ANEEL: Análise da 21ª Reunião Pública Ordinária de 2025

1. Comunicações e Fatos Marcantes da Agenda da ANEEL:

• Tomada de Subsídio 06/2025: Encerramento do período de contribuições em 17 de junho, com foco no aprimoramento dos submódulos de procedimentos de rede e comercialização, em conformidade com a Resolução Normativa 1067/2023. Esta resolução consolidou os procedimentos para obtenção e manutenção da situação operacional e definição de potência instalada e líquida de empreendimentos de geração.

• Audiência Pública 05/2025 (Energisa Paraíba - EPB): Realização em 18 de junho, às 9h, no auditório do Procon em João Pessoa, para apresentar a proposta de revisão tarifária periódica de 2025 da Energisa Paraíba (EPB), com vigência a partir de 28 de agosto de 2025.

• Olimpíada Nacional de Eficiência Energética (ONEE): Aprovada na terça-feira, 10 de junho, a proposta da RGE Sul para a edição 2025 da ONEE. A iniciativa, que conta com a participação de todas as distribuidoras do país, alinha-se às diretrizes do programa de eficiência energética da ANEEL. A edição de 2025 visa alcançar "500.000 alunos em todas as regiões do país", dobrando a meta anterior, e envolverá "mais de 25.000 professores" e "8.000 escolas". O processo foi relatado pelo Diretor Daniel Dana.

• Novo Desconto na Tarifa Social de Energia Elétrica: A diretoria aprovou em 10 de junho as regras para um novo desconto, a partir de 5 de julho, para consumidores beneficiários da tarifa social. Conforme a Medida Provisória 1300/2005 (em tramitação no Congresso), cerca de "17,1 milhões de famílias" elegíveis não precisarão pagar pelos primeiros 80 kWh consumidos mensalmente. Para 4,5 milhões de famílias que consomem 80 kWh ou menos, a fatura cobrirá apenas "os custos não associados à energia consumida como a tributação o ICMS e a contribuição de iluminação pública". Esta mudança faz parte da reforma do setor elétrico anunciada pelo Ministério de Minas e Energia. A relatoria deste tema e da revisão tarifária da Equatorial Maranhão é da Diretora Ludmila.

• Audiência Pública da Equatorial Maranhão: Realizada em 12 de junho na reitoria do IFMA, para apresentar e debater as propostas de revisão tarifária da distribuidora. Contou com a presença de representantes do Conselho de Consumidores, Procon e Sindicato dos Urbanitários do Maranhão.

• Relatório de Perdas de Energia: Disponibilizado no site da ANEEL, o documento revela que os prejuízos com furto de energia (os "gatos") somaram "10,3 bilhões de reais no ano passado".

• Reconhecimento Internacional da ANEEL: A ANEEL foi reconhecida pela OCDE como uma das autoridades reguladoras mais bem avaliadas do mundo no setor de energia. Um levantamento com 149 reguladores de 42 países posicionou a ANEEL entre as líderes globais em boas práticas de governança. O relatório destaca que "reguladores com maior independência tendem a apresentar níveis mais elevados de responsabilidade e transparência", reforçando o modelo da ANEEL de quase 30 anos. A agência se destaca pela "autonomia em suas funções pela transparência nos processos e pelo compromisso com a prestação de contas à sociedade". Este reconhecimento reforça o compromisso da agência com a "excelência regulatória a previsibilidade institucional e o diálogo com o setor elétrico e a sociedade".

• Críticas aos Cortes Orçamentários: Apesar do reconhecimento, o Diretor-Geral Sandoval Feitosa Neto expressou preocupação com os cortes orçamentários e a falta de servidores, especialmente o último corte, que afeta a capacidade da agência de manter seu funcionamento eficiente e prestar serviços de qualidade, sendo "contraproducente fazer cortes orçamentários dessa magnitude ao tempo que uma das principais bandeiras e protagonismo do governo do Brasil é exatamente a transição energética".

2. Deliberações da Reunião:

• Aprovação da Ata da 20ª RPO: A ata da reunião de 10 de junho de 2025 foi aprovada por unanimidade.

