ANEEL: Análise da 14ª Reunião Pública Ordinária de 2025

1. Destaques da Reunião e Comunicações da Presidência

A sessão, presidida pelo Diretor-Geral Sandoval de Araújo Feitosa Neto, contou com a presença de cinco diretores, garantindo quórum para deliberações.

• Consultas Públicas Ativas:CP 19/2025: Aberta em 24 de abril, para alteração da Resolução Normativa 1064/2023, referente a critérios e ações de segurança de barragens associadas a usinas hidrelétricas fiscalizadas pela ANEEL.

• CP 20/2025: Iniciada em 24 de abril, visando subsídios para regulamentação do Comitê de Segurança e Governança Específica (Art. 3º da Resolução nº 1 do CNPE). Este comitê substituirá a CEPAMP no aprimoramento de modelos computacionais para programação de operação e formação de preço de curto prazo (PLD).

• CP 11/2025: Encerrará o período de contribuições em 5 de maio, buscando subsídios para o aprimoramento da revisão tarifária extraordinária da Equatorial Piauí.

• Audiência Pública e Bandeira Tarifária:Em 24 de abril, a ANEEL realizou a Audiência Pública nº 2/2025 para debater as tarifas de energia da Energisa Tocantins com consumidores do estado, parte da CP 15/2025 (contribuições até 16 de maio).

• A Agência informou que a bandeira tarifária para o mês de maio será amarela, resultando em um custo de R$ 1,885 milésimos de centavos a cada 100 KW/h consumidos, devido à redução das chuvas pela transição para o período seco.

• Aprovação de Ata: A ata da 13ª Reunião Pública Ordinária (22 de abril de 2025) foi aprovada por unanimidade.

• Pauta e Julgamento: A pauta da 14ª reunião, publicada em 24 de abril, continha 42 itens, com os itens 8 a 42 sendo deliberados em bloco. Os itens 5 e 10 foram retirados de pauta. Pedidos de sustentação oral foram feitos para os itens 1, 2, 3 e 7.

2. Principais Deliberações e Debates

A reunião focou em importantes revisões e reajustes tarifários, prorrogação de concessões e questões de utilidade pública, com intensos debates sobre a metodologia regulatória.

2.1. Reajuste Tarifário Anual da Equatorial Alagoas (Item 4)

• Relator: Ricardo Lavorato Tili.

• Assunto: Reajuste tarifário anual da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A., com vigência a partir de 3 de maio de 2025.

• Contexto: A Equatorial Alagoas atende cerca de 1,4 milhão de unidades consumidoras, com faturamento anual de R$ 2,93 bilhões. A revisão tarifária anterior (2024) resultou em uma variação média de -3,49%.

• Prequestões da Equatorial Alagoas: Efeito retroativo de perdas não técnicas (CP19/2024), reconhecimento de perdas da receita da parcela B (sistema de compensação de energia elétrica), e revisão de componentes financeiros negativos.

• Pedido de Diferimento Tarifário: A Equatorial Alagoas solicitou um diferimento positivo de R$ 150 milhões para reduzir a volatilidade tarifária futura. O Conselho de Consumidores da Equatorial Alagoas manifestou-se a favor.

• Proposta da STR (sem diferimento): Um efeito médio de -11,9% para os consumidores, com -11,1% para alta tensão e -11,9% para baixa tensão. A tarifa residencial (B1) seria de R$ 763,44 por MWh. Esta redução significativa deve-se, em grande parte, à quitação das contas COVID e escassez hídrica, e à intensificação do sinal locacional em Alagoas (redução de 60% no custo de transmissão para a distribuidora).

• Proposta do Relator (com diferimento): Homologar o reajuste tarifário com um efeito médio de -6,79% para o consumidor (-6,78% para alta tensão e -6,79% para baixa tensão), acolhendo o diferimento de R$ 150 milhões. Este valor será reconhecido como passivo regulatório a ser revertido no próximo processo tarifário, remunerado pela Selic. O objetivo é reduzir a volatilidade tarifária, garantindo maior previsibilidade e estabilidade.

