ANEEL: Análise da 16ª Reunião Pública Ordinária de 2025

1. Assuntos Gerais e Pautas Futuras:

• A reunião foi presidida pela Diretora-Geral Substituta, Agnes Maria de Aragão da Costa, com a presença dos diretores Ricardo Lavorato Tili, Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva e Ludimila Lima da Silva. O Diretor-Geral, Sandoval Feitosa, esteve ausente em imersão institucional.

• Foram anunciadas as datas de encerramento de contribuições para diversas consultas públicas e tomadas de subsídio, incluindo:

• Consulta Pública nº 15/2025 (revisão tarifária da Energia Tocantins).

• Tomada de Subsídio nº 4/2025 (alterações em procedimentos de rede do ONS).

• Consultas Públicas nº 16/2025 e 17/2025 (revisão de Receita Anual Permitida de contratos de concessão de transmissão).

• Consulta Pública nº 18/2025 (aperfeiçoamento do edital do Leilão nº 4/2025).

• Destaques da agenda da ANEEL:Participação na 12ª reunião de alto nível das associações regionais de mercados emergentes e na 22ª Energy Regulators Regional Association Annual Conference em Mascate, Omã (4 a 6 de maio).

• Reunião com delegação da África do Sul para discutir o modelo de leilões de transmissão brasileiro (5 de maio).

• Representação em seminário internacional sobre infraestrutura, segurança jurídica e jurisdição constitucional em Madrid, Espanha (5 a 7 de maio).

• Participação no seminário "Fortalecimento dos povos indígenas na transição verde", organizado pela Embaixada da Austrália (7 de maio), onde foram compartilhadas experiências sobre modelos de consulta e copropriedade em projetos de energia.

• Workshop de esclarecimento sobre o Leilão de Transmissão nº 4/2025 (9 de maio), transmitido online, com a participação de aproximadamente 300 pessoas. O leilão, agendado para 31 de outubro na B3 em São Paulo, oferecerá 11 lotes de concessões, totalizando 178 km de novas linhas de transmissão e 4400 MVA em capacidade de transformação

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2. Pautas Deliberadas:

2.1. Revisão Tarifária Periódica da EDP Espírito Santo (Processo 48500.004029/2025-12)

• Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública para a Revisão Tarifária Periódica de 2025 da EDP Espírito Santo.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu instaurar Consulta Pública entre 14 de maio de 2025 e 27 de junho de 2025, com audiência pública em 5 de junho de 2025.

• Principais pontos:A revisão tarifária da EDP ES vigorará a partir de 7 de agosto de 2025.

• A EDP ES atende aproximadamente 1.77 milhão de unidades consumidoras em 70 dos 78 municípios do Espírito Santo, com uma receita anual de cerca de R$ 5.5 bilhões.

• A proposta de revisão tarifária considera um efeito médio de 11,65% para os consumidores, com variações por grupo e subgrupo.

• Houve uma alteração importante na Parcela A, que agora inclui receitas irrecuperáveis, típica do novo contrato de concessão.

• Os custos de distribuição (Parcela B) incluem uma previsão de redução de 0,23% nos custos operacionais.

• A nova base de remuneração regulatória tem um impacto de 4,23%.

• O fator X (utilizado para correção da Parcela B nos próximos reajustes) terá componentes PD (ganho de produtividade), Q (qualidade) e trajetória de custo operacional.

• As perdas regulatórias, especialmente as não técnicas, passarão de 13,307% para 12,14% até 2029.

• Componentes financeiros representam 4,32% no efeito médio.

• A vigência das novas tarifas está prevista para 7 de agosto de 2025.

2.2. Alteração do Estatuto Social da CCEE (Processo 48500.000100/2024-15)

• Assunto: Avaliação da proposta de alteração do Estatuto Social da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em decorrência do Decreto nº 11.835/2023.

• Decisão: O Diretor Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva pediu vista do processo. O Diretor-Relator, Ricardo Lavorato Tili, acompanhado pela Diretora Ludimila Lima da Silva, votou pela homologação do Estatuto Social.

• Principais pontos de discussão:A CCEE submeteu uma nova versão do seu estatuto social após a ANEEL não homologar a versão anterior devido a apontamentos de ilegalidades na 42ª RPO de 2024.