• Pauta da 21ª RPO: Publicada na internet na última quinta-feira, contendo 32 itens. Itens 6 a 32 foram deliberados em bloco (votos e atos disponibilizados previamente). Itens 11 e 18 foram destacados do bloco. Item 12 foi retirado de pauta. Pedidos de sustentação oral para itens 1, 5, 11 e 18.

• Sustentação oral para item 1 (processo sob vista) e item 5 (deliberação suspensa, em fase de votação) foram indeferidos.

• Sustentação oral para itens 11 e 18 foram deferidos.

• Aprovação Unânime dos Itens em Bloco: Os itens remanescentes do bloco foram aprovados por unanimidade.

3. Principais Processos Julgados (Ordem de Julgamento):

3.1. Reajuste Tarifário Anual da Copel Distribuição S.A. – Copel-DIS (Processo 48500.003973/2025-52)

• Relatora: Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Decisão Unânime: Homologado o índice de Reajuste Tarifário Anual da Copel-DIS, com efeito médio de 2,02% para os consumidores (2,99% para alta tensão e 1,55% para baixa tensão), a vigorar a partir de 24 de junho de 2025.

• Destaques da Apresentação Técnica:O efeito médio é composto por: Parcela A (4,29%), Parcela B (1,27%), e Componentes Financeiros (-3,54%).

• Encargos setoriais impactam em 5,79%, principalmente CDE USO (4,06%) e CDEGD (1,70%), resultado do novo orçamento da CDE 2025.

• A CDE COVID está sendo reduzida em 1,36%.

• Custos de transporte impactam em -2,46%, principalmente pela rede básica de fronteira (-2,06%).

• Compra de energia impacta em 0,93%, devido ao aumento das tarifas de Itaipu (0,42%), CCAR nova (0,65%), e CCGF (0,59%).

• Custos de distribuição impactam em 1,27%, devido à variação do IPCA (5,44%) e fator X (-0,03%).

• Componentes financeiros totais impactam em -8,81%, incluindo CVA (2,75%) e o crédito de PIS/COFINS (-5,61%).

• Reversão do diferimento positivo: Reduziu tarifas em 3,28%.

• Composição da Tarifa: Tributos (26,6%), Custo de Energia (24,2%), Custos de Distribuição (18,9%), Encargos (19,9%), Custos de Transporte (10%).

• Observação da Relatora (Diretora Agnes): O aumento dos encargos setoriais, especialmente da CDE USO e CDEGD, inverteu a tendência de uma possível redução tarifária: "caso as cotas mencionadas tivessem permanecido inalteradas o consumidor teria percebido uma redução média de 3,74% na tarifa", mas a combinação de CDE USO e CDEGD transformou-a em aumento. A diretora enfatizou a necessidade de revisão da estrutura da CDE e a retirada de despesas.

• Observação do Diretor-Geral (Sandoval Feitosa Neto): Destacou que os tributos (26,6%) são superiores às atividades-fim da empresa (custo de energia e distribuição). Adicionalmente, os encargos setoriais representam "em torno de 20% da tarifa econômica da COPEL", um valor "muito elevado", o dobro do custo de transporte. Ele comparou o valor da CDE ao custo de todo o sistema de transmissão do Brasil, que é "maior do que todo o sistema de transmissão da Europa", e defendeu que "já passou da hora desse assunto ser discutido com maior profundidade pelos nossos formuladores de políticas públicas".

3.2. Revisão da Receita Anual Permitida (RAP) dos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica (Desverticalizadas) – CP 16/2025 (Processo 48500.003805/2024-86)

• Relatora: Diretora Ludmila Lima da Silva.

• Decisão Unânime: Homologado o resultado das Revisões Tarifárias Periódicas da RAP dos Contratos de Concessão de Transmissão nº 20/2008 (Evrecy), nº 1/2010 (Afluente T) e nº 32/2018 (Light T), para vigorar a partir de 1º de julho de 2025.

• Destaques da Apresentação Técnica:Foram recebidas 25 contribuições de 15 instituições na Consulta Pública 16/2025.

