ANEEL: Análise da 7ª Reunião Pública Ordinária de 2025

1. Reajuste Tarifário Anual da Light (Processo 48500.003323/2024-26)

Temas Centrais:

• Volatilidade Tarifária: A principal preocupação da Light, da ANEEL e do Conselho de Consumidores é evitar grandes variações nas tarifas, que prejudicam tanto a prestação do serviço quanto os usuários.

• Diferimento Tarifário: A distribuidora solicitou um diferimento positivo para compensar uma redução tarifária significativa em 2025 (-11,96%) e evitar um aumento brusco previsto para 2026 (+9,94%). O diferimento é uma forma de suavizar os impactos tarifários ao longo do tempo.

• Impacto de Processos Judiciais e Administrativos: A Light argumenta que o diferimento é prudente para lidar com possíveis aumentos tarifários decorrentes de processos judiciais (como a ADI 7324 no STF sobre a restituição de PIS/COFINS) e administrativos que podem afetar tarifas futuras.

• Critérios para Diferimento: A ANEEL está desenvolvendo uma metodologia (Consulta Pública nº 8/2025) com critérios objetivos para a aplicação de diferimentos, buscando maior transparência e previsibilidade.

Principais Pontos e Decisões:

• Proposta Inicial (Relator Fernando Luiz Mosna): Homologar um reajuste tarifário anual com efeito médio de -0,63% (3,80% para alta tensão e -2,35% para baixa tensão) e homologar um passivo regulatório de R$ 1,6 bilhão.

• Voto-Vista (Diretora Ludmila Lima da Silva): A diretora Ludmila propôs um diferimento parcial, resultando em um efeito médio de -5,76% (-2,08% para alta tensão e -7,19% para baixa tensão) e um passivo regulatório de R$ 893.226.702,02.

• Ela argumentou que, embora o resultado do processo judicial (PIS/COFINS) seja incerto quanto ao "quando", ele é certo quanto ao "se", pois já há maioria de votos no STF.

• Ela também questionou a premissa de que o diferimento só evita volatilidade se os impactos hipotéticos se concretizarem, afirmando que "a lógica da incerteza ela vai permear todo e qualquer diferimento".

• Discordou do argumento de que a agência poderia aplicar diferimento negativo no futuro, citando que a própria CP8/2025 já estabelece limites para isso.

• Entendeu que a manifestação do Conselho de Consumidores, que se posicionou favorável a um diferimento parcial de R$ 1,4 bilhão, se alinha mais à sua proposta de R$ 893 milhões, quando considerada a diferença de componentes financeiros.

• Decisão Final: O processo foi pedido vista pela Diretora Ludmila Lima da Silva, e a decisão final, por unanimidade, foi por indeferir o pedido de medida cautelar e encaminhar os autos para a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica (SCE) para análise de mérito. OBS: A ata indica que a decisão sobre a Light foi um "pedido de vista do processo" pelo Diretor Ricardo Lavorato Tili, com os votos proferidos pelo relator e pela diretora Ludmila. A decisão final não foi tomada na reunião para este processo específico, pois foi pedido vista.

2. Seccionamento da Linha de Transmissão Vila do Conde – Miltônia 3 na Subestação Tomé Açu (Processo 48500.002653/2024-02)

Temas Centrais:

• Responsabilidade Contratual vs. Fato de Terceiro: A Etepa (Empresa de Transmissão de Energia do Pará S.A.) solicitou exclusão de responsabilidade e reconhecimento de fato impeditivo de terceiro (Mineração Paragominas S.A. - MPSA) pela não realização do seccionamento da linha de transmissão.

• Licenciamento Ambiental: A renovação da licença de operação (LO) da linha, de responsabilidade da MPSA, foi um ponto crucial. A MPSA alegou que o atraso na renovação não foi culpa sua, mas sim da inércia do órgão ambiental, e que a LO sempre esteve válida, mesmo durante o processo de renovação.

• "Inovação Regulatória" e Alocação de Custos: As áreas técnicas da ANEEL recomendaram alocar à MPSA as frustrações de receita da Etepa, a título de "estímulo" para a resolução do licenciamento. A MPSA contestou essa medida, classificando-a como uma "multa sem a devida previsão normativa".