• O Diretor Tili destacou: "Ano passado nós tivemos um reajuste, foi revisão de menos 3,5%, esse ano -11,90%, quase 12%, mesmo diferindo a gente já preocupado com o reajuste de 12% ano que vem, eh a gente mostra que o custo da energia elétrica em alguns estados tem se tornado muito abaixo da inflação, tem melhorado a qualidade de vida do dos usuários desse serviço".

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu homologar o reajuste tarifário anual da Equatorial Alagoas com efeito médio de -6,79%, acolhendo o diferimento de R$ 150 milhões. A decisão também fixou as tarifas TUSD e TE, estabeleceu valores de receita anual para instalações de conexão e homologou o valor mensal de recursos da CDE.

2.2. Revisão Tarifária Periódica da Neoenergia Pernambuco (Item 1)

• Relator: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva.

• Assunto: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da Companhia Energética de Pernambuco – Neoenergia Pernambuco, a vigorar a partir de 29 de abril de 2025.

• Contexto: A revisão tarifária da Neoenergia Pernambuco estava agendada para 29 de abril de 2025, após consulta pública e audiência pública em Recife.

• Ponto Central do Debate: A definição da meta de perdas não técnicas (PNT), especificamente a utilização da Energisa Acre como benchmark.

• Argumentos da Neoenergia Pernambuco (Sr. Breno Fernandes Lobo Nogueira):A Energisa Acre possui características de "outlier" e possível inconsistência no modelo de benchmark.

• Neoenergia Pernambuco atua em um mercado de alta complexidade, com forte presença de organizações criminosas, fatores socioeconômicos e comportamentais que agravam o combate às perdas, o que não é coerente com o benchmark da Energisa Acre.

• Pernambuco apresenta maior violência (3ª posição em mortes violentas intencionais em 2023, enquanto Acre melhorou), maior população em favelas (12%, a 6ª maior do país), e ocorrência de assassinatos de equipes da Neoenergia no combate às perdas.

• Disparidades operacionais: área de atuação da Neoenergia Pernambuco é 3 vezes maior, atende 14 vezes mais consumidores, e possui 23 vezes mais domicílios em favelas que a Energisa Acre.

• A metodologia da ANEEL, com 138 modelos econométricos e 17 variáveis, indica a Energisa Acre como benchmark principal com 50,28% de probabilidade de comparação, mas a Neoenergia Pernambuco argumenta que em 15 das 17 variáveis ela se assemelha mais a outras distribuidoras (ex: Coelba, EDP Espírito Santo).

• Identificação de Erro Material: A variável "roubo de veículos" não foi considerada em 25 dos 138 modelos econométricos para a Energisa Acre, levando a uma distorção. A Neoenergia Pernambuco simulou que a exclusão dessa variável aumentaria a complexidade relativa da Neoenergia Pernambuco, reduzindo a probabilidade de comparação com a Energisa Acre de 50,28% para 43,37%, e resultaria em uma meta de perdas regulatórias de 16,38% (vs. 15,84%).

• Análise da STR (Sr. Charles Alexandre Lenza Rocha):O efeito médio do reajuste da Neoenergia Pernambuco ficou em 0,61%.

• A STR defendeu que a metodologia de perdas não técnicas já considera as diferenças entre as concessões através das probabilidades de comparação, e que a empresa benchmark é aquela que resulta no menor percentual regulatório.

• Posição da Procuradoria: Não foi consultada, mas a questão é de ordem técnica.

• Debate da Diretoria:Diretor Sandoval: Questionou a não comparabilidade direta entre as empresas e a aplicabilidade da metodologia que, embora não considere caso a caso, reconhece a complexidade. Indagou sobre a ausência do dado de "roubo de carro" e como a metodologia trata dados faltantes. Mencionou que a própria Neoenergia havia solicitado no passado que a Energisa Acre fosse seu benchmark.

• Superintendente Leandro: Explicou que a metodologia prevê o tratamento de dados faltantes: se faltam poucos anos, é feita inferência; se não há dado para nenhum ano (como no caso do roubo de veículos no Acre), os modelos que usam essa variável são desconsiderados para aquela distribuidora. Ele simulou o impacto de usar dados de Rondônia para o Acre, resultando em pequenas alterações (0,02% no ponto de partida e 0,08% no ponto de chegada da PNT), indicando que o impacto seria pequeno e que a metodologia já tratou disso. Afirmou que a metodologia tem robustez e que a ANEEL está próxima de rediscutir a própria regra.

