ANEEL: Análise da 12ª Reunião Pública Ordinária de 2025

1. Abertura e Informes Iniciais

A reunião foi presidida pela Diretora-Geral Substituta, Agnes Maria de Aragão da Costa, com a presença dos diretores Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva, Ricardo Lavorato Tili, Ludimila Lima da Silva, e o Procurador-Geral, Eduardo Estevão Ferreira Ramalho, e o Secretário-Geral, Daniel Cardoso Danna. O Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto se juntaria brevemente.

Pontos Relevantes:

• Cancelamento de Leilão: A Presidência comunicou a suspensão da Consulta Pública nº 10 de 2025, referente à minuta do edital do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP) de 2025, devido ao cancelamento do leilão. A reabertura ou nova instrução dependerá de um novo ato do poder concedente.

• Crescimento da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD): A MMGD ultrapassou 2 GW no primeiro trimestre de 2025. Somente em março, foram instalados 57,7 mil novos sistemas, com um acréscimo de 584,6 MW. Os dados são do painel interativo da ANEEL, alimentado por informações das distribuidoras de energia.

• Participação em Eventos: A ANEEL foi representada em diversos eventos na semana anterior à reunião, incluindo:

• Webinar "PEX Brasil Energia Elétrica no Brasil: Ambiente de Negócios e Leilões de 2025" (09/04).

• 3º Fórum Brasileiro de Líderes, parte da Latam Energy Week (10/04), para discutir os rumos do setor elétrico na América Latina.

• 12ª edição do TCOL Summit 2025, evento do segmento de utilities da América Latina, focado em tecnologias de telecomunicações e automação para utilities (8-11/04).

• Workshop online do grupo de trabalho de transição energética da Relope sobre "Comunidades de Energia: exemplos que promovem a produção e consumo local de energia com um impacto social positivo" (14/04).

2. Análise de Pedidos de Excludente de Responsabilidade

Foram discutidos casos importantes relacionados ao reconhecimento de excludentes de responsabilidade por atrasos na implantação de empreendimentos de energia.

2.1. PCH Mantovilis SPE S.A. (Processo: 48500.001656/2017-91, 48500.003924/2008-19)

• Assunto: Pedido de Reconsideração com pedido de medida cautelar, interposto pela PCH Mantovilis SPE S.A., em face do Despacho nº 207/2025, que indeferiu o pleito adicional de reconhecimento de excludente de responsabilidade por atraso no cronograma de implantação.

• Histórico:A PCH Mantovilis foi outorgada em 2017 com 5.2 MW de potência instalada. Vencedora do leilão de energia de reserva nº 3 de 2016, tinha início de suprimento previsto para 01/03/2020.

• Atrasos no cronograma de implantação levaram a intimações de penalidade.

• Em 23/02/2021, a ANEEL deferiu um pleito de excludente de responsabilidade, reconhecendo 423 dias de atraso e recompondo o prazo de outorga.

• A Mantovilis solicitou um reconhecimento adicional de 152 dias, referentes a atrasos relacionados a um embargo ambiental e, posteriormente, 272 dias devido aos efeitos da pandemia da COVID-19 e alterações no projeto devido à localização de uma rodovia (MT-040) e à compatibilização com a PCH Mutum.

• A empresa argumentou que o Despacho 489/2021, que foi unânime, já havia decidido que a alteração do projeto da PCH Mantovilis não poderia ser atribuída ao agente, pois a empresa se deparou com o estaqueamento da rodovia MT-040 atravessando o circuito da usina.

• A Mantovilis solicitou o deslocamento do marco do início do sistema de transmissão para 31/10/2019, data em que o licenciamento ambiental foi permitido.

• A pandemia de COVID-19 também impactou a implantação do sistema de transmissão, com dificuldades no fornecimento de materiais e afastamentos de colaboradores.

• Em 28/01/2025, o pleito adicional foi indeferido pela maioria, por inexistência de eventos excludentes de responsabilidade nos termos da Lei nº 13.360/2016.

• Em 11/02/2025, foi aplicada multa de R$ 467.415,27.

• Argumentos da Mantovilis: O voto condutor do diretor substituto “flagrantemente ele violou vários dispositivos da decisão unânime que foi tomada pela diretoria quando reconheceu os 423 dias inicialmente”. A alteração do projeto não foi culpa da empresa. A pandemia de COVID-19 afetou a implantação.