• A proposta prevê um reposicionamento da RAP das transmissoras desverticalizadas em aproximadamente 17,7% no geral, sendo cerca de 9% para instalações com RAP prévia.

• Tratamento diferenciado para Evrecy e Light T devido à proximidade do fim de suas concessões:

• Evrecy (contrato 20/2008): Concessão termina em 17 dias no próximo ciclo. O pagamento será feito diretamente à Evrecy via parcela de ajuste vinculada ao seu segundo contrato (01/2020), e não ao novo concessionário.

• Light T (contrato 32/2018): Concessão termina em 11 meses e alguns dias. Haverá proporcionalização "suave".

• A STR justificou a diferença de tratamento pela curta vigência da Evrecy no próximo ciclo, a existência de outro contrato da Evrecy, e a indefinição do futuro dos ativos da Light T.

• O pagamento de anuidades para obras de melhoria considerará a vigência completa do contrato no ciclo.

• Houve um aprimoramento no aproveitamento de registros de inconsistências, principalmente da Light, que conseguiu corrigir a maioria.

3.3. Revisão Periódica da RAP dos Contratos de Concessão de Transmissão de Energia Elétrica (Licitados) – CP 17/2025 (Processo 48500.003804/2024-31)

• Relator: Diretor Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva (voto lido pelo Diretor Daniel Cardoso Danna).

• Decisão Unânime: Aprovados os índices finais de reposicionamento e os valores revisados de RAP referentes à revisão periódica da RAP ofertada em leilão e da parcela de RAP de Reforços e Melhorias dos Contratos de Concessão de Transmissão licitados, com data de revisão em julho de 2025.

• Destaques da Apresentação Técnica:O processo abrange 30 contratos licitados.

• Foram recebidas 16 contribuições de 12 instituições na Consulta Pública 17/2025.

• Aprimoramento no cálculo da PA retroatividade: Integralmente acatado para ativos transferidos sem custo ("obrigações especiais"), afetando concessões da Argo e Eletronorte.

• Cálculo do Custo de Capital de Terceiros (WACC): A questão sobre o deflacionamento do spread S1 foi novamente levantada, mas não acatada, mantendo o entendimento consolidado da agência desde 2014 e respaldado pela Súmula 18/2025.

• Houve elevação do custo de capital de terceiros (TRM e WACC) nos últimos anos.

• Variação da RAP ofertada em leilão ficou em 1,76%.

• Reforços e melhorias apresentaram variação maior (ex: Copel com variação infinita, por não ter tido obras antes), o que é natural pela demanda específica de cada concessão.

3.4. Pedido de Impugnação da Eletrobras (Hídria Participações e Investimentos) – Recontabilização PCHs Proinfa (Processo 48500.005298/2022-53)

• Relatora: Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Decisão: Pedido de Vista do Diretor Daniel Cardoso Danna.

• Contexto: O pedido visa excluir cinco PCHs (Sapezal, Parecice, Cidezal, Telegráfica e Rondon), controladas pela Hídria (Grupo Bom Futuro) e representadas pela Eletrobras (por serem do Proinfa), do rateio de perdas da rede básica no período de junho de 2011 a janeiro de 2021.

• Pontos de Controvérsia:Erro de modelagem: Reconhecido que as usinas participaram indevidamente do rateio de perdas por quase 10 anos.

• Recontabilização e Emolumentos: A CCEE negou isenção de emolumentos e retroação além de 3 meses (fevereiro a abril de 2021) conforme a Resolução Normativa 957/2011, pois não caracterizou erro da CCEE, decisão judicial ou comando legal.

• Responsabilidade:Hídria (Mohamed Cassem Fares Júnior): Argumenta que as usinas não são agentes CCEE, não têm acesso aos sistemas, e que o processo de medição e ponto de conexão foi validado na SE Parecis, com CCT e CUJ. Alega que o sistema da CCEE não permitia juntar contratos de conexão e distribuição antes de 2014. Pede mediação para validar informações.