• Segurança do Sistema Elétrico: O Diretor Relator destacou a importância de uma solução que garanta a redundância e a segurança do sistema elétrico na região.

Principais Pontos e Decisões:

• Histórico: O contrato de concessão da Etepa (Nº 50/2017) previa a construção da linha e subestação, e o seccionamento da linha da MPSA. A data de operação comercial era 11/02/2022, estendida para 11/06/2022 devido à COVID-19. As instalações, com exceção do seccionamento, entraram em operação em 11/04/2023.

• Argumento da Etepa: A Etepa alegou que a MPSA, por não ter renovado a LO em tempo hábil, impediu o seccionamento, pleiteando a emissão do Termo de Liberação de Receita (TLR) e a conversão do Termo de Liberação com Pendência (TLP) em Termo de Liberação Definitivo (TLD) retroativamente a 11/04/2023.

• Argumento da MPSA: A MPSA, parte do grupo multinacional Hydro, afirmou que a LO "está e sempre esteve válida" e que "a mineração Paragominas não deu causa a este atraso", citando que o processo estava em renovação por 9 ou 10 anos devido à inércia do órgão ambiental, o que é comum no Pará. Eles contestaram a alocação de custos, considerando-a uma "penalização" retroativa e sem base normativa.

• Posição do Diretor Relator (Ricardo Lavorato Tili):Ele discordou da Etepa quanto à exclusão de responsabilidade, afirmando que a responsabilidade contratual pelo seccionamento e pelos riscos das negociações é "inequívoco que recai sobre a Etepa".

• Não acompanhou a recomendação das áreas técnicas de alocar custos à MPSA, considerando-a "prematuro" e questionando a efetividade de um "estímulo" retroativo.

• Reconheceu o impasse criado por uma "confusão" no edital do leilão e na norma (Resolução 722/2016) sobre a onerosidade da transferência de ativos, o que gerou a expectativa da Etepa de receber a linha sem ônus.

• Propôs um "waiver regulatório" de 180 dias, permitindo à Etepa receber 100% da receita das demais funções de transmissão (exceto os 4,79% referentes ao seccionamento) para "promover fôlego financeiro" e evitar colapso.

• Determinou que o ONS se abstivesse de considerar questões formais de titularidade da LO e ativos por 180 dias para facilitar o seccionamento.

• Estabeleceu que, se as pendências não forem regularizadas em 180 dias, o ONS deverá retornar todas as funções de transmissão ao status de TLP (90% da receita), mantendo o incentivo econômico para a conclusão.

• Decisão Final (Unanimidade): A Diretoria decidiu por unanimidade:

• Dar provimento ao requerimento da MPSA para reconhecer a impossibilidade da emissão do TLR para a FT LT 230 kV Vila do Conde – Tomé-Açu C1 devido à existência de Pendência Impeditiva Própria (PIP) por parte da Etepa, e não acompanhar a recomendação de obrigar a MPSA a pagar receitas não auferidas pela Etepa.

• Dar provimento parcial ao requerimento da Etepa para realizar o afastamento regulatório do dispositivo 7.1 da Seção 3.2 das Regras de Transmissão pelo prazo de 180 dias.

• Determinar ao ONS a conversão dos TLPs em TLDs para as integrações relacionadas ao Contrato de Concessão nº 50/2017-ANEEL por 180 dias.

• Determinar que o ONS, por 180 dias, se abstenha de considerar questões formais relacionadas à titularidade da LO ou transferência de ativos no seccionamento.

• Determinar que o ONS retorne todas as FTs à condição de TLP (90% da receita) se, em 180 dias, as pendências contratuais, formais e burocráticas associadas ao seccionamento não forem regularizadas.

3. Medida Cautelar Humaita Solar (Processo 48500.007306/2025-49)

Temas Centrais:

• Inviobilidade Fundiária: As empresas Humaita Solar I a XIII Empreendimentos S.A. solicitaram medida cautelar para não serem cobradas pelas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUSTs) e Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUSTs) devido a um problema fundiário que inviabilizaria a implantação de suas usinas fotovoltaicas.