• As ilegalidades anteriores (faculdade de adesão, impedimentos para conselheiros, restrição à recondução, requisitos de qualificação) foram consideradas sanadas na nova versão.

• Ponto de divergência: O Diretor Fernando Mosna questionou a validade da premissa da procuradoria de que, com a rejeição da homologação anterior, o restante do estatuto estaria resguardado por "coisa julgada administrativa". Ele argumentou que, como não houve homologação, mesmo que parcial, não há coisa julgada e todo o estatuto deveria ser reavaliado.

• Nova ilegalidade apontada pelo Diretor Mosna: O Artigo 15, Parágrafo 4º, do estatuto proposto, que permite ao próprio estatuto definir a distribuição do número total de votos na Assembleia Geral, contraria a legislação (Lei 9427 e Decreto 5163/2004), que atribui essa competência à Convenção de Comercialização. Ele argumentou que isso seria uma "patente ilegalidade que a procuradoria não viu a SGM não viu estamos vendo agora".

• A Procuradoria, representada por Eduardo Ramalho, concordou que não há coisa julgada administrativa e que a análise de legalidade é o foco. No entanto, em relação ao ponto específico levantado por Mosna, Ramalho não conseguiu identificar imediatamente a ilegalidade sem uma análise mais aprofundada.

• Ricardo Tili manteve seu voto pela homologação integral, argumentando que a cláusula questionada, por não estar atualmente tratando da distribuição de votos, seria "letra morta" e não violaria a legislação.

2.3. Pedido de Reconsideração da Light Serviços de Eletricidade S.A. (Processo 48500.001526/2023-05)

• Assunto: Pedido de Reconsideração da Light S.A. para alterar os percentuais de perdas não técnicas definidos na Revisão Tarifária Periódica de 2022.

• Decisão: A Diretora Ludimila Lima da Silva pediu vista do processo. O Diretor-Relator, Ricardo Lavorato Tili, votou por dar provimento parcial ao pedido, acolhendo a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE).

• Argumentos da Light (apresentados por Halisson Rodrigues):Identificação de distorções na definição das perdas regulatórias na revisão de 2022, resultantes do aumento dos percentuais de perdas não técnicas devido à redução do mercado de baixa tensão e problemas na apuração do DMF (Diferença entre Mercado Medido e Faturado).

• A Light argumenta que a ANEEL não considerou o impacto total das perdas (R$ 602 milhões em todo o ciclo tarifário, chegando a R$ 5,4 bilhões em valores totais acumulados, que levam a um déficit de R$ 508 milhões), e que o risco de mercado na revisão tarifária não deve ser alocado à concessionária.

• Referência à CP09 da ANEEL, que permitiu a retificação de perdas não técnicas para outras distribuidoras, e à nota técnica 1056 da ANEEL, que afirma que "na revisão tarifária em todos os modelos de contrato o risco de mercado é alocado ao poder concedente".

• Argumentos da ANEEL e do Relator:A Procuradoria, embora sem parecer formal para este processo, reiterou que o equilíbrio econômico-financeiro deve seguir as regras de reajuste e revisão, com ressalvas a flexibilizações.

• Ricardo Tili destacou que, ao considerar o ciclo tarifário completo, as inequações do submódulo 2.9 do PRORET (que define a admissibilidade de RTE) seriam preenchidas, evidenciando o desequilíbrio da concessão.

• O relator argumentou que o risco de mercado em momento de revisão tarifária não deve ser imputado à distribuidora, especialmente diante de uma "queda de mercado tão brusca" como a do Rio de Janeiro (26% de redução do mercado de baixa tensão entre 2015 e 2022, enquanto a perda média se manteve). Ele defendeu que a metodologia aplicada em 2022 não conseguiu capturar essa distorção.

• Dúvidas dos diretores: Ludimila Lima e Agnes Maria expressaram dúvidas sobre a falta de uma análise da área técnica sobre as premissas para considerar o impacto das perdas ao longo de todo o ciclo (e não apenas anual), e sobre a avaliação de que os desequilíbrios observam a concessão e não a gestão da empresa.