• Diretor Fernando Mosna (Relator): Reafirmou que não se trata de classificar a Energisa Acre como outlier, mas de garantir que todos os 138 modelos econométricos sejam rodados para fins de comparabilidade. Propôs conceder uma medida cautelar de ofício para desconsiderar a Energisa Acre como benchmark e fixar o referencial regulatório para PNT no ponto de partida da Neoenergia Pernambuco (16,31%), sem trajetória de redução, até que a STR realize uma análise aprofundada (180 dias) sobre o alegado erro material na modelagem da Energisa Acre. Isso resultaria em um efeito tarifário médio de 0,65% para o consumidor. Ele argumentou que a incerteza quanto aos dados justifica a cautela.

• Diretora Ludmila: Divergiu do relator e acompanhou a proposta da STR de fixar o efeito médio em 0,61%, mantendo a Energisa Acre como benchmark, e fixando o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2025 a 2028 conforme a tabela da STR (com trajetória decrescente de 16,19% para 15,84%). Ela e a Diretora Agnes não acompanharam a medida cautelar e a determinação para a STR realizar análise aprofundada sobre o erro material.

• Decisão: A Diretoria, por maioria, acompanhando a divergência da Diretora Ludimila Lima da Silva (e vencidos os Diretores Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva e Ricardo Lavorato Tili), decidiu:

• Aprovar o resultado da Revisão Tarifária Periódica da Neoenergia Pernambuco, com efeito médio de 0,61%.

• Fixar o referencial regulatório para perdas de energia para os reajustes de 2025 a 2028 com a trajetória de redução proposta pela STR.

• Não foi concedida a medida cautelar para desconsiderar a Energisa Acre como benchmark e nem a determinação para análise aprofundada sobre o alegado erro material.

2.3. Reajuste Tarifário Anual da CPFL Paulista (Item 3)

• Relatora Original: Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Relator do Voto-Vista: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva.

• Assunto: Reajuste Tarifário Anual da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, a vigorar a partir de 8 de abril de 2025.

• Contexto: O processo já havia sido debatido em reunião anterior (11ª RPO), onde a relatora propôs um reajuste de 4,56%, incluindo um componente financeiro de R$ 1,3 bilhão, decorrente de uma proposta de parcelamento (em 5 anos) de um valor de R$ 4,68 bilhões. Este valor provém de uma decisão judicial transitada em julgado que condenou a ANEEL a afastar a eficácia de notas técnicas anteriores, mantendo a incidência de normas vigentes à época dos contratos da CPFL Comercialização.

• Fato Novo e Debate Jurídico:Após o pedido de vista do Diretor Fernando Mosna, uma decisão judicial (11 de abril de 2025) reconheceu a natureza ilíquida do título executivo e afastou a possibilidade de tratar temas tarifários nessa ação de cumprimento de sentença.

• A Procuradoria Federal, em nova nota jurídica (25 de abril de 2025), reviu seu entendimento anterior e reconheceu a iliquidez do título, recomendando que o processo de reajuste tarifário prosseguisse sem contemplar o cumprimento da obrigação judicial, sugerindo que se aguarde sua liquidação em juízo ou eventual acordo, seguindo a Norma de Organização ANEEL nº 54/2023 (que trata de acordos).

• Argumentos da CPFL (Sr. Márcio Pina Marques): Reiterou que o título é líquido, que o valor foi calculado pela ANEEL e AGU em debate, e que não se trata de um acordo, mas de um cumprimento de sentença. Buscou que o cumprimento fosse feito conforme a proposta inicial, para evitar riscos para a agência e repasse tarifário.