• Procuradoria da ANEEL: Entende que a relação Hídria-Eletrobras é um contrato de mandato (Art. 653 do Código Civil). A Eletrobras (mandatária) só agiria mediante "comando expresso da hídria". Como não houve solicitação formal para alteração da modelagem, a responsabilidade pelos emolumentos recai sobre a Hídria (parte beneficiária). Não há erro da CCEE, e, portanto, não cabe retroação ilimitada (que seria para revisões "de ofício" da CCEE). O procurador Eduardo Ramalho reforçou: "Quando a CCE em sentido geral ela identifica por algum motivo que há um equívoco no processamento da própria Câmara, ela deve voltar até a origem do erro identificado para fazer a correção." Mas, neste caso, a responsabilidade de inserir o dado é do agente, não da CCEE.

• SRM (visão anterior): Entendia que a responsabilidade seria da Eletrobras por não atualizar os dados cadastrais.

• Comparação com item 5: A relatora Agnes destacou a diferença entre este processo (com Proinfa) e o item 5 (sem Proinfa).

3.5. Pedido de Impugnação das Empresas Ilha Comprida Energia Ltda., Divisa Energia Ltda. e Segredo Energia Ltda. – Recontabilização PCHs (Processo 48500.003028/2023-99)

• Relator: Ricardo Lavorato Tili (com deliberação suspensa e voto-vista do Diretor-Geral Sandoval Feitosa Neto).

• Decisão: Pedido de Vista do Diretor-Geral Sandoval Feitosa Neto, para trabalhar em conjunto com o Diretor Daniel Dana, devido às dúvidas levantadas e à correlação com o item 18.

• Contexto: Pedido de recontabilização para desconsiderar a participação das PCHs no rateio de perdas da rede básica (a partir de setembro de 2012 para Divisa, abril de 2013 para Segredo, e julho de 2013 para Ilha Comprida).

• Votos Divergentes:Diretor Ricardo Lavorato Tili (acompanhado pelo Diretor Fernando Mosna): Favorável à recontabilização sem cobrança de emolumentos.

• Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa (acompanhada pela Diretora Ludmila Lima da Silva): Contrário ao provimento do pedido.

3.6. Reajuste Tarifário Anual da Light Serviços de Eletricidade S.A. (Processo 48500.003323/2024-26)

• Relator Original: Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva.

• Diretor-Relator do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto.

• Decisão: Por unanimidade, a Diretoria decidiu não conhecer os pleitos extemporâneos apresentados pela Light. Por maioria (acompanhando o voto-vista do Diretor Ricardo Lavorato Tili e vencida a Diretora Ludmila Lima da Silva), decidiu:

• Homologar o Reajuste Tarifário Anual da Light com efeito médio de -1,67% para os consumidores (0,52% em Alta Tensão e -2,52% em Baixa Tensão), a vigorar a partir de 15 de março de 2025.

• Fixar TUSD e TE, estabelecer valores da receita anual de DIT de uso exclusivo, e homologar o valor mensal de recursos da CDE a ser repassado pela CCEE para custear os descontos da tarifa social.

• Estabelecer que a diferença de receita do período prorrogado (15 de março até a publicação da Resolução Homologatória) será compensada no processo tarifário de 2026, atualizada pela taxa Selic.

• Voto Divergente da Diretora Ludmila Lima da Silva (mantido): Homologaria o RTA com efeito médio de -5,76% (-2,08% em Alta Tensão e -7,19% em Baixa Tensão), e homologaria um passivo regulatório para a Light de R$ 893.226.702,02 (atualizado pela Selic e reavaliado no próximo processo tarifário).

• Fundamentação do Voto-Vista (Diretor Sandoval Feitosa Neto):Estabilidade Tarifária: A discussão inicial buscou garantir a estabilidade das tarifas da Light, dado um RTA de -11,96% em 2025 e uma estimativa de +9,94% em 2026, resultando em uma diferença de 21 pontos percentuais, considerada "não desejável em absoluto".

• Diferimento Tarifário: Os procedimentos e diretrizes para diferimentos estão em regulamentação (processo 485003865/24, relatoria Diretora Ludmila). A diretoria não está vinculada à proposta em CP, mas pode usar as análises.

