RESOLUÇÃO NORMATIVA No 642, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2014.
(Revogado pela Resolução Normativa n° 897, de
17/11/2020, a partir de 01/12/2020)
Estabelece critérios e procedimentos
para realização de investimentos que serão considerados nas tarifas de
aproveitamentos hidrelétricos alcançados pela Lei nº 12.783, de 11 de janeiro
de 2013.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, no uso
de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo
em vista o disposto no § 2º do art. 6º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de
1995, nos incisos XIX e XXI do art. 3° da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de
1996, no § 6º do art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, o que
consta do Processo nº 48500.000868/2014-17, e
considerando: as contribuições dos agentes do setor de energia elétrica,
recebidas no período de 3 de julho de 2014 a 31 de agosto de 2014, por meio da
Audiência Pública no 31/2014, que permitiram o aperfeiçoamento deste ato
regulamentar, resolve:
Art. 1º Aprovar, conforme Anexo, o Submódulo dos Procedimentos
de Regulação Tarifária – PRORET: 12.4 – Autorização de Ampliações e Melhorias
em Instalações de Geração.
Art. 2º A Resolução Normativa n° 330, de 26 de agosto de 2008, passa a
vigorar acrescida do seguinte §3º do Art. 3º: (Revogada pela RESOLUÇÃO NORMATIVA Nº 697, DE 16 DE DEZEMBRO DE 2015).
“Art. 3º .................................
.............................................
§ 3º Não se aplica o disposto no § 1º deste artigo aos aproveitamentos
hidrelétricos que renovaram as concessões ou foram licitados nos termos da Lei
nº 12.783/2013.”
Art. 3º O Submódulo aprovado por meio desta Resolução deverá
ser reavaliado após o primeiro ciclo de revisão tarifária.
Art. 4º O Submódulo aprovado nesta Resolução está disponível
no endereço SGAN – Quadra 603 – Módulos I e J – Brasília – DF, bem como no
endereço eletrônico http://www.aneel.gov.br.
Art. 5º Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.
ROMEU DONIZETE RUFINO
Este texto não substitui o publicado no D.O. de 24.12.2014, seção 1, p.
86, v. 151, n. 249.
Módulo 12: Concessionárias de Geração
Submódulo 12.4
AUTORIZAÇÃO DE AMPLIAÇÕES E MELHORIAS EM INSTALAÇÕES DE GERAÇÃO
1. OBJETIVO
1. Estabelecer critérios e procedimentos para realização de
investimentos que serão considerados nas tarifas de aproveitamentos
hidrelétricos que renovaram as concessões ou foram licitados nos termos da Lei
nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013.
2. ABRANGÊNCIA
2. Aplica-se às concessionárias de serviço público de geração de energia
elétrica em regime de cotas nos termos da Lei nº 12.783/2013, quando da
realização de ampliações e melhorias em aproveitamentos hidrelétricos
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
3. DEFINIÇÕES E CLASSIFICAÇÃO
3. Para os fins deste Submódulo, consideram-se as seguintes
definições:
I – melhoria: compreende a instalação, substituição ou reforma de
equipamento em instalação de geração existente, ou a adequação dessa
instalação, visando manter a prestação de serviço adequado de geração de
energia elétrica, conforme disposto na Lei nº 8.987/1995.
II – Ampliação: compreende a instalação, substituição ou reforma de
equipamentos em instalação de geração existente ou a adequação dessa
instalação, visando aumento da capacidade de geração.
III – GAGO&M: Parcela do Custo da Gestão dos Ativos de Geração
referente à operação e manutenção, nos termos da Resolução Normativa nº 541, de
12 de março de 2013.
4. São classificadas como melhorias, entre outros:
I – adequação aos requisitos mínimos estabelecidos nos
Procedimentos de Rede, quando a necessidade ficar evidenciada pelo ONS, ou ao
Procedimento de Distribuição – PRODIST, no caso de rede de distribuição,
excetuando-se os casos em que haja alteração física da configuração da rede
elétrica;
II – instalação ou substituição de equipamentos com a
finalidade de permitir a plena observabilidade e controlabilidade do Sistema Interligado Nacional –
SIN, bem como o seqüenciamento de eventos;
III – automação, telecomando, sistemas de comunicação, reforma e
modernização das instalações;
IV – substituição de equipamentos por motivo de obsolescência,
vida útil esgotada, falta de peças de reposição ou risco de dano às
instalações;
V – instalação ou substituição de sistema de oscilografia digital de curta duração;
VI – substituição de equipamentos devido a desgastes
prematuros ou restrições operativas intrínsecas, de qualquer ordem;
VII – obras e equipamentos destinados a diminuir a indisponibilidade das
instalações;
VIII – repotenciação de unidades
geradoras existentes que implique na redefinição da potência originalmente
projetada, através da adoção de avanços tecnológicos, de concepções mais
modernas de projeto ou folgas existentes no projeto originalmente concebido que
podem ser aproveitadas; e
IX – Obras civis associadas às melhorias e modernizações da UHE.
