 2º  O custo contábil fiscalizado atualizado somente deverá ser utilizado na impossibilidade do emprego de banco de preços referenciais ou do banco de preços da concessionária. 

§ 3º  Na hipótese de avaliação pelo valor contábil atualizado, a concessionária, juntamentecom a empresa credenciada contratada, deverá apresentar, para prévia aprovação da fiscalização da ANEEL, relatório com a relação desses bens e as devidas justificativas. 

§ 4º  Durante o processo de fiscalização, caso fique comprovado que a concessionária dispunha de meios que permitiriam a avaliação pelo VNR, poderá a ANEEL determinar a apresentação de novo relatório de avaliação. 

§ 5º  Os valores resultantes do processo de avaliação poderão sofrer ajustes pela fiscalização da ANEEL, que poderá utilizar-se da comparação de ativos, cujas especificações sejam equivalentes, entre concessionárias para definir novos valores das instalações vinculadas a bens reversíveis, assegurado o direito ao contraditório e ampla defesa. 

Art. 36.  As concessionárias alcançadas por este Capítulo deverão comprovar a realização dos respectivos investimentos vinculados a bens reversíveis de que trata o art. 32 desta Resolução em até 365 dias, contados de 19 de agosto de 2021, podendo ser prorrogado por igual período, a critério da ANEEL. 

§ 1º  Somente serão consideradas as informações protocoladas até a data definida no caput, excetuadas aquelas eventualmente requeridas pela ANEEL. 

§ 2º  Para fins de fiscalização, a ANEEL poderá solicitar laudos, perícias e documentação complementar não especificados neste regulamento. 

§ 3º  Os custos comprovadamente realizados para a contratação de inventário e de outros levantamentos requeridos pela ANEEL serão avaliados e considerados no reajuste tarifário subsequente. 

§ 4º  A apresentação da referida documentação não isenta a concessionária de ações de fiscalização da ANEEL. 

## CAPÍTULO VII 

## DAS DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS 

Art. 37.  Os Anexos desta resolução encontram-se disponíveis no endereço – SGAN – Quadra 603- Módulo I – Brasília-DF, bem como no endereço eletrônico biblioteca.aneel.gov.br. 

Art. 38.  Ficam revogadas as Resoluções Normativas nº 548, de 7 de maio de 2013; nº 615, de 17 de junho de 2014; nº 808, de 6 de março de 2018; nº 262, de 17 de abril de 2007; nº 467, de 6 de dezembro de 2011; nº 501, de 24 de julho de 2012; nº 859, de 22 de outubro de 2019; nº 596, de 19 de dezembro de 2013, nº 942, de 13 de julho de 2021, e as Resoluções nº 67, de 22 de fevereiro de 2001 e nº 88 de 22 de março de 2001. 

Art. 39.  Esta Resolução entra em vigor em 1º de agosto de 2022. 

## CAMILA FIGUEREIDO BONFIM LOPES 

Este texto não substitui o publicado no D.O. de 28.07.2022, seção 1, p. 91, v. 160, n. 142 e o retificado no D.O. de 15.08.2022. 

## **ANEXO I** 

## DA ESPECIFICAÇÃO PARA LEVANTAMENTO PLANIMÉTRICO CADASTRAL DE ÁREAS DE CONCESSÃO DE HIDRELÉTRICAS 

1. Serão aceitos os levantamentos planimétricos realizados a partir das seguintes modalidades: 

a. Levantamento a partir de imagens de satélite ortorretificadas com resolução espacial de até 1m, com escala de interpretação mínima[1] de 1:10.000. 

b. Restituição/interpretação a partir de pares estereoscópicos de imagem de satélite. As imagens deverão ter resolução espacial de até 1m, com restituição mínima na escala 1:10.000; 

c. Levantamento a partir de fotografias aéreas em escala não inferior 1:30.000 (escala de foto) ou resolução espacial de até 1m (fotos digitais), restituição mínima na escala 1:10.000; 

d. Perfilamento a Laser com densidade de pontos e altura de voo compatível com a restituição mínima na escala 1:10.000; 

- e. Levantamento Topográfico Planimétrico Cadastral na Escala mínima de 1:10.000; 

- f. Restituição/interpretação a partir de imagens de radar, em escala mínima de 1:10.000. 