• Posição da ANEEL (Relator):Considerou que "não é o caso" de revisão da decisão, pois todos os pontos apresentados pela Mantovilis foram "analisados de forma completa e aprofundada".

• Quanto ao cronograma de implantação, a ANEEL entende que o prazo da outorga deve ser recomposto uniformemente ao final do cronograma, não a partir do término do desembargo ambiental.

• A alteração do arranjo da PCH Mantovilis não foi considerada excludente de responsabilidade, pois a necessidade de revisão do projeto decorreu de "equívocos da própria Mantoviles", especificamente no modelo utilizado para definição do nível altimétrico. A confecção e compatibilização do projeto estão inseridas na "área ordinária e na matriz de risco do empreendedor".

• A implantação do STIR não representou o único entrave para a operação comercial, pois outros itens (enchimento do reservatório, montagem eletromecânica, licença de operação) também estavam pendentes. Portanto, não houve nexo de causalidade.

• A simples alegação de impacto da COVID-19 não é suficiente; é necessário demonstrar nexo de causalidade, o que não foi comprovado de forma inequívoca (ex: paralisação de obras, atraso na entrega de equipamentos).

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu: (i) conhecer, para, no mérito, negar provimento ao Pedido de Reconsideração; e (ii) não conhecer o pedido de Medida Cautelar, em razão da perda de seu objeto.

2.2. Marlim Azul Energia S.A. (Processo: 48500.002898/2018-83)

• Assunto: Requerimento Administrativo para reconhecimento de excludente de responsabilidade e alteração de cronograma de implantação da UTE Marlim Azul, devido aos efeitos da pandemia da COVID-19. O agente requereu 206 dias de atraso justificado.

• Histórico:A UTE Marlim Azul, vencedora do leilão 5 de 2017 (A-6), tinha previsão de início de suprimento em 01/01/2023. A operação comercial deveria ocorrer até 31/12/2021.

• Alterações de características técnicas e compatibilização de cronograma foram aprovadas em 2019, postergando a operação comercial para 31/12/2022, a pedido da própria empresa. Nesta alteração, a empresa sugeriu a redução do prazo de testes de 92 para 54 dias.

• A empresa alegou impactos da COVID-19 em Macaé (medidas restritivas), na Espanha (equipe de engenharia da EPCista), na planta de tratamento d'água (atraso em cotações) e no estado de regulação e mediação de gás (desistência de supridores).

• Debate da Diretoria:Voto-Relator (Fernando Mosna): Propôs reconhecer 152 dias de excludente (de 11/05/2020 a 09/10/2020), alegando que não seria razoável que uma UTE de 565 MW realizasse testes em apenas 54 dias, e que a ANEEL deveria "exercer um juízo de certeza" utilizando informações do RAPEL (Relatório de Acompanhamento de Empreendimentos de Geração de Energia Elétrica).

• Voto-Vista (Sandoval Feitosa Neto): Discordou do relator. Argumentou que:

• Os 54 dias para comissionamento foram "informados livremente pelo empreendedor", que conhece sua capacidade de engenharia. A ANEEL não deve questionar a expertise da empresa nesse ponto.

• O RAPEL "não é um cronograma", mas uma "simples informação" de evolução financeira, contratual e física, não caracterizando "compromisso ou responsabilidade". As informações nele não podem ser exigidas ou excluídas como obrigações.

• O edital do leilão de 2017 exigiu um cronograma com nove marcos intermediários, sendo estes sim juridicamente vinculantes.

• Empresas, ao apresentar cronogramas com marcos intermediários auditáveis, adotam "comportamento estratégico de indicar barra apresentar marcos intermediários o mais distante possíveis para eventuar para evitar eventual penalização por seu descumprimento".

• O "desarranjo do cronograma" não se aplica, pois foi a própria empresa que o apresentou e foi aprovado por instituições públicas (MME e ANEEL) por duas vezes.

• A UTE Marlim Azul iniciou as obras em 09/10/2020, ou seja, "31 dias de antecedência em relação ao marco fixado em seu cronograma" (09/11/2020). Portanto, "não houve atraso neste marco e pois não há obrigações ou responsabilidades a serem excluída". O risco de antecipação não cumprida é do agente.