2.4. Caducidade de Concessões do Grupo MEZ (Processos 48500.003542/2024-13 a 48500.003512/2024-07)

• Assunto: Análise de falhas e transgressões aos contratos de concessão e propostas de solução do grupo MEZ (MEZ 6, 7, 8, 9 e 10), com recomendação de caducidade das concessões.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu:

• Negar provimento aos pleitos de excludente de responsabilidade associados à implantação dos empreendimentos.

• Negar provimento às propostas de solução apresentadas pelo grupo MEZ.

• Encaminhar os processos ao Ministério de Minas e Energia (MME) com a recomendação de declaração de caducidade aos Contratos de Concessão nº 2/2021, 6/2021, 7/2021, 13/2021 e 15/2021-ANEEL.

• Contexto e fatos:Os contratos, assinados em 2021, apresentaram avanço físico igual a zero até o momento, não cumprindo marcos intermediários e datas limite contratuais (especialmente a MEZ 9, com data limite em setembro de 2024).

• Humberto Augusto Viana (SFT) e Taciana Gomes Chaves (SCE) apresentaram os impactos da inexecução das obras: sobrecarga e regime normal e em contingências, possibilidade de corte de cargas (destacando um corte de 870 MW em São Paulo em 2024 que poderia ter sido mitigado), esgotamento de transformação em subestações e afundamento de tensão.

• As tentativas preventivas da ANEEL, incluindo fiscalizações e Termos de Intimação (TIPs), não resultaram em avanço das obras.

• Alegações da MEZ e refutações da ANEEL:Alteração do objeto dos contratos: A MEZ alegou que resoluções autorizativas de reforços para a CETEP alteraram o objeto. A ANEEL refutou, afirmando que as resoluções (2020, pré-leilão, e 2022, detalhamento) não mudaram o objeto e que a MEZ tinha livre gestão na escolha de fabricantes e acesso a instalações existentes.

• Dificuldades no compartilhamento de túnel: Não foi possível quantificar ou comprovar nexo de causalidade com o atraso.

• Planos de recuperação: As propostas não apresentaram ações efetivas ou avanço para superar os obstáculos.

• Propostas de solução da MEZ: Incluíam transferência de controle (com condicionantes como redução de escopo, alteração de objeto, novo prazo, manutenção da RAP) ou distrato amigável (sem penalidades e com devolução de valores).

• Análise da ANEEL: As propostas não atenderam aos requisitos da Resolução 1077 (sobre planos de transferência de controle), e as condicionantes (redução de escopo, extensão de prazo) afetariam o equilíbrio da concessão. A ANEEL também refutou o distrato amigável, pois a necessidade dos empreendimentos permanece e não foi demonstrada inviabilidade.

• Conclusão: A incapacidade da MEZ de cumprir obrigações ou apresentar planos viáveis, somada à importância crítica das obras para o SIN, levou à recomendação de caducidade.

2.5. Metodologia de Análise de Máximo Esforço na Cobrança de Encargos Rescisórios (Processo 48500.002429/2023-21)

• Assunto: Resultado da Consulta Pública nº 5/2025 para estabelecer a metodologia de análise do "máximo esforço" das transmissoras na cobrança de encargos rescisórios de Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUSTs).

• Decisão: A Diretora Ludimila Lima da Silva pediu vista do processo. O Diretor-Relator, Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva, votou pela aprovação da resolução normativa.

• Contexto: O processo trata de uma situação "extraordinária" de inadimplência (mais de R$ 1 bilhão em multas contratuais, podendo chegar a R$ 1,5 bilhão com valores suspensos judicialmente) decorrente da "corrida do ouro" (projetos de geração que não foram implementados e tiveram CUSTs rescindidos).

• Principais pontos do debate:Natureza dos encargos rescisórios: Abrate e Abdib (representadas por Rafael Janiques e Caio Figueiredo) reiteraram que os encargos são multas indenizatórias, não receitas das transmissoras. Se recebidos, seriam devolvidos ao sistema; se não, as transmissoras sofreriam desconto em suas RAP.

• Máximo Esforço: A consulta pública visa definir critérios para comprovar o máximo esforço das transmissoras na cobrança.

• Ponto de discórdia principal: A proposta da ANEEL (Art. 2º, II da minuta) exige a "obtenção de decisão judicial de mérito favorável com trânsito em julgado" como um dos requisitos para o máximo esforço.