2. Poderá ser utilizada outra metodologia que resulte em produtos com precisão equivalente, desde que devidamente justificado, apresentando todos os elementos que comprovem a adequação do produto ao requerido no regulamento. 

3. Em qualquer uma das modalidades de levantamento, o reservatório deverá estar implantado e deverá estar representado em seu nível máximo normal na base cartográfica gerada. 

4. Poderão ser utilizadas imagens de acervo. 

5.  Para o levantamento do contorno do reservatório no Nível Máximo Maximorum, poderão ser utilizados dados de projeto, desde que haja compatibilidade física com os demais níveis e estruturas que caracterizam o empreendimento e o relevo local. 

> 1 Escala Mínima se refere ao menor nível de detalhamento aceito, por exemplo, a escala 1:20.000, menos detalhada, não é compatível. 

6. Os produtos deverão atender minimamente às especificações necessárias ao PEC – Padrão de Exatidão Cartográfica Classe B para a escala 1:10.000, no que se refere à planimetria. 

7. Os levantamentos de campo deverão ter como Sistema cartográfico o Sistema de Referência Geocêntrico para as Américas – SIRGAS 2000, amarrado aos vértices SAT e RBMC, devendo o material produzido ser apresentado neste referencial. Até 2014 poderá ser utilizado o Sistema Geodésico Sulamericano de 1969 (SAD-69). 

8. Os levantamentos devem ser executados segundo a legislação e as normas cartográficas vigentes e as recomendações para levantamento relativo estático do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE. 

## **ANEXO II** 

## DA RELAÇÃO DOS PRODUTOS A SEREM ENTREGUES À ANEEL 

1. Deverão ser entregues à ANEEL documentos cartográficos em meio digital georreferenciados nos formatos Esri Shapefile – SHP, ou Geography Markup Language – GML, apresentando as seguintes camadas/arquivos de informações e seus atributos: 

|Item|Nomenclatura|Especificação|Atributos|
|---|---|---|---|
|Reservatório no nível<br>Máximo<br>Operacional/Normal|RES_NOR|Polígono do reservatório nacota<br>Máximo Operacional/Normal|<br>COTA, NOME,<br>AREA_HA|
|Reservatório no nível<br>Máximo Maximorum|RES_MMAX|Polígono do reservatório nacota<br>Máximo Maximorum|COTA, NOME,<br>AREA_HA|
|Área Declarada de Utilidade<br>Pública|DUP|Polígono   da Área   Declarada de<br>Utilidade Pública|NOME,<br>AREA_HA|
|Canteiro de Obras e/ou Área<br>Industrial|CO|Polígono da construção|NOME,<br>AREA_HA|
|Barramento|BARR|Polígono da construção|NOME,<br>AREA_HA|
|Casa de Força|CF|Polígono da construção|NOME,<br>AREA_HA|
|Subestação|SUB|Polígono da construção|NOME,<br>AREA_HA|
|Área de Proteção<br>Permanente|APP|Polígono da Área de Preservação<br>Permanente|NOME,<br>AREA_HA|
|Área de Cessão de uso para<br>terceiros|AC3|Polígono da Área cedida|NOME,<br>AREA_HA|
|Outras Estruturas e Áreas<br>Associadas à Geração|OEAAG|Polígono da construção|NOME,<br>AREA_HA|
|Área Total de Concessão|AC_TOTAL|Polígonos fechados e individualizados<br>representando a envoltória da área de<br>concessão|<br> <br>NOME,<br>AREA_ HA|

## 1.1.Definições dos Atributos: 

a.COTA: Valor numérico em metros com no mínimo 2 (duas) casas decimais; b.NOME: Texto com denominação da construção ou área identificada; e c.AREA_HA: Valor numérico da área em hectares com no mínimo 6 casas decimais. 