• Decisão: A Diretoria, por maioria, acompanhando o voto-vista do Diretor-Geral, Sandoval de Araújo Feitosa Neto, decidiu negar provimento ao pedido de reconhecimento de excludente de responsabilidade e de alteração do cronograma de implantação da UTE Marlim Azul. Vencidos o Diretor-Relator Fernando Luiz Mosna e o Diretor Hélvio Neves Guerra.

2.3. Dunas Transmissão de Energia S.A. (Processo: 48500.005595/2025-41)

• Assunto: Requerimento Administrativo e Recurso Administrativo para reconhecimento de excludente de responsabilidade por atrasos na entrada em operação do Contrato de Concessão nº 14/2018, e afastamento da aplicação da Parcela Variável do Atraso (PVA).

• Contexto: Todas as instalações de transmissão da Dunas estão 100% operacionais.

• Argumentos da Dunas:Atraso do IBAMA: 167 dias para emissão da LP, 143 dias para LI e 108 dias para LO, em ofensa a portarias ambientais. O IBAMA reconheceu que os prazos foram superados.

• Alterações de Premissas do Edital: Divergências entre os requisitos técnicos do contrato de concessão e a realidade prática das instalações (ex: seccionamento no circuito 1 da STN, que não existia, e falta de cabo OPGW). Isso gerou atrasos de 106 e 285 dias, respectivamente, até esclarecimentos da ANEEL. A empresa argumenta que gerenciar o projeto não inclui identificar que o objeto contratado é diferente do que consta na documentação do edital.

• Argumentos do Relator (Ricardo Tili) e da ANEEL:Embora o atraso do IBAMA seja "incontroverso", o nexo de causalidade foi quebrado porque "a obra do empreendimento ele começa antes do cronograma previsto". Isso está alinhado à decisão do caso Marlim Azul, onde o início antecipado da obra em relação ao cronograma regulatório foi crucial.

• As "alterações de premissas" são consideradas "risco do empreendedor" e não podem ser acatadas como excludente.

• A ANEEL tem "maturidade" e "tranquilidade" para decidir o caso, independente de qualquer decisão judicial que fixe prazos para a agência.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu: (i) negar provimento ao Recurso Administrativo, mantendo a não reconhecimento de excludente de responsabilidade; e (ii) negar provimento ao pedido de afastamento da aplicação da PVA.

3. Reajuste Tarifário Anual da Enel Distribuição Ceará – Enel CE (Processo: 48500.003315/2024-80)

• Assunto: Reajuste tarifário anual da Enel CE, com pedidos de reconhecimento de perdas econômicas da MMGD, retificação de energia compensada da MMGD, correção de tarifas de geradores e diferimento tarifário.

• Pleitos da Enel CE:Retificação de Energia Compensada da MMGD: A Enel classificou erroneamente unidades GD2 como GD1 entre abril de 2023 e março de 2024 (período tarifário anterior), afetando repasse à CDE e cálculo do mercado tarifário. A distribuidora solicitou a inclusão de R$ 36.103.406,54 no processo tarifário de 2025.

• Argumento da Enel: Houve um "erro material" que já foi corrigido no SAMP (sistema ANEEL). A correção de erro material pode ser feita a qualquer tempo, conforme o Código de Processo Civil, e é necessária para garantir o "princípio da finalidade e da garantia" e o equilíbrio econômico-financeiro da concessão.

• Posição da Procuradoria: "Não me parece que tenha ocorrido um erro material" pois a própria distribuidora forneceu os dados. Se houve cálculo equivocado, caberia recurso na época, indicando uma possível "preclusão administrativa".

• Posição da ANEEL (Relatora Agnes): Indeferiu o pleito. As informações do SAMP são "autodeclaratórias e passíveis de fiscalização". Não houve "erro material", mas sim informações disponibilizadas tardiamente pela distribuidora (quase um ano depois do prazo). Além disso, a adequação do mercado afetaria a tarifa dos demais consumidores e requer recálculo de outros componentes, não apenas a adição de valores. Casos semelhantes foram negados.

• Diferimento Tarifário Positivo (R$ 532 milhões): Com o objetivo de reduzir a volatilidade tarifária entre 2025 e 2026. A previsão inicial para 2025 era de -8,75% e para 2026, de +17,61%. A proposta era de -2,10% para 2025 e +1,63% para 2026.