• Divergência anterior: O voto do Diretor Mosna propunha diferimento de R$ 1,6 bilhão, resultando em -0,63% em 2025, mas -15,46% em 2026 (diferença de 16%), o que agravaria a instabilidade. A proposta da Diretora Ludmila, alinhada à metodologia da CP 198/2024, resultaria em -5,76% em 2025 e -5,32% em 2026 (diferença de 11%), sendo considerado "o melhor resultado para a estabilidade tarifária". O Conselho de Consumidores da Light era favorável a um diferimento de R$ 811 milhões.

• Créditos de PIS/COFINS (R$ 1,404 bilhão): O voto do Diretor Ricardo Tili considerou o diferimento deste valor, resultando em -1,67% em 2025 e -13,11% em 2026. Este montante inclui créditos compensados (mar/24 a fev/25) e estimativa de compensações (mar/25 a fev/26). A ANEEL havia acatado em 2024 o risco de prescrição, que não se concretizou.

• Decisões da Receita Federal (14 de abril de 2025): Homologaram parcialmente os créditos de PIS/COFINS da Light (cerca de 64% do valor original). Isso limitaria as compensações futuras a R$ 3,90 milhões (abril/20). A Receita poderia exigir o pagamento de R$ 56 milhões já compensados. Os efeitos definitivos ainda são incertos, pois a Light recorreu administrativamente. A Light cancelou pedidos de compensação.

• Considerando a interrupção das compensações a partir de abril/25, os créditos disponíveis para devolução seriam de R$ 542 milhões (ao invés de R$ 1,404 bilhão). Isso mudaria o RTA de -11,96% para -5,94%, muito próximo da proposta da Diretora Ludmila (-5,76%).

• Julgamento da ADI 7324 (STF): Não deve balizar a decisão, pois ainda está sem decisão e modulação incerta.

• Pleitos Extemporâneos da Light:Aumento das cotas da CDE 2025.

• Alteração da metodologia de cálculo das perdas não técnicas e receita requerida (Despacho ANEEL 684/2025).

• O Diretor Sandoval Feitosa Neto defendeu o "não conhecimento" desses pleitos por serem apresentados após a data-base (15 de março de 2025). Argumentou que considerar pleitos extemporâneos criaria um "precedente perigoso" e desrespeitaria a "isonomia" entre os agentes, dado que a Light não pediu para considerar custos que diminuiriam. As diferenças serão apuradas em 2026 via CVA.

• Cenários Tarifários (2026): O cenário do voto do Diretor Sandoval (que acompanha Ricardo Tili) resultaria no menor impacto tarifário para 2026 (14,5% máximo de reposicionamento tarifário). O cenário sem acatamento dos pleitos resultaria em até 37,5% em 2026.

• Princípios Regulatórios: O diretor destacou a necessidade de observar os princípios de previsibilidade, isonomia, segurança regulatória e transparência, que são "muito caros a esta agência".

3.7. Recurso Administrativo da Barueri Energia Renovável S.A. – UTE Barueri (Processo 48500.005682/2012-84)

• Relator: Diretor Daniel Cardoso Danna.

• Decisão Unânime: A Diretoria decidiu negar provimento ao recurso administrativo da Barueri Energia Renovável S.A. e indeferir os pedidos de alteração de cronograma, recomposição do prazo de outorga, deslocamento dos prazos de suprimento dos CCEAR e isenção de penalidades.

• Contexto: A empresa solicitava reconhecimento de excludente de responsabilidade por atraso no início da operação comercial da UTE Barueri, que utiliza resíduos sólidos urbanos (RSU), devido a entraves na disponibilização de terreno pelo município de Barueri (parceiro em uma PPP).

• Sustentação Oral (Henrique Silva Reis e Rodrigo Bombonatto Assumpção):Projeto inovador de saneamento e geração de energia a partir de RSU, com "50% de avanço físico" das obras.

• PPP de 2012 com prazo de 30 anos. O município se comprometeu a entregar imóvel "inteiramente livre e desembaraçado de quaisquer ônos".

• Entraves após a entrega do imóvel em novembro de 2021: exigências da Secretaria do Meio Ambiente (supressão arbórea, 398 dias de impacto), estruturas enterradas no local de obras, problemas fundiários (desapropriação).