1.2.Para o formato SHAPEFILE/GML as camadas que têm características semelhantes (Ex: Estruturas: CO, CF e SUB) e mesmo tipo de feição (linha ou polígono) podem ser colocadas em um único arquivo, porém 

deve ser acrescentado o Atributo CAMADA diferenciando cada tipo de informação com o código de camada listado anteriormente. 

1.3.Os produtos deverão utilizar o sistema de coordenadas plano-retangulares na projeção UTM e deverão ser informados o fuso/meridiano central, Datum e o hemisfério de referência. 

1.4.Nas ocasiões em que as áreas extrapolarem um fuso UTM, deverão ser entregues arquivos referentes a cada fuso. 

1.5.Para o cálculo de áreas, utilizar uma projeção equivalente, que represente a grandeza com maior fidedignidade. 

- 1.6.Em qualquer caso também poderão ser utilizadas coordenadas geodésicas (latitude/longitude). 

1.7.Nos dados relacionados ao levantamento planimétrico, a aquisição e produção de imagens e sua respectiva base de dados deverão ser apresentadas de maneira organizada e contextualizada, contemplando as seguintes informações (Metadados): 

|Serviços/Produtos|Metadados|
|---|---|
|Imageamento|Sensores Aerotransportados ou Orbitais|
||Tipo de sensor(óptico, radar)|
||Histórico/Contextualização/Motivação da<br>Escolha|
||Descrição|
||Especificações técnicas|
||Resolução|
||Compatibilidade de escala|
||Data, e demais informaçõespertinentes|
|Serviços de Campo (Medições, Levantamentos,<br>Reambulação)|Histórico/Contextualização/Disponibilidade|
||Trabalhos realizados|
|Fotogrametria e Perfilamento a Laser|Histórico/Contextualização/Disponibilidade|
||Restituição Digital|
||Ortorretificação|
||Trabalhos realizados|
|Tratamento de Dados Espaciais|Histórico/Contextualização/Motivação da<br>Escolha|
||Descrição|
||Especificações técnicas|
||Resolução|

Compatibilidade de escala Data, e demais informações pertinentes Fonte da informação Acurácia de mapeamento Processamentos adotados Procedimentos de verificação de acurácia Consistência dos produtos finais 

2. Deverá ser entregue à ANEEL declaração assinada pelo representante legal da concessionária de que o levantamento planialtimétrico apresentado foi realizado segundo a legislação e as normas cartográficas vigentes, conforme modelo abaixo: 

## **DECLARAÇÃO** 

A(s) empresa(s) .......[nome da empresa ou das empresas reunidas em consórcio] ............................, inscrita(s) sob o(s) CNPJ/MF n. ............................., sediada(s) no endereço ....................................................., por meio de seu(s) representante(s) legal(is), Sr.(a.)... .[nome completo do(a) representante legal].............., ......(nacionalidade)............, inscrito(a) no CPF sob o n. ................, declara(m), que o levantamento planimétrico apresentado à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, bem como os documentos comprobatórios da regularidade das informações prestadas, foi realizado conforme estabelecido na Resolução Normativa nº /2022, que estabelece os procedimentos para o mapeamento das áreas de concessão de usinas hidrelétricas, respeitando a legislação e as normas cartográficas vigentes e que estão arquivados junto a esta Concessionária e, disponíveis à ANEEL, para efeito de garantia jurídica destes dados. Estou ciente de que declarações falsas ou inexatas caracterizam crime de falsidade ideológica (art. 1.299 do Código Penal). 