5. Caracteriza-se como ampliação o aumento de potência instalada para
atendimento ao aproveitamento ótimo, com acréscimo de unidades geradoras.
6. Os investimentos tratados neste módulo obedecerão aos critérios
estabelecidos no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico – MCSE e Manual de
Controle Patrimonial – MCPSE.
4. INVESTIMENTOS SUJEITOS A ADICIONAL DE RECEITA
7. A partir do reajuste tarifário de 2015 as concessionárias de geração
farão jus ao recebimento de adicionais de receitas, conforme abaixo:
I – remuneração de investimentos em melhorias de pequeno valor
(Grupo 1) contemplando o valor global estimado desses investimentos a ocorrerem
até a revisão tarifária subsequente;
II – remuneração de investimentos em melhorias de grande valor
(Grupo 2), sendo assim consideradas aquelas melhorias cujo montante investido
seja superior a R$ 1.500.000,00 (um milhão e quinhentos mil reais) ou a 10% da
GAGO&M, observado o limite mínimo de R$ 200.000,00 (duzentos mil reais);
III – remuneração de investimentos e custos de operação e manutenção
associados a ampliações de potência instalada de geração autorizadas pelo Poder
Concedente (Grupo 3); e
IV – 5% da GAGO&M para remuneração de investimentos em bens não
reversíveis, tais como hardware e software, veículos, além da infraestrutura de
edifícios de uso administrativo, observado o limite mínimo de R$ 50.000,00
(cinquenta mil reais).
8. As receitas adicionais definidas nos incisos I, II e III do parágrafo
anterior serão extintas no processo subsequente de revisão tarifária, ocasião
em que todos os investimentos prudentes realizados em melhorias serão avaliados
pela metodologia do Valor Novo de Reposição – VNR, passando a compor a Base de
Remuneração Regulatória.
9. A adequação do adicional de receita definido no inciso IV do
parágrafo 7 será avaliada a cada ciclo de revisão tarifária.
10. Os investimentos em melhorias com data prevista de entrada em
operação até a primeira revisão tarifária, inclusive os já realizados desde o
início da vigência dos aditivos contratuais referentes à prorrogação da
concessão e aqueles que atendam ao estabelecido no art. 7º da Resolução
Normativa nº 596, de 19 de dezembro de 2013, deverão constar de plano
simplificado enviado pela concessionária à ANEEL 60 dias antes do reajuste
subsequente à aprovação desse Submódulo, contendo as seguintes
informações, conforme o enquadramento do investimento realizado:
I – Grupo 1: o valor global dos investimento de pequeno valor,
sem necessidade de especificação das intervenções, e cronograma de desembolso
desse valor global no horizonte do plano, e;
II – Grupo 2: exposição de motivos, previsão de entrada em operação e
custo estimado de cada intervenção.
11. Até 1º de julho do ano anterior ao da primeira revisão tarifária, a
concessionária deverá enviar à ANEEL plano de investimento completo com
horizonte de 5 anos a contar da data de revisão.
12. O Plano de investimento completo deve conter, para as melhorias do
Grupo 2:
I – Descrição detalhada das melhorias a serem implantadas, com os
respectivos projetos básicos e/ou especificações;
II – relatório demonstrando a necessidade de cada melhoria, incluindo
Anotação de Responsabilidade Técnica – ART.
III – declaração do presidente e/ou diretor financeiro ou equivalente
assegurando que o plano apresentado atende as melhores práticas, em prol da
modicidade tarifária e segurança do empreendimento.
IV – Cronograma de execução das melhorias;
V – Orçamento indicativo detalhado de cada melhoria a ser implementada,
com os respectivos custos unitários e quantitativos;
13. A ANEEL poderá solicitar à concessionária apresentação de laudo de
especialista independente para atestar a necessidade de cada melhoria.