• Crítica das associações: Argumentam que é uma "obrigação impossível" ou que "extrapola o controle" das transmissoras, pois depende de um terceiro (o juiz). Sugerem que o mero ajuizamento da ação seja suficiente.

• Defesa do Diretor Mosna: Reiterou que não é uma "obrigação impossível", mas uma "condição" sujeita a evento futuro e incerto. Ele argumenta que é necessário exigir o "máximo esforço", não o "mínimo", e que a decisão transitada em julgado é o elemento mais objetivo e seguro para identificar tal esforço. Ele também defendeu o inciso IV (outras providências eficazes) como objetivo, permitindo avaliar casos concretos.

• Centralização da cobrança no ONS: As transmissoras concordam com a centralização das ações judiciais no ONS, que já tem parecer favorável da Procuradoria para representar as transmissoras.

• Desconto antecipado da receita: As transmissoras se opõem ao desconto antecipado dos valores na RAP, argumentando que isso geraria insegurança jurídica e prejudicaria investimentos.

• Posicionamento do Diretor Mosna: Mudou seu entendimento inicial (de manter o valor na RAP), agora acompanhando a área técnica de retirar da RAP e devolver o valor se o máximo esforço for comprovado. Ele acredita que isso incentiva a diligência.

• Dúvidas dos diretores: Ludimila Lima e Agnes Maria manifestaram dúvidas sobre a razoabilidade da exigência de trânsito em julgado, considerando o controle limitado dos agentes sobre o processo judicial, e sobre a inversão da ordem de reconhecimento da receita e a aplicação do desconto.

2.6. Legitimidade da Representação do Município de Eusébio (Processo 48500.000760/2024-98)

• Assunto: Requerimento administrativo da Inovve Serviços de Treinamentos e Consultoria Empresarial Ltda. para reconhecimento de legitimidade para representar o município de Eusébio, CE.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu não reconhecer a legitimidade da Inovve. Além disso, determinou à SMA que realize um levantamento de todos os processos na ANEEL em que a Inovve figure como representante, analise a regularidade e adote as medidas pertinentes (regularização ou arquivamento), e comunique a ARCE e o Ministério Público/Tribunal de Contas do Ceará para eventual investigação.

• Argumentos da Inovve (Francisco Dias):A questão vai além da representação, focando na interpretação do Parecer 361/2023 da Procuradoria, que, segundo ele, tem sido usado pela Enel Ceará como "cheque em branco" para exigir rol exaustivo de documentos, dificultando o acesso do consumidor à reclamação e à ouvidoria da ANEEL.

• Citou um exemplo de exigência de publicação de contrato em portal que não existia na data do contrato, caracterizando "obrigação impossível".

• Questionou por que municípios são tratados diferente de União/Estados na exigência de contrato.

• Alegou que a Enel Ceará adota postura não isonômica e "robotizada" nas respostas, manipulando índices de reclamação.

• Argumentos da ANEEL e do Relator Ricardo Tili:A Procuradoria (Eduardo Ramalho) reiterou que o Parecer 361/2023 permite a exigência de documentos quando há "dúvida" sobre os poderes conferidos ao representante, e que, neste caso, a regularização processual teria sido sanada.

• Ricardo Tili discordou da Procuradoria e da Inovve. Ele enfatizou o princípio da legalidade para a administração pública e a necessidade de que o objeto contratual entre o município e a consultoria reflita fielmente a atuação pretendida.

• Ele apontou que o contrato da Inovve com o município de Eusébio era para "prestação de serviço técnico especializado na área de recuperação de crédito", e não para "representação jurídica perante órgãos públicos em específico perante a anel".

• O relator destacou que a sócia-administradora da Inovve, que representa o município, não é advogada, o que levanta questões sobre o "exercício irregular da profissão".

• A postura da ANEEL é de "zelo" e "muito correta" ao tratar da representação de um ente público, buscando garantir a transparência.