______(cidade)_____ , __(dia)___ de ____(mês)____ de __(ano)__. 

___________ (Representante Legal)_____________ NOME COMPLETO EM CAIXA ALTA CARGO 

## ANEXO III 

Dispõe sobre a metodologia e os critérios gerais para cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, de aproveitamentos hidrelétricos, conforme estabelecido no art. 6º desta Resolução. 

## METODOLOGIA PARA DETERMINAÇÃO 

## 1. DIRETRIZES GERAIS 

1. Os grupos de contas de ativos relacionados na Tabela 1, conforme o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE, são objeto de avaliação, com vistas à composição da base de ativos vinculados ao serviço público de geração de energia elétrica, nos termos do Art. 3º, passível de ser indenizada ou incorporada à base tarifária. 

Tabela 1: Relação de grupos de contas de ativos 

|Código|Título|
|---|---|
|1232.1.01.01|Terrenos – Geração|
|1232.1.01.02|Reservatórios,barragens e adutoras – Geração|
|1232.1.01.03|Edificações,Obras Civis e Benfeitorias – Geração|
|1232.1.01.04|Máquinas e Equipamentos – Geração|
|1232.1.04.01|Terrenos – Sistema de Transmissão Associado|
|1232.1.04.03|Edificações, Obras Civis e Benfeitorias – Sistema de<br>Transmissão Associado|
|1232.1.04.04|Máquinas e Equipamentos – Sistema de<br>Transmissão Associado|

Nota: conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE 

## 1.1. ATUALIZAÇÃO DE VALORES 

2. Para atualização dos valores apurados na avaliação deve ser utilizado o Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, apurado pelo IBGE. 

## 2. METODOLOGIA DE AVALIAÇÃO 

## 2.1. LEVANTAMENTO E DESCRIÇÃO DOS BENS E INSTALAÇÕES 

3. O levantamento e descrições dos bens e instalações que compõem a indenização de geração de que trata essa Resolução Normativa devem conter as informações de registro do controle patrimonial, conforme estabelecido nas Instruções de Cadastro Patrimonial, do MCPSE, e outras características que os identifiquem univocamente, possibilitando sua clara identificação e adequada valoração. Os bens e instalações devem ser classificados por Contrato de Concessão, Ordem de Investimento – ODI, e por Tipo de Instalação, observando a codificação padrão do MCPSE. 

4. Para validação dos controles de engenharia apresentados na avaliação enviada pela concessionária, devem ser utilizados os sistemas contábeis e de controle patrimonial. Se esgotados todos os sistemas de verificação ainda permanecerem dúvidas quanto a existência e condição dos ativos, a avaliadora deverá realizar a inspeção física. 

5. Bens e/ou instalações de propriedade de terceiros, não deverão compor a base bens e instalações objeto dessa resolução. 

## 2.2. AVALIAÇÃO DOS ATIVOS 

6. O Método do Custo de Reposição estabelece que cada ativo é valorado por todas as despesas necessárias para sua substituição por idêntico, similar ou equivalente, que efetue os mesmos serviços e tenha a mesma capacidade do ativo existente. 

7. O Método do Custo Histórico Corrigido estabelece que os ativos devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis, pelo IPCA, ou se antecessor, quando não disponível. 

8. O valor do bem avaliado será denominado Valor Novo de Reposição (VNR) e refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir de banco de preços referenciais ou de banco de preços da concessionária ou, em última hipótese, do custo contábil fiscalizado atualizado. 

9. O Valor de Mercado em Uso – VMU é definido como o Valor Novo de Reposição – VNR deduzido da parcela de depreciação, a qual deve respeitar os percentuais de depreciação acumulada registrados na contabilidade para o bem considerado, a partir da data de sua imobilização. 

10. As situações relativas a reformas gerais e/ou repotenciação de ativos devem ser conduzidas conforme critérios estabelecidos nos Manuais de Contabilidade e de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCSE e MCPSE. 