14. A aprovação do plano de investimentos simplificado ou completo pela
ANEEL implica autorização para realização dos serviços que o compõem, até a
realização da revisão subsequente, para a qual novo plano deverá ser submetido
observando a antecedência mínima de um ano da data de revisão.
15. A concessionária tem o direito ao adicional de receita referente aos
investimentos em melhorias do Grupo 2 e em ampliação do Grupo 3 a partir da
data de entrada em operação comercial das instalações, sendo que seu cálculo
será realizado apenas no reajuste subsequente à conclusão da melhoria
efetivamente comprovada por ato da fiscalização da ANEEL.
16. Para definição da receita associada à remuneração das melhorias do
Grupo 2, o agente deverá disponibilizar à ANEEL, até 90 (noventa) dias antes do
reajuste subsequente à entrada em operação comercial da instalação, o valor
contabilizado do investimento acompanhado da declaração do presidente e/ou
diretor financeiro ou equivalente assegurando que os serviços contratados
atendem as melhores práticas em prol da modicidade tarifária e segurança do
empreendimento.
17. Para definição da receita associada à remuneração das melhorias do
Grupo 1, a ANEEL observará o valor global e o cronograma de desembolso
informado no plano de investimentos, atribuindo a remuneração em anuidades
equivalentes e podendo efetuar ajustes na revisão tarifária subsequente caso as
melhorias efetivamente executadas possuam desvio em relação à previsão feita
nesse plano pela concessionária.
18. Investimentos associados a ampliações somente poderão ser executados
após autorização prévia do Poder Concedente, e estabelecimento da respectiva
receita.
19. Após a assunção do novo concessionário de geração, deverão ser
informados os valores dos investimentos realizados ou parcialmente realizados
pelo concessionário da concessão anterior ou pelo prestador de serviços
temporário, para indenização dos investimentos prudentemente realizados ainda
não amortizados ou depreciados, nos termos da Portaria MME nº 117, de 5 de
abril de 2012.
20. O aumento da potência instalada ou da garantia física de energia em
decorrência de investimentos realizados em melhoria ou ampliação implicará
receita adicional de operação e manutenção na mesma razão de R$/kW (reais por
quilowatt) da potência instalada vigente para o aproveitamento, a ser
atualizado até a data do reajuste anterior à entrada em operação comercial da
ampliação ou melhoria e incorporado na GAGO&M no processo subsequente de
reajuste.
5. OCORRÊNCIAS GRAVES
21. Os investimentos relacionados a ocorrências graves, nos termos da
Resolução Normativa nº 583, de 22 de outubro de 2013 serão arcados pela
concessionária de geração e ressarcidos, por reembolso, pelas Distribuidoras,
na proporção das cotas recebidas do aproveitamento afetado na liquidação
financeira da contratação de cotas de garantia física e de potência.
22. O agente poderá optar por não utilizar os recursos definidos no item
21 para a cobertura dos custos em caso de ocorrências graves, sendo, neste
caso, remunerado conforme critérios definidos para os investimentos em
melhorias.
23. A opção por utilização de recursos próprios não poderá comprometer o
prazo para recuperação das estruturas danificadas em decorrência da ocorrência
grave.
24. Em caso de ocorrência grave, o agente deverá submeter à apreciação
da ANEEL:
I – Descrição detalhada dos serviços a serem executados, com os
respectivos projetos e/ou especificações quando couber;
II – Cronograma de execução dos serviços;
III – Contratos para execução dos serviços, com respectivos cronogramas
de desembolsos;
IV – Declaração da concessionária sobre a opção de utilizar recursos
próprios ou o recurso proveniente da liquidação financeira da contratação de
cotas de garantia física e de potência.
V – Anotação de Responsabilidade Técnica – ART, do responsável pelo
serviço;
VI – declaração do presidente e/ou diretor financeiro ou
equivalente assegurando que os serviços contratados atendem as melhores
práticas, em prol da modicidade tarifária e segurança do empreendimento.
25. A liberação dos recursos, por reembolso, ocorrerá por ato da ANEEL,
após comprovação dos gastos, seguindo o cronograma de desembolso.
26. A CCEE realizará a inserção do valor autorizado pela ANEEL a ser
recebido pela concessionária de geração na liquidação financeira da contratação
de cotas de garantia física e de potência, para pagamento por cada
distribuidora.