• Debate da Diretoria:Diretor Fernando Mosna (Relator do Voto-Vista): Enfatizou a decisão judicial que declarou a iliquidez do título, vinculando a administração. Argumentou que a proposta de parcelamento com concessões recíprocas (parcelamento, atualização, renúncia parcial) configura um acordo extrajudicial, que deve seguir a Norma de Organização 54/2023, exigindo processo próprio, instrução reforçada e motivação formal. Apontou que a ausência de liquidez e divergências nos valores (empresa indicava R$ 9 bilhões, AGU R$ 4,6 bilhões) impedem o repasse tarifário direto. Mencionou que o contrato bilateral entre as partes relacionadas (CPFL Paulista e CPFL Comercialização) não previa juros de mora, apenas correção pelo IGP-M, o que levaria o valor a R$ 3 bilhões, e não R$ 4,6 bilhões com SELIC. Propôs homologar o reajuste tarifário sem o componente financeiro da execução judicial, resultando em um efeito médio de -3,66%. A diferença de receita pela postergação do reajuste seria compensada no processo de 2026.

• Diretora Agnes (Relatora Original): Diante dos novos fatos e da nova avaliação da procuradoria, alterou seu voto para acompanhar a recomendação da procuradoria e o entendimento do Diretor Fernando Mosna. Reconheceu a iliquidez da sentença e a necessidade de a proposta ser recepcionada como acordo, seguindo a Norma de Organização 54/2023. Propôs o mesmo efeito tarifário de -3,66% e a compensação da diferença de receita em 2026.

• Consenso: Houve um alinhamento da diretoria com a nova compreensão jurídica, demonstrando a importância do colegiado para reavaliar decisões à luz de fatos novos.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu:

• Homologar o reajuste tarifário anual da CPFL Paulista, com efeito médio de -3,66%.

• Fixar as tarifas TUSD e TE, e estabelecer valores de receita e recursos da CDE.

• Compensar a diferença de receita pela postergação do reajuste (de 8 de abril até a data da publicação da resolução homologatória) no processo tarifário de 2026, atualizada pela Taxa Selic.

• Determinar que, em processo apartado, a Procuradoria Federal questione a CPFL Paulista e a CPFL Brasil se as condições apresentadas na Carta nº 003/RR/CPFL ENERGIA/2025 estão mantidas e, em caso de concordância, que a referida Carta seja recepcionada como proposta de acordo, na forma da Norma de Organização ANEEL nº 54/2023.

2.4. Cumprimento dos Critérios para Prorrogação do Contrato de Concessão da EDP Espírito Santo (Item 7)

• Relatora Original: Ludimila Lima da Silva.

• Relator do Voto-Vista: Ricardo Lavorato Tili.

• Assunto: Cumprimento dos critérios para prorrogação do Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 1/1995-DNAEE, da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A., nos termos da Lei nº 9.074/1995 e do Decreto nº 12.068/2024.

• Ponto Central do Debate: O papel da ANEEL na avaliação e recomendação da prorrogação de concessões, e se a análise deve se limitar aos critérios mínimos do Decreto 12.068/2024 ou incorporar um conceito mais amplo de "serviço adequado".

• Argumentos da Abradee (Sr. Ricardo Brandão Silva):A competência para prorrogar concessões é da União (Poder Concedente), e a atuação da ANEEL é uma delegação de competência, limitada pelos termos do Decreto 12.068/2024.

• O Decreto 12.068/2024 já estabelece claramente os critérios (eficiência de continuidade, gestão econômico-financeira, e ausência de processo de caducidade), sem espaço para critérios adicionais pela ANEEL.

• O papel da ANEEL é instrutório, fornecendo informações ao MME, conforme o Art. 10 do Decreto.

• Posição da Procuradoria (Parecer 080/2025):Concordou que a competência é do Poder Concedente.

• Entendeu que os critérios do Decreto 12.068/2024 (eficiência, continuidade e gestão econômico-financeira, e ausência de processo de caducidade) são suficientes para tutelar a prestação do serviço adequado, sendo uma opção legítima do Poder Concedente.

• A ANEEL não teria competência para estabelecer critérios adicionais.