## 3. PROCEDIMENTOS DE AVALIAÇÃO 

11. Os procedimentos de avaliação devem observar obrigatoriamente as instruções do MCSE e do MCPSE. 

12. Devem ser objeto de avaliação os bens e instalações que caracterizam unidades de cadastro no controle patrimonial, conforme preconiza MCPSE, contabilizadas no subgrupo de contas de ativos apresentadas na Tabela 1, que atendam ao art. 3º dessa Resolução. 

## 3.1. ITENS GERAIS 

13. Essa seção aplica-se aos seguintes subgrupos de contas de ativos: 

a) Terrenos 

b) Reservatórios, barragens e adutoras; 

c) Edificações, obras civis e benfeitorias; 

14. Serão admitidos terrenos adquiridos ao longo da concessão, com intuito de implantar melhorias para a continuidade e a atualidade do serviço, excluídos aqueles associados à implantação das usinas. 

15. Os ativos referentes a terrenos devem ser avaliados a partir da atualização de valores contábeis pelo IPCA (VOC Atualizado). 

16. Será aplicado um percentual nos grupos de ativos _Terrenos_ que demonstre o aproveitamento do ativo no serviço público de geração de energia elétrica, definindo-se assim o índice de aproveitamento para esses Ativos. Para aplicação do Índice de Aproveitamento, faz-se necessária uma análise qualificada do uso, função e/ou atribuição do ativo, na prestação do serviço público de geração de energia elétrica. 

17. O valor novo de reposição dos ativos da conta Edificação deve ser obtido considerando-se os custos unitários de construção predefinidos, conforme NBR 12.721, desde que: 

a) Adequadamente ponderados de acordo com a região, o padrão construtivo e a tipologia da edificação; b) Utilizadas referências consagradas (CUB – SINDUSCON, Custos Unitários publicados pela revista Pini); e c) Limitados à aplicação em edificações. 

18. As Benfeitorias e as Obras civis devem ser avaliadas por meio de orçamentos sintéticos. 

19. No caso de discrepâncias significativas entre o valor de avaliação apresentado e o valor obtido pela atualização do valor contábil pelo IPCA, a ANEEL poderá adotar este último critério para a obtenção do VNR. 

20. Deve ser explicitado no relatório os procedimentos e critérios utilizados para validação dos saldos das contas contábeis em que esses itens se encontram registrados, observando sempre as instruções do Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE. 

## 3.2. MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS 

21. A avaliação desses bens deverá ser efetuada tomando-se, por base, o Valor Novo de Reposição depreciado, respeitando-se os critérios de depreciação e o percentual de depreciação acumulada que serão discutidos em seção adiante. 

22. O cadastro patrimonial e o registro contábil das estruturas e/ou bases de equipamentos na conta “Máquinas e Equipamentos”, devem obrigatoriamente obedecer aos critérios definidos nos Manuais de Contabilidade e de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCSE e MCPSE). 

## 3.3. DETERMINAÇÃO DOS VALORES DE REPOSIÇÃO 

23. O VNR para máquinas e equipamentos será dado pela somatória dos seguintes componentes: equipamentos principais (valor de fábrica); componentes menores (COM); custos adicionais (CA); e juros sobre obras em andamento regulatório (JOA). 

## Equipamentos Principais 

24. Os equipamentos principais são aqueles definidos como Unidades de cadastro – UC ou Unidades de adição e/ou retirada – UAR, pelo MCPSE. Para os equipamentos principais, o valor de um bem novo, idêntico ou similar ao avaliado é obtido a partir do banco de preços da concessionária ou, na ausência deste, substituído pelos valores contábeis fiscalizados e atualizados conforme estabelecido no item 7 deste anexo. 

25. Para apuração do valor unitário médio na data-base deverá ser considerada a data de pagamento do bem e os valores deverão ser atualizados para a data base do relatório. 