2.7. Pedido de Reconsideração do Município de Eusébio (Processo 48500.003308/2024-88)

• Assunto: Pedido de Reconsideração do município de Eusébio contra despacho que deferiu parcialmente medida cautelar sobre alteração de canal de atendimento pela Enel Ceará e exigência de documentos para representantes legais.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu não conhecer o Pedido de Reconsideração por ausência de legitimidade de representação e, de ofício, revogar o Despacho nº 3.162/2024 (que havia concedido parcialmente a medida cautelar).

• Conexão com o processo anterior: Este processo é diretamente ligado ao anterior, pois o relator Ricardo Tili baseou sua decisão na falta de legitimidade da Inovve para representar o município de Eusébio, conforme decidido no processo 48500.000760/2024-98.

• Argumentos da Inovve (Francisco Dias): Reafirmou que o contrato licitatório com o município previa "assessoria na elaboração de petições e acompanhamento de processo junto à distribuidora de energia elétrica e as agências estadual e federal as e anel". Reiterou que a Enel tentou criar um "canal exclusivo de atendimento para as consultorias" e que suas ações são "ilegítimas" e visam "deslegitimar e marginalizar a atuação das consultorias".

• Justificativa para revogação da cautelar: Ricardo Tili argumentou que novos elementos (como um e-mail da Enel Ceará explicando a manutenção de múltiplos canais) afastaram a "fumaça do bom direito" e o "perigo da demora", requisitos para a concessão da cautelar.

2.8. Recurso Administrativo da MEZ 3 Energia Ltda. (Processo 48500.000184/2024-89)

• Assunto: Recurso administrativo da MEZ 3 contra decisão que indeferiu pedido de emissão de Termo de Liberação de Receita (TLR) retroativo para a Subestação Rio Claro 2.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu negar provimento ao recurso.

• Argumentos da MEZ 3 (Urias Martiniano Garcia Neto):A empresa tentou, desde janeiro de 2023, programar intervenção com o ONS para realizar seccionamento, mas foi indeferida por "restrição sistêmica" (cenário de alta afluência).

• Argumentou que a não conclusão da obra não foi por "desídia" da empresa, mas por um evento fora de seu controle, caracterizando caso fortuito ou força maior.

• Alegou que a ANEEL estaria penalizando a empresa por um evento ao qual não deu causa, agravando sua situação financeira e desconsiderando que a obra já está em operação comercial.

• Argumentos da ANEEL e do Relator Ricardo Tili:A área técnica (STD) afirmou que a MEZ 3 "assumiu inteira responsabilidade e goza de ampla liberdade pelo gerenciamento e prorrogação das intervenções" e que a "necessidade de agendar desligamento [...] sempre foi conhecida por todos que participam de leilões de transmissão".

• Ricardo Tili acompanhou a STD, afirmando que a classificação do risco hidrológico como caso fortuito não prospera, pois não se trata de pendência impeditiva de terceiro ou sistêmica.

• O relator destacou que o contrato de concessão previu a entrada em operação comercial em setembro de 2022 (antes do pedido de TLR retroativo) e que a transmissora é "inteiramente responsável" pela implantação.

• A ANEEL está cumprindo o contrato e a regulamentação, e a solicitação de desligamento por um mês "traz impacto ao sistema que demanda a tensão do operador". Ele concluiu que a não realização do seccionamento é uma "pendência impeditiva própria".

2.9. Reajuste Tarifário Anual 2025 da CPFL Santa Cruz (Processo 48500.003320/2024-92)

• Assunto: Reajuste Tarifário Anual de 2025 da Companhia Jaguari de Energia – CPFL Santa Cruz, com pedido de diferimento positivo.

• Decisão: A deliberação do processo ficou suspensa por ausência de 3 votos convergentes, retornando à pauta na próxima reunião com quórum completo.

• Voto original da Relatora Agnes Maria (acompanhada por Ludimila Lima): Homologar o reajuste com efeito médio de -3,44%, sem diferimento, e encaminhar para a Consulta Pública nº 8/2025 (sobre diferimentos).

• Voto-vista do Diretor Fernando Mosna: Homologar o reajuste com vigência a partir de 22 de maio de 2025 (postergada em 2 meses) com efeito médio de +2,62%, incluindo um diferimento positivo de R$ 100 milhões. Esse diferimento seria revertido no processo tarifário de 2026, com o objetivo de suavizar a "acentuada e desejada volatilidade tarifária" (projetada para +17,23% em 2026).