• Debate da Diretoria:Diretor Ricardo Lavorato Tili (Relator do Voto-Vista): Discordou da procuradoria e da Abradee. Argumentou que o papel da ANEEL não é meramente protocolar, mas de "recomendar" ao MME, o que exige um ato opinativo qualificado, fundamentado em todos os contornos legais, jurídicos e regulatórios, não se restringindo a um "carimbado". O Decreto 12.068/2024 estabelece critérios mínimos, mas a ANEEL deve considerar o conceito amplo de "serviço adequado" previsto na Lei 8.987/95 (regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia e modicidade tarifária). Propôs incorporar, além dos critérios do decreto, a observação de uma tendência crescente da relação DECEXPURGO/DECLIMITE (acima de 140%) e novas premissas (Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor - IASC, Tempo Médio de Atendimento de Demandas Emergenciais - TMAE, e percentual de obras atrasadas). Também propôs a realização obrigatória de audiência pública para futuras prorrogações (com ressalva para a EDP ES devido ao prazo exíguo). A EDP Espírito Santo, em sua análise, atendeu todos os critérios.

• Diretor Fernando Mosna: Manteve seu voto anterior (que não foi detalhado na Ata), mas alinhou-se ao voto do Diretor Ricardo no sentido de incorporar mais critérios, reforçando a necessidade de uma análise mais robusta pela ANEEL. Enfatizou que a decisão de recomendar é um ato discricionário da diretoria colegiada, e não um mero ofício técnico.

• Diretora Ludimila Lima da Silva (Relatora Original): Manteve seu voto, que recomenda a prorrogação da EDP ES com base estritamente nos critérios do Decreto 12.068/2024. Acompanhada pela Diretora Agnes. Argumentou que a metodologia do decreto já é suficiente e que a ANEEL não tem competência para adicionar critérios.

• Diretor Sandoval: Confiou na posição da Diretora Ludmila e acompanhou seu voto. Ressaltou que, embora algumas concessões não prestem um serviço à altura, o Poder Concedente é o titular do serviço e define os critérios para renovação. A ANEEL deve atuar exigindo, fiscalizando e aplicando penalidades, e, se for o caso, recomendando a caducidade, mas dentro de sua missão institucional e dos parâmetros definidos. Questionou a necessidade da deliberação colegiada se a análise é limitada a "carimbar" o cumprimento dos critérios do decreto.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu recomendar ao Ministério de Minas e Energia – MME a prorrogação do Contrato de Concessão de Distribuição da EDP Espírito Santo Distribuição de Energia S.A. (EDP ES), reconhecendo o cumprimento dos critérios do Decreto nº 12.068/2024.

• No entanto, a Diretoria, por maioria (acompanhando o voto da Diretora-Relatora Ludimila Lima da Silva, e vencidos os Diretores Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva e Ricardo Lavorato Tili), decidiu não avaliar outros elementos além dos critérios disciplinados no art. 2º do Decreto nº 12.068/2024 ao analisar pedidos de renovação das concessões de distribuição para fins de recomendação ao MME.

2.5. Condições de Atendimento ao Município de Manicoré, Amazonas (Item 6)

• Relatora: Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Assunto: Avaliação das condições de atendimento ao município de Manicoré, Amazonas, e a necessidade de prorrogação do contrato de locação de geração termelétrica temporária.

• Contexto: Manicoré é atendida pela Amazonas Energia S.A., e o suprimento de energia contou com uma segunda usina (UTE Manicoré II) de caráter emergencial e temporário desde 2021, devido à situação de recuperação judicial e riscos financeiros da Powertec Engenharia (titular da UTE Manicoré-Powertech). A Portaria MME 714/2022 previu a possibilidade de prorrogação da contratação de locação.

• Avaliação das Áreas Técnicas (SFF e SFT):A UTE Manicoré-Powertech (Powertec) tem atendido as condições operacionais e as fiscalizações apontam condições técnicas adequadas.

• Houve melhora significativa na situação econômico-financeira da Powertec, com entrada em operação de todas as térmicas contratadas em leilão de 2016, cujas receitas seriam suficientes para cobrir custos e obrigações.

• As áreas técnicas concluíram que não mais se vislumbra a necessidade de prorrogação da contratação da geração prevista pela Portaria 714/2022. No entanto, ressalvaram a pendência da conclusão da recuperação judicial e ação revisional da Powertec.