• Argumento da Enel: O diferimento é crucial para evitar a "volatilidade tarifária", que dificulta o planejamento financeiro dos consumidores, aumenta a inadimplência e reduz a confiança no setor.

• Conselho de Consumidores (CONERGE): Manifestou-se "favoravelmente ao pleito de diferimento tarifário proposto pela distribuidora", desde que haja "certeza de que os cálculos feitos por essa agência nos leve a ter um número parecido" para o aumento de 2026.

• Posição da ANEEL (Relatora Agnes): Acatou o pedido de diferimento. A proposta atende aos três critérios da Consulta Pública nº 8 de 2025:

1. Excepcionalidade do efeito médio: -8,75% para 2025 é inferior a -4,8%.

2. Excepcionalidade de dois processos consecutivos: Média de -5,78% (último reajuste de -2,81% e atual de -8,75%) é inferior a -1,6%.

3. Análise de impacto no processo subsequente: A proposta leva a -2,10% em 2025 e +1,63% em 2026, reduzindo a volatilidade.

• O pedido do CONERGE foi considerado.

• Debate Adicional sobre Diferimento:O Diretor Fernando Mosna destacou a importância de debater as contribuições da consulta pública, especialmente sobre os critérios. A ABRAD sugere dar mais ênfase ao "terceiro critério" (olhar para o futuro e custo-benefício para o consumidor), e a própria Enel considera "inadequada a aplicação de critérios determinísticos baseados exclusivamente em parâmetros históricos".

• Foi ressaltada a dificuldade da ANEEL em prever tarifas com certeza para anos futuros.

• O Diretor Ricardo Tili enfatizou que o consumidor terá um "crédito de 532 milhões" (mais a Selic) no próximo reajuste, o que é um "efeito de amortização na tarifa pro consumidor no próximo ciclo".

• A Diretora Ludimila ressaltou a importância da relação da ANEEL com o Conselho de Consumidores e a busca por previsibilidade na tarifa para o consumidor.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, homologou o reajuste tarifário anual da Enel CE, conduzindo a um efeito médio de -2,10% para os consumidores, com reconhecimento de um passivo regulatório de R$ 532.850.942,78 a ser revertido no próximo processo tarifário.

4. Recursos Administrativos sobre Sobre/Subcontratação Involuntária (Ano 2018)

• Assunto: Recursos administrativos interpostos contra o Despacho nº 4.395/2023, que homologou os montantes de exposição e sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição para o ano de 2018.

• Argumentos da ABRADEE (Sr. Ricardo Brandão):A decisão aplica "retroativamente uma nova interpretação" sobre o "carregamento" da involuntariedade entre anos civis.

• O critério de "máximo esforço" para involuntariedade está definido como participação em leilões e mecanismos como o MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Deficits de Energia). O resultado não é importante, mas sim a participação.

• O Despacho 2508 de 2020, que examinou 2016 e 2017, permitiu o carregamento da involuntariedade. As declarações de 2018 foram feitas com base nessa sinalização.

• A nova interpretação surgiu apenas na nota técnica 121, no final de 2021, e deveria ter passado por audiência pública.

• Economicamente, quando a distribuidora fica com exposição voluntária, o consumidor pode ganhar (ex: 2.5 BI para consumidores vs. 300 milhões para distribuidoras em 2016 e 2018).

• Posição da Procuradoria: O parecer 79 de 2021 diferencia "máximo esforço" de "abuso de direito", buscando "alinhamento dos interesses dos consumidores com os interesses da distribuidora". Não vê como "nova interpretação", mas sim a aplicação de consequências jurídicas de decisões anteriores para os anos subsequentes.

• Posição da ANEEL (Relator Fernando Mosna):Reafirmou que para reconhecer a involuntariedade, é necessário "realizar o máximo esforço", definido pela participação nos MCSD. A não participação é suficiente para não reconhecimento.

• Este foi o "tese vencedora" para os processos de 2016 e 2017, amplamente defendida pela ABRADE.

• O parecer 79 de 2021 da procuradoria corrobora que o "máximo esforço" reside na "conduta da distribuidora em realizar todo o empenho diligência para ajustar seu nível de contratação à demanda de seu mercado".