27. A ANEEL poderá dispensar a apresentação de parte dos documentos de
que trata o parágrafo 24 quando houver risco de segurança das estruturas e/ou
da vida de pessoas, atestado pela concessionária, defesa civil e/ou
especialistas.
28. A previsão de recursos para ocorrências graves não dispensa a
concessionária de segurar adequadamente o empreendimento de que é titular e de
apurar a responsabilidade, as penalidades aplicáveis e o eventual ressarcimento
dos custos incorridos, sendo que os recursos oriundos do seguro no caso de
sinistro serão revertidos para modicidade tarifária, caso a recuperação não
ocorra com recursos próprios.
29. O valor do recurso utilizado pela concessionária será tratado como
obrigação especial, devendo ser registrada com identificação específica
associada à intervenção realizada, com amortização pela taxa de depreciação
dessa intervenção.
6. CÁLCULO DO ADICIONAL DE RECEITA
30. A receita anual considera a quota de reintegração regulatória
(referente à depreciação) e a remuneração bruta do capital, além de encargos
setoriais.
31. A quota de reintegração regulatória é dada pela taxa média de
depreciação regulatória multiplicada pelo valor regulatório do investimento:
onde:
QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i;
INV: valor regulatório de investimento; e
δ: taxa média de depreciação regulatória da intervenção.
32. A remuneração do capital é o resultado da aplicação da taxa de
remuneração sobre o investimento não amortizado, caracterizado pelo valor
regulatório do investimento subtraído da depreciação acumulada. A remuneração
líquida do capital a cada ano é obtida pela equação a seguir:
onde:
RLCi: Remuneração Líquida do Capital no ano i;
INV: valor regulatório de investimento;
DAi: Depreciação Acumulada no ano i; e
rWACC: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a
renda.
33. A remuneração bruta do capital resulta da remuneração líquida
acrescida da alíquota tributária efetiva:
onde:
RBCi: Remuneração Bruta de Capital no ano i;
RLCi: Remuneração Líquida de Capital no ano i; e
T: alíquota tributária efetiva.
34. Apesar das fórmulas anteriores considerarem um perfil decrescente
para a receita, no período entre revisões, o adicional de receita deve ser
constante. Para isso, é anualizado o somatório dos valores presentes da
remuneração em cada ano que antecede a revisão periódica de receitas posterior
à entrada em operação das instalações autorizadas, resultando no Custo Anual
dos Ativos Elétricos – CAAE a ser considerado na definição do adicional de
receita. Assim, o CAAE é calculado por:
onde:
CAAE: Custo Anual dos Ativos Elétricos;
RBCi: Remuneração Bruta de Capital no ano i;
QRRi: Quota de Reintegração Regulatória no ano i;
rWACC: taxa de retorno real depois dos impostos sobre a
renda; e
n: número de anos entre a entrada em operação comercial e a revisão
subsequente.
35. A partir da equação (4), são definidas as receitas líquida e bruta.
A receita líquida corresponde ao CAAE acrescido das despesas operacionais
associadas, enquanto a receita bruta corresponde à receita líquida somada aos
encargos setoriais e incrementos nos custos de uso dos sistemas de distribuição
e transmissão – EU correspondentes à eventual ampliação de capacidade. Assim, a
receita líquida é expressa como:
onde:
GAG AdL: Custo Adicional Líquido de
Gestão dos Ativos de Geração
CAAE: Custo Anual dos Ativos Elétricos;
COM: Custo de Operação e Manutenção, apenas para aumento de capacidade;
e
36. O Custo de Operação e Manutenção – COM é obtido pela multiplicação
da potência ampliada pela constante de O&M, redefinida em cada ciclo de
revisão tarifária:
onde:
COM: Custo de Operação e Manutenção;
kW: potência ampliada em kW; e
O&M: valor regulatório relativo aos custos de operação e manutenção
por quilowatt.
37. O adicional de receita, dado pela receita bruta, é dado pela receita
líquida acrescida dos encargos setoriais, conforme a equação a seguir:
onde:
GAG AdB: receita bruta anual; e
P&D: alíquota de 1% referente ao encargo de Pesquisa e
Desenvolvimento.
38. As melhorias autorizadas que resultem em aumento de potência
instalada fazem jus a adicionais de receita vinculados a COM.
39. A remuneração do capital utilizará o custo de capital definido
no Submódulo 12.3 do Proret.