• Empresa busca 540 dias de excludente, com impacto evidenciado nas obras civis.

• O município de Barueri reconheceu a revisão do cronograma no âmbito da PPP.

• Posição da Procuradoria (Eduardo Ramalho):A questão é se a indisponibilidade do terreno, pactuada por uma PPP, configura excludente.

• A Procuradoria entende que não configura excludente, pois o risco é do empreendedor. O contrato de PPP foi assinado 10 anos antes do leilão, e o empreendedor já sabia das limitações.

• Se houve descumprimento do contrato de PPP, o município pode ser responsabilizado por perdas e danos dentro do contrato, mas transferir esse risco para o usuário do serviço de energia elétrica não é adequado.

• A situação está "dentro ainda da área ordinária do negócio do empreendedor".

• Fundamentação do Relator (Diretor Daniel Dana):Concorda com as análises técnicas e jurídicas da ANEEL.

• A Barueri Energia teve "quase uma década" (desde 2012) para cobrar do município o cumprimento da obrigação da PPP.

• Ao participar do leilão sem a situação do terreno resolvida, "o gerador assumiu riscos".

• A maioria das justificativas não se relaciona com a atuação do município como poder público, mas sim como "parceiro no projeto" (co-partícipe, como destacado pela Diretora Agnes).

• O único ponto que poderia ser relacionado à atuação do município como poder público (novo laudo arbóreo) demandou 5 meses, que é um período aderente, não caracterizando inércia.

• Não houve "inércia que possa ser atribuída a um ente ambiental factível de se caracterizar o excludente responsabilidade".

• Considerando a negação do reconhecimento de excludente de responsabilidade, os demais pleitos (alteração de cronograma, etc.) também são indeferidos.

• O acompanhamento do cronograma e eventuais penalidades caberá à SFT (Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica).

4. Outras Deliberações do Bloco (Aprovadas por unanimidade):

• Reajuste Tarifário Anual da RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. – RGE (48500.003971/2025-63): Efeito médio de 12,39% (8,06% AT, 14,14% BT) a partir de 19/06/2025.

• Reajuste Tarifário Anual da Energisa Minas Rio – Distribuidora de Energia S.A. – EMR (48500.003972/2025-16): Efeito médio de 3,61% (1,61% AT, 4,12% BT) a partir de 22/06/2025.

• Requerimento Administrativo Boa Hora 4, 5 e 6 Geradora de Energia Solar S.A. (48500.007385/2025-98): Negado provimento ao pedido de cessão de direitos e obrigações de CCEARs para Boa Hora 4 Geradora de Energia SPE S.A.

• Abertura de Consulta Pública – Leilões de Energia Existente “A-1”, “A-2” e “A-3” de 2025 (48500.015303/2025-89): Instaurada CP de 18/06/2025 a 04/08/2025 para aprimoramento dos editais.

• Recursos Administrativos Colinas, FS e Simões Transmissora de Energia Elétrica S.A. (48500.000835/2024-31, 48500.000837/2024-20, 48500.000836/2024-85): Negado provimento aos recursos contra multas por transferência de controle societário direto sem prévia anuência da ANEEL.

• Recurso Administrativo Cerradinho Bioenergia S.A. (48500.002408/2024-97): Retirado de pauta.

• Recurso Administrativo Sepé Geração de Energia Ltda. (48500.000128/2024-44): Negado provimento ao recurso para revisão de classificação de indisponibilidade da UTE São Sepé.

• Pedido de Reconsideração Copel (48500.000598/2019-41): Não conhecido o pedido contra Resolução Normativa 1.121/2025 (PRORET).

• Pedido de Reconsideração Abrace (48500.004063/2022-44): Não conhecido o pedido contra Resolução Normativa 1.122/2025 (Regras de Transmissão).

• Pedido de Reconsideração Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA (48500.006300/2023-92): Negado provimento ao pedido contra Resolução Homologatória 3.430/2024 (Reajuste Tarifário Anual 2024).