• Não é possível "reconhecer involuntariedade de uma energia anteriormente considerada voluntária" quando a distribuidora "não utilizou todos os mecanismos disponíveis para ajustar sua contratação na época".

• A metodologia proposta pela ABRADE "não se alinha com a metodologia atualmente aplicada nem com nenhuma das anteriormente propostas pela ANEL".

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu negar provimento aos recursos administrativos, mantendo os montantes homologados de exposição e sobrecontratação involuntária dos agentes de distribuição para o ano de 2018.

5. Perdas Não Técnicas e Micro/Minigeração Distribuída (MMGD)

• Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela ABRADEE em face do Despacho nº 684/2025, que aprovou o aprimoramento do cálculo da energia requerida e das perdas não técnicas, considerando os efeitos da MMGD.

• Argumentos da ABRADEE (Sr. Ricardo Brandão):O efeito da MMGD nas perdas não técnicas é "meramente algébrico". O cálculo das perdas regulatórias é um percentual do mercado. Se o mercado diminui por causa da GD, o montante de perdas reconhecidas também cai, sem que haja mudança real nas perdas.

• Em 2019/2020 (período base para cálculo das perdas), havia apenas 2 GW de MMGD; agora há 38 GW instalados. Essa "corrida do ouro" mudou drasticamente o cenário.

• A ANEEL reconheceu o efeito para as perdas técnicas (substituição do faturado pelo medido) e a ABRADEE pede que o mesmo seja feito para as perdas não técnicas nos anos de 2023 e 2024.

• O contrato de concessão não distingue perdas técnicas e não técnicas na obrigação de compra de energia para atender o mercado.

• Posição da Procuradoria: A regra é aplicar a nova norma "para fatos futuros". Somente em "situações excepcionalíssimas" haveria justificação para aplicação retroativa. Não vê essa situação no caso.

• Posição da ANEEL (Relatora Ludimila):Afirmou que perdas técnicas e não técnicas são "variáveis diferentes com formas de cálculo diversas e sujeitas a efeitos desiguais decorrentes da MMGD". Não há "motivação técnica ou jurídica que vincule tratamento igualitário a coisas distintas".

• A impossibilidade de retroagir para 2023 e 2024 é imposta pelos "princípios da estabilidade regulatória e segurança jurídica, sob pena de afetar atos jurídicos perfeitos".

• A aplicação para 2025 foi por "isonomia de tratamento entre as distribuidoras" no ano corrente, aplicando a metodologia integral da Resolução 1114 de 2025.

• Não houve "decisão da ANEL sobrestando o tratamento da questão das perdas não técnicas" ou que condicionasse o cálculo dos anos anteriores aos resultados da metodologia publicada em 2025.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu negar provimento ao pedido de reconsideração, mantendo o despacho anterior.

6. Outros Pontos Relevantes

• Suspensão do Leilão de Reserva de Capacidade (LRCAP 2025): Confirmação do cancelamento da consulta pública relacionada, aguardando novo ato do poder concedente.

• Crescimento da MMGD: Destaque para o rápido e significativo crescimento da micro e minigeração distribuída no primeiro trimestre de 2025, evidenciando uma transformação no perfil de geração e consumo.

• Conselho de Consumidores: A participação do Conselho de Consumidores da Enel CE (CONERGE) na reunião, inclusive por vídeo, foi destacada como um avanço no diálogo e na potencialização de suas contribuições, especialmente em processos tarifários com diferimento.

• Volatilidade Tarifária e Previsão: O debate sobre o diferimento tarifário na Enel CE ressaltou a complexidade de prever tarifas futuras e a busca da ANEEL por maior previsibilidade e estabilidade, mesmo com as incertezas de mercado e eventos não recorrentes. A ANEEL lançou um informativo de tarifas trimestralmente para atualizar os movimentos tarifários.

• Cronogramas e Riscos do Empreendedor: As discussões sobre os casos Mantovilis e Dunas reforçaram o entendimento da ANEEL de que os cronogramas estabelecidos em editais e autorizações são vinculantes, e que a responsabilidade por sua execução, incluindo a gestão de riscos e a diligência em caso de imprevistos, recai sobre o agente setorial. Estratégias de antecipação e compressão de marcos são consideradas riscos próprios do empreendedor.

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