• Principais argumentos do voto-vista (Fernando Mosna):Contextualização: A CPFL Santa Cruz solicitou diferimento positivo devido à significativa oscilação projetada (-3,44% em 2025 e +17,23% em 2026, uma amplitude de 20,7 pontos percentuais).

• Consulta Pública nº 8/2025: Destacou que as contribuições dos agentes setoriais convergem para a necessidade de critérios mais flexíveis e prospectivos para diferimentos, considerando a previsibilidade e estabilidade tarifária para o consumidor.

• Precedentes: Citou os casos recentes da Enel Ceará e Equatorial Alagoas, onde a ANEEL aprovou diferimentos positivos substanciais para mitigar volatilidade tarifária, mesmo sem aderência estrita aos critérios da consulta pública 8 (ainda em discussão).

• Proposta de R$ 100 milhões: Esse valor levaria o efeito médio de 2025 para +2,62% e o de 2026 para +3,75%, mantendo a sinalização de maior pressão em 2026, mas dentro das metas de inflação (3% para 2025/2026). Ele argumentou que um diferimento menor (para 0% em 2025) levaria a um aumento de mais de 9% em 2026, possivelmente chegando a 11% com novas cotas da CDE.

• Divergência da Diretora Agnes Maria: Mantém seu voto original, argumentando que a ANEEL ainda está em fase de formação de convicção sobre a melhor regra (CP8) e que o reposicionamento de 2025 não é "excepcional" para justificar o diferimento. Ela acredita que a volatilidade deveria ser tratada em 2026, naturalmente.

2.10. Preço do Carvão Mineral Nacional - Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (Processo 48500.001414/2024-27)

• Assunto: Pedido de Reconsideração da Diamante Geração de Energia Ltda. sobre a homologação do preço do carvão mineral nacional para o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL) no âmbito do Contrato de Energia de Reserva (CER).

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu negar provimento ao recurso.

• Argumentos da Diamante Geração (Valéria de Souza Rosa):A ANEEL tem atribuições de elaborar a minuta do CER e homologar o preço do carvão.

• O voto original do Diretor Mosna, que homologou o preço do carvão (Resolução 3410), ressalvava a possibilidade de reavaliação do preço antes da assinatura do contrato CER. O pedido de reconsideração visa a possibilidade de alteração mesmo após a assinatura.

• Fatos novos: Nota técnica da Agência Nacional de Mineração (ANM) em fevereiro de 2025 que concluiu que os preços do carvão foram "subestimados", reforçando a necessidade de revisão para contemplar todos os custos e investimentos (especialmente de fechamento de minas e recuperação ambiental).

• A Diamante atua como veículo de implementação de política pública, e o CTJL é obrigado a adquirir 80% do carvão de fornecedores de Santa Catarina, o que torna o preço um fator crítico para a viabilidade da indústria carbonífera local e a política pública.

• A Lei 14.299/2022, Art. 6º, §1º, III, prevê que os contratos terão preços "homologados pela Agência Nacional de Energia Elétrica", o que, para a empresa, indica a possibilidade de "homologações diversas".

• Argumentos da ANEEL e da Relatora Agnes Maria:A Procuradoria não se manifestou formalmente, considerando a questão mais discricionária e técnica.

• Agnes Maria reiterou que o recurso é contra uma norma abstrata (resolução).

• A ANEEL tem verificado com o MME que a emissão de garantias não está suspensa, e é possível solicitar o cálculo da garantia física com base na certificação.

• O voto da relatora, mantendo a decisão, implicitamente indica que os argumentos apresentados pela Diamante Geração não foram suficientes para justificar a reavaliação do preço homologado no momento.

2.11. Recurso Administrativo da Energisa Mato Grosso – Cobrança da CIP (Processo 48500.003521/2024-90)

• Assunto: Recurso administrativo da Energisa Mato Grosso contra auto de infração da AGER-MT por cobrança indevida da Contribuição de Iluminação Pública (CIP).

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu dar provimento parcial ao recurso, mantendo a multa de R$ 12.790.088,72 e ampliando o prazo para cumprimento das determinações (DT.1 e DT.2) para 180 dias.