26. Os impostos recuperáveis devem ser excluídos dos valores das compras praticadas pela concessionária. Eventuais descontos ou benefícios para compra eventualmente identificados comporão o banco de preços da concessionária. 

## Componentes Menores – COM 

27. Os materiais acessórios dos equipamentos principais, identificados como Componentes Menores – COM, terão seus custos agregados aos valores desses equipamentos. A identificação desses materiais será feita em conformidade com os critérios definidos nas instruções do MCPSE ou em legislação subsequente. 

28. O custo do Componente Menor será definido através de percentuais obtidos a partir da análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI) executadas. A ANEEL poderá expurgar registros apropriados indevidamente. 

## Custo Adicional – CA 

29. O Custo Adicional é o custo necessário para instalação do bem. É formado pelos custos de projeto, gerenciamento, montagem e frete, e é aplicado sobre o valor do equipamento acrescido dos componentes menores. 

30. O Custo Adicional será definido através de percentuais obtidos a partir da análise da totalidade das Ordens de Imobilização (ODI). A ANEEL poderá expurgar registros apropriados indevidamente. 

## Juros sobre obras em andamento regulatório (JOA) 

31. O JOA é definido regulatoriamente e calculado considerando-se o WACC real após impostos, aplicando-se a fórmula a seguir, de acordo com as considerações abaixo: 

_Onde:_ 

_JOA: juros sobre obras em andamento em percentual (%); N: número de meses;_ 

_ra: custo médio ponderado de capital anual (WACC); e_ 

_di: desembolso mensal em percentual (%) distribuído de acordo com o fluxo financeiro linear._ 

32. O percentual obtido para o JOA será acrescido ao Valor Novo de Reposição do ativo. 

33. O prazo de construção regulatório será de 12 (doze) meses. 

34. Será considerado fluxo financeiro de 40% desembolso distribuído linearmente ao longo da primeira metade do prazo de construção e 60% ao longo da segunda metade. 

35. O custo de capital (WACC) deverá considerar o valor regulatório vigente. 

## 3.4. DEPRECIAÇÃO 

36. Para a determinação do valor de mercado em uso deverá ser observado o disposto na Resolução Normativa nº 731, de 23 de agosto de 2016, que dispõe sobre a 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 ou reconhecimento na base tarifária. 

37. O valor de mercado em uso para a composição do valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis será obrigatoriamente igual a zero quando o bem estiver totalmente depreciado. 

## 3.5. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS 

38. As obrigações especiais devem compor o cálculo da parcela dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, como redutoras do valor novo de reposição. 

39. Para determinação do valor atualizado das Obrigações Especiais a ser considerado como parcela redutora, deverá ser aplicada a variação verificada entre o Valor Novo de Reposição total e o Valor Original Contábil não depreciado da conta “Máquinas e Equipamentos”, sobre o saldo das Obrigações Especiais. 

40. Como forma de demonstração dos valores de obrigações especiais imobilizadas no período, as concessionárias deverão incluir o Demonstrativo de Obrigações Especiais, conforme Anexo IV, o qual deverá mostrar os valores Brutos e Líquidos de Obrigações Especiais. 

## 3.6. CONCILIAÇÃO FÍSICO-CONTÁBIL 

41. A conciliação físico contábil tem por objetivo, entre outros, determinar o percentual acumulado de depreciação, por bem, que deve ser aplicado sobre o valor novo de reposição para obtenção do valor de mercado em uso de cada bem, aplicando-se o disposto na Resolução Normativa nº 731, de 23 de agosto de 2016. 

42. Para conciliação também devem ser analisados os registros da engenharia, bem como realizar a comprovação mediante notas fiscais ou contratos de compra dos bens. Devem, ainda, ser coletadas informações sobre as datas de entrada em operação, extraída dos registros contábeis, que serão confrontados aos registros de campo e/ou controles auxiliares da engenharia 

43. Nos casos em que não for possível realizar a comprovação acima destacada, deve ser realizada a inspeção ou vistoria em campo. 