• Posição da Procuradoria (Nota Jurídica 09/2025):Analisou os processos judiciais da Powertec (recuperação judicial e ação revisional) e concluiu que a situação judicial "ainda potencialmente contém riscos da recuperação financeira da empresa", pois as decisões judiciais (como o "stay period" e a tutela antecipada que suspende cobranças de bancos) são precárias e podem ser revertidas.

• Portanto, a procuradoria entendeu que ainda há risco à saúde financeira da empresa que pode comprometer o abastecimento, justificando a prorrogação da contratação excepcional de geração termoelétrica para Manicoré.

• Mencionado custo mensal da UTE Manicoré II (locada) de R$ 1,2 milhão, enquanto a UTE Manicoré I (Powertec) tem custo de R$ 7,1 milhões (fixo de operação e manutenção).

• Voto da Relatora (Diretora Agnes):Apesar da melhora das condições técnicas e econômico-financeiras da Powertec, a relatora, com base no "princípio da precaução" e na avaliação da procuradoria sobre a persistência dos riscos judiciais, entendeu como mais adequada a extensão do contrato de locação da UTE Manicoré II por mais 180 dias.

• Esta seria a última prorrogação possível sob a Portaria 714/2022 (limite de 36 meses).

• Sugeriu que, dada a aproximação do fim da vigência da Portaria, a ANEEL analise a conveniência e oportunidade de aplicar o Decreto 12.054/2024, que prevê soluções estruturais para suprimento em sistemas isolados em casos de inviabilidade de PI (Produtor Independente).

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu:

• Reconhecer que as condições de atendimento a Manicoré pela Powertec não foram restabelecidas integralmente devido à recuperação judicial e processo judicial em curso.

• Reconhecer que não há impedimento para que a Amazonas Energia possa prorrogar o fornecimento de energia (UTE Manicoré II) em caráter excepcional e temporário por até 180 dias.

• Determinar que as Superintendências (SFT, SFF) acompanhem a prorrogação, continuem as fiscalizações operacionais da UTE Manicoré-Powertech e UTE Manicoré II.

• Determinar que a Procuradoria Federal informe sobre a evolução dos processos judiciais para instruir ações adicionais da ANEEL (preservar suprimento e reduzir custos).

• Determinar que as Superintendências (SCE, SFT, SFF, SGM) analisem a conveniência e oportunidade de aplicar o Decreto 12.054/2024 para uma solução estrutural de suprimento em Manicoré.

2.6. Questão Administrativa da Revati Geradora de Energia Elétrica Ltda. (Item 15 - Bloco)

• Relator: Ricardo Lavorato Tili.

• Assunto: Requerimento Administrativo da Revati Geradora de Energia Elétrica Ltda. sobre o ressarcimento do Contrato de Energia de Reserva – CER nº 26/2008.

• Destaque do Bloco: A Diretora Agnes solicitou destaque para esclarecer um ponto de redação sobre a incidência de IGPM e juros.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu dar parcial provimento ao pedido da Revati. Foi deferido o pedido de alteração do valor de ressarcimento (CCEEL deverá revisar cálculos), mas indeferido o pedido de não utilização de correção monetária/juros ou alteração do índice para IPCA, e o pedido de pagamento com energia da Usina Madhu.

• Parcelamento: Concedido o parcelamento em 6 (seis) parcelas mensais, acrescidas de atualização monetária pelo IGP-M e juros de mora de 1% ao mês pro rata die sobre o saldo devedor.

2.7. Reajuste Tarifário Anual da Light Serviços de Eletricidade S.A. (Item 2)

• Relator: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva.

• Relator do Voto-Vista: Ricardo Lavorato Tili.

• Assunto: Reajuste tarifário anual da Light Serviços de Eletricidade S.A., a vigorar a partir de 15 de março de 2025.

• Contexto: O processo já vinha de um voto-vista da Diretora Ludmila.

• Fato Novo (Apresentado na Reunião): A Light, através de seu representante Felipe Tenório, informou que a Receita Federal do Brasil deferiu parcialmente a habilitação de créditos de PIS/COFINS, reconhecendo um valor de aproximadamente R$ 3,9 bilhões (a preço de maio de 2020), o que é inferior ao que a Light já havia devolvido aos consumidores via tarifa (R$ 5,1 bilhões até fevereiro de 2025). Isso geraria uma diferença a recuperar pela Light de R$ 146 milhões, alterando o efeito tarifário original de -11,96% para -1,08% (já considerando o diferimento).