• Argumentos da Energisa MT (Fabrício Ferreira Neves):Problema surgiu de um recadastramento (Resoluções 901/2020 e 1000/2021) que reclassificou unidades rurais como residenciais, levando à cobrança automática e equivocada da CIP em muitos casos.

• A empresa reconheceu o erro, elaborou um plano de devolução que durou quase um ano, consultou 141 municípios (muitos não responderam) e devolveu R$ 4.555.000 (o dobro do valor principal, que era pouco mais de R$ 2 milhões).

• A fiscalização da AGER-MT encontrou apenas 2 casos de unidades encerradas com valores pendentes (R$ 157.000) e 38 casos com pequena divergência de valor.

• Considera a multa de R$ 12,79 milhões "irrazoável" (80 vezes superior ao valor remanescente), alegando cessação da infração, reparação do dano, ausência de aproveitamento econômico (a empresa é mera arrecadadora) e dupla penalidade.

• Argumentos da Relatora Ludimila Lima:A AGER-MT determinou a cessação das cobranças indevidas e devolução em dobro em agosto de 2022. A Energisa MT apresentou cronograma, mas "descumpriu essa determinação e não devolveu completamente os valores cobrados a maior no cronograma que ela mesmo estabeleceu".

• "Mesmo o auto de infração não foi suficiente para solucionar um problema, pois mesmo após sua lavratura constatou-se continuidade da conduta lesiva da distribuidora."

• A dosimetria da multa (50% para gravidade e 25% para danos aos consumidores) é "condizente com decisões precedentes da anel referentes a erros de faturamento da distribuidora".

2.12. Recurso Administrativo da Argo VI Transmissão de Energia S.A. (Processo 48500.006280/2018-92)

• Assunto: Recurso administrativo da Argo VI Transmissão de Energia S.A. contra despacho que não reconheceu excludente de responsabilidade por atraso na entrada em operação comercial da Linha de Transmissão 500 kV Quixadá – Açu III.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu negar provimento ao recurso.

• Argumentos da Argo VI (Bruno Crispim):Das quatro instalações, três foram entregues com antecedência (302 dias no total). Houve um atraso pontual de 183 dias na linha em questão.

• A discussão não é sobre o excludente de responsabilidade em si (já julgado e negado em 2021), mas sobre a "aplicação da penalidade editalícia" e a "revisão da dosimetria".

• No processo do excludente, foi reconhecido um atraso de 73 dias devido ao licenciamento ambiental, mas isso foi considerado irrelevante para fins de aplicação da PVA (Parcela Variável por Atraso), que tem limite de 90 dias.

• No entanto, para a dosimetria da penalidade editalícia, esses 73 dias são relevantes, pois a dosimetria "reverbera na dosimetria e faz com que eu seja penalizado a maior". Ele defendeu que os 73 dias de atraso não deveriam compor a dosimetria.

• A empresa já sofreu com a aplicação da PVA, é cumpridora de obrigações e houve um "inadimplemento substancial" (atraso parcial).

• Argumentos da Relatora Agnes Maria:A Procuradoria, sem parecer formal, indicou que a metodologia de aplicação da penalidade parece legítima.

• A relatora reiterou que o voto da Diretora Elisa no processo anterior (excludente de responsabilidade) foi no sentido de que, mesmo com a ausência de culpa da Argo VI pelos 73 dias, isso não afetaria o cálculo da PVA. Portanto, a ANEEL não reconheceu "ausência de culpa" nesses 73 dias para fins de redução da penalidade aqui.

2.13. Regras de Comercialização de Energia Elétrica - AbEEólica e Neoenergia Renováveis (Processo 48500.000672/2025-77)

• Assunto: Pedido de Reconsideração da Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias) e Neoenergia Renováveis em face da Resolução Normativa nº 1109/2024, que aprovou as Regras de Comercialização de Energia Elétrica aplicáveis ao Sistema de Contabilização e Liquidação (SCL).

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu não conhecer o Pedido de Reconsideração, com base no Art. 43, IV da Resolução Normativa 273/2007 (que impede recurso contra norma abstrata de caráter geral).

• Argumentos das empresas (Rachel Marques Marcato - Neoenergia; Luís Henrique Bassi Almeida - AbEEólica):A resolução (RN 1109/2024) tem "arestas" que resultam em "ressarcimento nulo" para usinas sem garantia física publicada.