• Conhecimento Prévio dos Riscos: A questão fundiária, envolvendo uma ação de desapropriação da Codevasf (Companhia de Desenvolvimento dos Vales do São Francisco e Parnaíba) desde 2008/2013, era de conhecimento prévio ou de fácil acesso para o empreendedor.

• Requisitos para Cautelar: Avaliação dos requisitos de "fumaça do bom direito" (probabilidade do direito) e "perigo da demora" para a concessão da medida cautelar.

Principais Pontos e Decisões:

• Alegação da Humaita Solar: A empresa alegou que o decreto de utilidade pública de 2008 e a ação de desapropriação de 2013, movida pela Codevasf, tornaram impossível a utilização do imóvel, impactando o cronograma e a execução do CUST.

• Posição da Procuradoria: A procuradoria indicou que "não há o preenchimento dos requisitos para concessão da cautelar, especialmente da fumaça do bom direito" pois a questão fundiária "é anterior à outorga" e deveria ser "do conhecimento do próprio agente".

• Posição do Diretor Relator (Ricardo Lavorato Tili):Indisponibilidade do imóvel não constitui "fumaça do bom direito" em análise sumária, pois o decreto e a ação de desapropriação eram anteriores à outorga da UFV (2022) e de fácil acesso público.

• A localização do empreendimento é de "escolha do empreendedor", que deve considerar as condições para implantação e mitigar riscos.

• Não há "perigo da demora" pois a regulamentação (Módulo 5, Seção 5.1, Item 4.0 das Regras de Serviço de Transmissão) permite ao outorgado solicitar a postergação da data de início do CUST por até 12 meses, sem necessidade de intervenção da ANEEL.

• Decisão Final (Unanimidade): A Diretoria decidiu por unanimidade indeferir o pedido de medida cautelar protocolado pelas empresas Humaita Solar I a XIII Empreendimentos S.A. e encaminhar os autos para a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica (SCE) para análise de mérito relativo aos argumentos de excludente de responsabilidade.

4. Multas por Não Realização de Inspeção de Segurança e Não Implantação de Pai (Processo 48500.001154/2024-90)

Temas Centrais:

• Inspeção de Segurança Especial (ISE): A Autódromo Energética S.A. e a Boa Fé Energética S.A. foram multadas por não realizar a ISE em decorrência de eventos climáticos (cheias no Rio Grande do Sul em 2023).

• Plano de Ação de Emergência (PAE): As empresas também foram multadas pela não implantação do PAE no prazo, após reclassificação de suas usinas de Tipo C para uma categoria que exigia o PAE.

• Caso Fortuito/Força Maior e Razoabilidade: As empresas alegaram caso fortuito/força maior (chuvas atípicas, calamidade pública, risco à equipe técnica) para a não realização da ISE, e falta de prazo legal para a implantação do PAE, além de dependência de órgãos externos (Defesa Civil, prefeituras).

Principais Pontos e Decisões:

• Argumento das Empresas (Boa Fé Energética):ISE: A inspeção não foi feita por "impossibilidade fática" (usina vertendo) e risco aos técnicos. A empresa comunicou a ANEEL e realizou a inspeção posteriormente, sem identificar riscos à segurança. Argumentou que a regulamentação da ANA não estabelece prazo para a ISE e invocou princípios de razoabilidade, proporcionalidade e nexo de causalidade.

• PAE: Não há prazo estabelecido na regulamentação da ANEEL (Resolução 1064) para a implantação do PAE em usinas existentes. As empresas foram reclassificadas após um estudo de inundação e "adotaram diversas medidas para a implantação do PAE" ao longo de 4 anos, dependendo de aprovações de Defesa Civil e prefeituras. O PAE foi "efetivamente implantado". Pediram afastamento das multas ou conversão em advertência.

• Posição da Procuradoria: Não foi consultada formalmente, mas não identificou "nenhuma questão jurídica que tenha que não tenha sido enfrentado de modo adequado" no voto do relator.

• Posição do Diretor Relator (Ricardo Lavorato Tili): Seus argumentos foram abordados em nota técnica e em seu voto, reiterando que culpa e responsabilidade são distintas e a responsabilidade por honrar as obrigações é da concessionária.

• Decisão Final (Unanimidade): A Diretoria decidiu por unanimidade conhecer dos Recursos Administrativos interpostos pela Autódromo Energética S.A. e pela Boa Fé Energética S.A. e, no mérito, negar-lhes provimento, mantendo as penalidades de multa aplicadas.