• Essa comunicação da Receita Federal ocorreu em 14 de abril, mas a ANEEL (STR e SFF) não tinha conhecimento oficial até a reunião.

• O Diretor Sandoval expressou "perplexidade com a forma como a companhia se relaciona com o regulador", dada a importância da informação e a falta de comunicação prévia às áreas técnicas.

• Voto da Diretora Ludmila (mantido do voto-vista anterior):Homologar o RTA com efeito médio de -5,76%.

• Homologar um passivo regulatório para a Light de R$ 893.226.702,02 (oitocentos e noventa e três milhões, duzentos e vinte e seis mil, setecentos e dois reais e dois centavos), a ser atualizado pela Selic e reavaliado no próximo processo. Esta proposta se baseou em um diferimento parcial (efeito tarifário gerado pela saída do componente financeiro PIS/COFINS do processo anterior e entrada de novo componente financeiro no processo em curso), conforme solicitação do Conselho de Consumidores da Distribuidora.

• Voto do Diretor Ricardo Lavorato Tili (com o fato novo):Homologar o RTA com efeito médio de -1,67%.

• Excluir do cálculo o componente financeiro negativo de R$ 1,44 bilhão referente aos créditos de PIS/COFINS.

• Determinar que a diferença de receita pela postergação do reajuste (de 15 de março até a publicação da resolução) seja compensada no processo de 2026, atualizada pela Selic.

• Determinar que a SFF fiscalize os valores de créditos PIS/COFINS habilitados e aproveitados até o próximo processo tarifário, propondo ajustes conforme a Lei nº 14.385/2022.

• O Diretor Tili justificou seu voto afirmando que, embora a informação tenha sido de última hora, não haveria prejuízo para o consumidor e que a fiscalização futura sanaria eventuais divergências, aproveitando o "espaço tarifário" (reajuste negativo) para evitar grande volatilidade no ano seguinte.

• Decisão: O Diretor-Geral Sandoval de Araújo Feitosa Neto pediu vista do processo para se reunir com a empresa e entender melhor a dinâmica da nova comunicação da Receita Federal do Brasil.

3. Outras Deliberações Importantes

• Aprimoramento das Regras de Comercialização (Item 9): Por unanimidade, a Diretoria decidiu instaurar Consulta Pública (intercâmbio documental, 45 dias) para aprovação de versão de módulo de Regras de Comercialização, atendendo à Resolução Normativa nº 1.093/2024. O processo será redistribuído devido ao término do mandato do Diretor Ricardo Lavorato Tili em 24 de maio de 2025.

• Recursos Administrativos e Declarações de Utilidade Pública (Bloco): Diversos itens do bloco foram aprovados por unanimidade, incluindo recursos administrativos de consumidores e empresas, e declarações de utilidade pública para fins de desapropriação ou instituição de servidão administrativa para implantação de subestações e linhas de distribuição por diversas distribuidoras (Cemig-D, Copel, Coelba, RGE Sul, Elektro Redes, Energisa Minas Rio, Energisa Maranhão Transmissora, Energisa Tocantins, Energisa Mato Grosso do Sul, Sulgipe, Enel CE, CPFL Paulista), e revogações de autorizações (Shell Brasil Petróleo Ltda. para UFVs Aquarii Solar, concessão PCH Santa Cruz).

4. Observações Gerais

• A reunião demonstrou a complexidade das decisões regulatórias, que envolvem aspectos técnicos, jurídicos, econômicos e sociais.

• A importância da análise de fatos novos e da atuação colegiada da diretoria da ANEEL foi evidente em diversos processos, especialmente nos reajustes tarifários da CPFL Paulista e Light.

• O debate sobre o papel da ANEEL na prorrogação de concessões de distribuição, e a extensão de sua capacidade de avaliação para além dos critérios mínimos estabelecidos por decreto, permanece um ponto de divergência entre os diretores, com implicações futuras para o setor e o controle externo.

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