• Afetam 11% das usinas eólicas (mais de 100) e 35% das solares, e a situação não é "transitória" como a ANEEL sugeriu, podendo durar de 36 a 47 meses sem garantia física, além da suspensão da portaria que define garantia física baseada em geração verificada.

• As usinas sem garantia física sofrem "restrição elétrica" e precisam comprar energia no PLD, além de lastro, sem ressarcimento de Encargos de Serviço do Sistema (ESS).

• Propuseram usar a "média móvel de geração da usina nos 12 meses anteriores" como parâmetro de garantia física para o cálculo do encargo, em vez da geração horária, argumentando que a regra atual resulta sempre em zero.

• Alegação de falta de "isonomia" entre usinas com e sem garantia física publicada.

• Argumentos da Relatora Ludimila Lima:A Procuradoria não se manifestou, considerando a questão mais discricionária e técnica.

• A ANEEL confirmou com o MME que a emissão de garantias não está suspensa, sendo possível solicitar o cálculo da garantia física com base na certificação desde a outorga.

• A Relatora explicou que as regras atuais buscam atender a formulação da RN 1030/2022, e que a "apuração horária da garantia física" não se confunde com a "apuração do nível de insuficiência de lastro".

• O tratamento dado às usinas sem garantia física "guarda isonomia" com o tratamento dado às usinas com garantia física, e o pleito subsidiário já foi avaliado em consulta pública.

• A decisão de "não conhecer" o recurso se baseia no entendimento de que não cabe recurso contra uma resolução normativa, que é uma norma abstrata e de caráter geral.

3. Outras Deliberações em Bloco:

A reunião também deliberou sobre diversos outros processos em bloco, incluindo:

• ONS - Plataforma de gerenciamento de EUST: Aprovação do cronograma para implementação de sistema computacional em até 30 meses (a partir de 01/01/2025) para liquidação financeira dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão (EUST). (Processo 48500.005470/2018-92)

• Equatorial Energia Goiás: Negado provimento a recurso administrativo referente à devolução de valores faturados a maior por erro de classificação de unidade consumidora. (Processo 48500.002265/2024-13)

• MEZ 2 Energia S.A.: Provimento parcial a recurso administrativo, mantendo despacho que autorizou e estabeleceu prazo para entrada em operação comercial de Reforços de Pequeno Porte. (Processo 48500.002865/2025-62)

• Roraima Energia S.A.: Pedido de reconsideração retirado de pauta. (Processo 48500.006893/2022-14)

• Reajustes de RAG - Cotas: Provimento a diversos pedidos de reconsideração relacionados à Receita Anual de Geração (RAG) de Usinas Hidrelétricas em Regime de Cotas. (Processo 48500.001628/2024-01)

• RGE Sul Distribuidora de Energia S.A.: Negado provimento a pedido de reconsideração referente ao Reajuste Tarifário Anual de 2024. (Processo 48500.005914/2023-57)

• Plastiline Indústria e Comércio de Embalagens Plásticas Ltda.: Negado pedido de medida cautelar para suspender cobrança de penalidades por insuficiência de lastro no Rio Grande do Sul devido a eventos climáticos. (Processo 48500.014155/2025-85)

• Município de Irauçuba, CE: Negado pedido de medida cautelar para que a Enel CE não encerre protocolos de reclamação por falta de documentação. (Processo 48500.014433/2025-02)

• Amperia Comercializadora de Energia Ltda.: Mantido Termo de Intimação que revoga a outorga da autorização para comercialização de energia elétrica. (Processo 48500.001288/2024-19)

• Louis Dreyfus Company Comercializadora de Energia Ltda.: Processo retirado de pauta. (Processo 48500.003594/2024-81)

• Declarações de Utilidade Pública (DUP) e Servidões Administrativas: Diversas declarações de utilidade pública para fins de desapropriação ou instituição de servidão administrativa para implantação de subestações e linhas de transmissão/distribuição em diversos estados (Minas Gerais, Pará, Rio Grande do Sul, Paraná, Piauí, São Paulo). (Processos 48500.013109/2025-69 a 48500.002820/2024-15).

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