• Pedido de Reconsideração Lightsource Milagres I a V Geração de Energia S.A. (48500.001743/2019-19 e outros): Negado provimento aos pedidos de alteração de cronogramas de implantação das UFVs Milagres I a V.

• Requerimento Administrativo RGE Sul Distribuidora de Energia S.A. – RGE (48500.003394/2024-29): Recomendado ao MME a prorrogação do Contrato de Concessão de Distribuição nº 12/1997, com antecipação de efeitos.

• Requerimento Administrativo Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A. – EMS (48500.003936/2024-63): Recomendado ao MME a prorrogação do Contrato de Concessão de Distribuição nº 1/1997, com antecipação de efeitos.

• Requerimento Administrativo Prefeitura do município de Iraí de Minas (48500.001351/2023-28): Não conhecido o requerimento sobre devolução de valores faturados a maior.

• Requerimento Administrativo Palmaplan Energia SPE S.A. (48500.009226/2025-28): Não conhecido o recurso contra multa por fiscalização na UTE Palmaplan II.

• Requerimento Administrativo Adecoagro Vale do Ivinhema S.A. (48500.004104/2025-45): Ajustado para 30 anos o prazo de outorga da UTE Amandina (até 10/06/2044).

• Termo de Intimação Athena Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. (48500.003596/2024-71): Mantido o Termo de Intimação, revogando a outorga da autorização para comercialização.

• Transferência de Titularidade UHEs Canastra, Bugres e PCH Ijuizinho (48500.009479/2025-00): Transferência da CEEE-G para o Consórcio Itaúba-Energia, com aprovação de termos aditivos.

• Declaração de Utilidade Pública – SE Pedro Afonso (Energisa Tocantins) (48500.018404/2025-10): Declarada UP para fins de desapropriação de áreas para implantação da Subestação 138/34,5 kV Pedro Afonso.

• Declaração de Utilidade Pública – SE Ribeirão Preto (TECP) (48500.017080/2025-94): Declarada UP para fins de desapropriação de áreas para ampliação da Subestação 500 kV Ribeirão Preto.

• Declaração de Utilidade Pública – LD Campus – Toritama (Neoenergia Pernambuco) (48500.017637/2025-97): Declarada UP para fins de instituição de servidão administrativa para a Linha de Distribuição 69 kV Campus – Toritama.

• Alteração Resolução Autorizativa – Neoenergia Vale do Itajaí Transmissão de Energia S.A. (48500.002900/2019-03): Alterada RA 8.084/2019 sobre declaração de utilidade pública para servidão administrativa de trecho de linha de transmissão.

• Estabelecimento de Parcela Adicional de RAP – Isa Energia Brasil S.A. (48500.002121/2025-48): Autorizado o recebimento de parcela adicional de RAP e RAP retroativo, e determinado que a empresa informe a transferência de titularidade de terreno.

• Prorrogação de Pedido de Vista – Energisa Mato Grosso do Sul (48500.008787/2022-67): Concedido prazo adicional de até 8 reuniões para retorno de processo sobre enquadramento como beneficiária da CCC.

• Prorrogação de Pedido de Vista – Chamada PDI Estratégico nº 23 (48500.008476/2022-06): Concedido prazo adicional de até 8 reuniões para retorno de processo sobre avaliação inicial de projetos de PDI em Hidrogênio.

5. Conclusões Gerais:

A preocupação com a modicidade e estabilidade tarifária é um tema recorrente, especialmente diante do crescente peso dos encargos setoriais (CDE) nas faturas dos consumidores e a volatilidade de resultados tarifários. A ANEEL se posiciona favoravelmente a uma revisão da estrutura da CDE para aliviar a carga sobre as tarifas.

O reconhecimento internacional da OCDE valida o modelo de governança da ANEEL, mas a agência também alerta para o impacto dos cortes orçamentários na sua capacidade operacional, o que é um ponto de atenção para a garantia de serviços essenciais e o avanço da transição energética no Brasil.

Os pedidos de vista em processos sensíveis como a recontabilização de perdas demonstram a cautela da diretoria em deliberar sobre temas com implicações complexas e divergências entre as áreas técnicas e jurídicas.

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