44. Os quantitativos dos bens poderão ser confrontados com o RCP, nos termos do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE. 

45. Os registros contábeis utilizados para a conciliação físico-contábil devem, necessariamente, estar na mesma data-base dos trabalhos de avaliação. 

46. As sobras físicas apuradas no processo de conciliação físico-contábil devem ser avaliadas e identificadas e somente serão aceitas mediante comprovação por meio de notas fiscais ou contratos de compra que se vinculem especificamente à sobra física e de sua respectiva contabilização. 

47. As sobras físicas devem ser depreciadas tomando-se por base a idade da formação do bem. Não dispondo de documentação que comprove a data da entrada do bem em serviço, esgotados todos os meios de que dispõe, a concessionária deve considerar: 

a) para os bens de forma de cadastramento individual: atribuir a data de capitalização da ODI/Conta, em que está localizada o bem; 

b) para os bens de forma de cadastramento massa: atribuir a data do bem idêntico mais antigo da ODI/Conta. 

48. As sobras contábeis não devem ser avaliadas. 

49. A ANEEL não validará sobras físicas para inclusão nos registros contábeis, devendo, a concessionária proceder aos ajustes das sobras e faltas na contabilidade, conforme estabelece o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE, os quais deverão permanecer à disposição da fiscalização da ANEEL por um período não inferior a 60 (sessenta) meses. 

## 4. RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO 

50. A data-base do relatório de avaliação para as concessões que foram prorrogadas é definida em 31 de dezembro de 2012. 

51. Para as concessões que não foram prorrogadas ou aquelas que tiveram prorrogação em data posterior a janeiro de 2013, a data-base do relatório de avaliação é a data final da concessão. 

52. O relatório de avaliação deverá conter as informações constantes do Anexo IV dessa Resolução, quando aplicáveis. 

## 4.1. CREDENCIAMENTO DE EMPRESAS AVALIADORAS 

53. A avaliação dos ativos deve ser realizada por empresa credenciada pela ANEEL, devendo ser contratada pela concessionária, e estará sujeita à fiscalização da Agência. 

54. As empresas já credenciadas pela ANEEL, nos termos da Resolução Normativa nº 635, de 2 de dezembro de 2014, poderão realizar a avaliação dos ativos de que trata essa Resolução. Demais empresas deverão obedecer ao disposto no regulamento vigente para que seja realizado o devido credenciamento. 

## 4.2. ARQUIVOS A SEREM ENCAMINHADOS EM MEIO MAGNÉTICO 

55. Relacionar e descrever, de forma resumida, o conteúdo, forma de organização e demais detalhes técnicos necessários à completa identificação e caracterização das informações apresentadas e que possibilitem a adequada utilização dos arquivos encaminhados por meio magnético. 

56. Os arquivos encaminhados devem trazer todas as informações solicitadas nesta Resolução, bem como aquelas necessárias ao adequado entendimento e caracterização, com o maior nível de detalhamento possível, dos trabalhos realizados. 