5. Outras Deliberações Importantes (Resumo)

A ata da reunião detalha uma série de outras deliberações, a maioria por unanimidade, incluindo:

• Reajuste Tarifário da Enel Distribuição Rio: Homologado com efeito médio de 0,27%.

• Aprimoramento do Cálculo de Perdas (CP 9/2024): Aprovado o aprimoramento do cálculo de energia requerida e perdas não técnicas, considerando Microgeração e Minigeração Distribuída (MMGD), com atualizações regulatórias e padronização de informações.

• Recursos Administrativos Diversos:Enel Distribuição Ceará: Negado provimento a recurso sobre devolução de valores faturados incorretamente e determinada reclassificação de unidades consumidoras para iluminação pública.

• Energisa Rondônia: Processo arquivado devido à desistência do interessado.

• Renascença V e Eurus II Energias Renováveis: Negado provimento a recursos sobre multas por descumprimento de Procedimentos de Rede.

• EDP São Paulo: Negado provimento a recurso sobre glosa de investimentos.

• São Pedro e Paulo I SPE S.A. (UFV): Negado provimento a recurso sobre multa por atraso na implantação, por maioria.

• Copel Geração e Transmissão: Negado provimento a recurso sobre multa.

• Petrobras (UTE Nova Piratininga, Canoas, Ibirité): Parcial provimento a recursos sobre Custo Variável Unitário (CVU), permitindo atualização em caso de nova Portaria do MME.

• Copel GT e Eletrobras CGT Eletrosul: Negado provimento a recursos sobre reforços em instalações de transmissão.

• Cemig-D, Furnas, Deputados Prado: Provimento parcial a pedidos de reconsideração sobre reajuste tarifário, reconhecendo componentes financeiros.

• CPFL Santa Cruz: Parcial provimento a pedido de reconsideração, considerando encargos de conexão.

• Neoenergia Coelba e Energisa Sul Sudeste, Energisa Tocantins: Negado provimento a pedidos de reconsideração sobre reajustes tarifários.

• Garça Branca Energética: Negado provimento a pedido de reconsideração sobre extensão de prazo de outorga.

• Consórcio HY Brazil (Minigeração Distribuída): Indeferido pedido de medida cautelar.

• São Francisco Transmissão de Energia: Negado provimento a pedido de medida cautelar sobre penalidades por atraso na entrada em operação.

• JPNR Mato Grosso do Sul Negócios Corporativos: Indeferido pedido de medida cautelar sobre suspensão de prazos de injeção de energia e revisão de orçamentos de conexão.

• Biotérmica Energia S.A. e Lagoa do Barro Energias Renováveis S.A. (Lastro de Energia): Negado provimento a pedidos de impugnação, mas determinadas correções algébricas para degradação da Garantia Física e avaliação de ajustes regulatórios.

• Cerradinho Bioenergia S.A.: Indeferido pedido de efeito suspensivo.

• Alteração de Regime de Exploração: Aprovada alteração de PIE para APE para UTE LD Celulose.

• Revogação de Autorizações: Aprovadas revogações a pedido para UTE Tecipar e várias UFVs Gatria Solar.

• Declarações de Utilidade Pública (DUPs) e Instituição de Servidão Administrativa: Diversas DUPs foram aprovadas para fins de desapropriação ou instituição de servidão administrativa para implantação e expansão de subestações e linhas de transmissão/distribuição em vários estados do Brasil.

Conclusão

A reunião da ANEEL demonstrou a complexidade da regulação do setor elétrico brasileiro, com discussões aprofundadas sobre responsabilidades contratuais, impactos de fatores externos (como licenciamento ambiental e questões fundiárias), a busca por estabilidade tarifária em um cenário de incertezas judiciais e a necessidade de aprimoramento contínuo das normas. As decisões refletem o esforço da agência em equilibrar os interesses de concessionárias, consumidores e a segurança do sistema elétrico. O destaque do pedido de vista no processo da Light indica a persistência de pontos de divergência na abordagem do diferimento tarifário, que deverá ser objeto de novas discussões e uma eventual deliberação futura.

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