## ANEXO IV 

Tabela 1: Informações do Relatório de Avaliação 

|CAMPOS||||DESCRIÇÃO|
|---|---|---|---|---|
|Informações  Contábeis|Codificação - MCPSE|1|Conta contábil||
|||2|ODI|Ordem de Imobilização|
|||3|PEP|Número de Projeto|
|||4|TP|Tipo de Projeto|
|||5|TI|Tipo de Instalação|
|||6|CM|Centro Modular|
|||7|TUC||
|||8|A1||
|||9|A2||
|||10|A3||
|||11|A4||
|||12|A5||
|||13|A6||
||Informações<br>Adicionais|14|IdUC||
|||15|UAR|Indicar TUC se TUC = UAR; UAR se a UAR não<br>é aprópria TUC;e COM|
|||16|Númeropatrimônio||
|||17|Dígito incorporação||
|||18|Descrição contábil do bem||
|||19|Taxa anual de depreciação(%)||
||Quant<br>.|20|Qtde.|Informarquantidade avaliada|
|||21|Unidade|Informar unidade(m,kg, pc,m²,etc)|
|||22|Data de Imobilização|(dd/mm/aa)|
||Valor Original Contábil|23|Valor Original Contábil – VOC(R$)||
|||24|Valor de Fábrica do VOC(R$)||
|||25|COM Unitário do VOC (R$)|Informar<br>os<br>valores<br>efetivamente<br>contabilizados individualmente em cada<br>projeto.|
|||26|CA sem JOA do VOC (R$)|Informar<br>os<br>valores<br>efetivamente<br>contabilizados individualmente em cada<br>projeto.|
|||27|JOA do VOC (R$)|Informar<br>os<br>valores<br>efetivamente<br>contabilizados individualmente em cada<br>projeto.|
|||28|Depreciação Acumulada(R$)||

|||29|% Depreciação acumulada||
|---|---|---|---|---|
|||30|Valor Residual Contábil(R$)||
||VOCAtual|31|Valor Original Contábil Atualizado<br>– VOCa(R$)||
|||32|Índice IPCA na data-base|Informar o índice na data-base do relatório<br>de avaliação|
|||33|Índice<br>IPCA<br>na<br>data<br>de<br>imobilização|<br>Informar o índice na data de imobilização do<br>bem|
|||34|Fator atualização IPCA||
|CAMPOS||||DESCRIÇÃO|
|Informações<br>Base Física|35||Descrição técnica do bem||
||36||Classe de Tensão||
||37||Reserva|S/N|
||38||ODI Engenharia||
|Banco de<br>compras|39||Código do material||
||40||Descrição do código do material||
|Resultado da Avaliação|41||VNR Total||
||42||Valor de Fábrica Unitário do VNR<br>(R$)|<br>Inclui o valor do equipamento principal e dos<br>impostos não recuperáveis (VF = Veq +<br>Vicms).|
||43||VF Total do VNR (R$)||
||44||COM Unitário do VNR (R$)||
||45||COM Total do VNR (R$)||
||46||CA Unitário sem JOA do VNR (R$)||
||47||CA Total sem JOA do VNR (R$)||
||48||JOA do VNR (%)||
||49||JOA do VNR (R$)||
||50||Atualizado (A), ou Banco de<br>Preços<br>Referenciais (BPR) ou Banco de<br>Preços da Concessionária(BPC)|<br> <br>Informar como BPC para os ativos valorados<br>pela média de COM e CA da própria empresa|
||51||Depreciação Acumulada (%)||
||52||Depreciação Acumulada - DA (R$)||
||53||VMU (R$)||
||54||Doação|S/N|

|55|GE - Nome|Informar nome da usina|
|---|---|---|
|56|Status de Conciliação|Conciliado (CO), Sobra Contábil (/SC), Sobra<br>Física(/SF)|
|57|Identificador de linha no Quadro 5||
|58|Identificador de linha no Quadro 7||
|59|Controle de abertura contábil||
|60|Controle de numeração física||

Tabela 2: Resumo 

|Item|Descrição|Valores(R$)|
|---|---|---|
|1|Ativo Imobilizado em Serviço(Valor Novo de Reposição)||
|2|Índice de Aproveitamento Integral||
|3|Obrigações Especiais Bruta||
|4|Bens Totalmente Depreciados||
|5|Base de Remuneração Bruta =(1)-(2)-(3)-(4)||
|6|Depreciação Acumulada||
|7|AIS Líquido(Valor de Mercado em Uso)||
|8|Índice de Aproveitamento Depreciado||
|9|Valor da Base de Remuneração(VBR)||
|10|Obrigações Especiais Líquida||
|11|Terrenos||
|12|Base de Remuneração Líquida Total =(1)-(6)-(8)-(10)+(11)||