ANEEL: Análise da 8ª Reunião Pública Ordinária de 2025

1. Destaques da Reunião e Comunicações

A reunião foi presidida pelo Diretor-Geral, Sandoval de Araújo Feitosa Neto, com a presença de todos os cinco diretores. Foram feitos os seguintes comunicados importantes:

• Prêmio ANEEL de Satisfação do Consumidor 2024: Será promovido em 19 de março, às 15h, na sede do Instituto Serzedello do Tribunal de Contas da União, e transmitido pelo YouTube. O prêmio reconhece as distribuidoras com as melhores avaliações no Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC), que reflete a opinião dos consumidores sobre os serviços.

• 8º Seminário do Sistema de Gestão GGES da Transmissão (GGT): Acontecerá em 21 de março, promovendo o compartilhamento de experiências entre transmissoras e a apresentação de constatações sobre desligamentos forçados por queimadas em 2024.

• Consulta Pública 4/2025 (Neoenergia Pernambuco): O prazo final para contribuições sobre a revisão tarifária periódica de 2025 da Neoenergia Pernambuco, com vigência a partir de 29 de abril de 2025, encerra-se em 21 de março.

• Expansão da Matriz de Geração Elétrica: Nos dois primeiros meses de 2025, a matriz de geração elétrica do Brasil cresceu 1.613 MW, com novas usinas em 10 estados de todas as cinco regiões do país. Mato Grosso do Sul lidera a expansão (438 MW), seguido por Minas Gerais (336 MW). Em fevereiro, a Bahia teve o maior crescimento (605 MW) devido à entrada em operação de cinco usinas.

• Seminário Técnico sobre Baterias e Grid Forming: Realizado em 13 de março, o seminário discutiu o aprimoramento da regulação para a inserção de sistemas de armazenamento de energia no sistema elétrico brasileiro, com a presença de especialistas internacionais. O evento ocorreu no âmbito da consulta pública sobre armazenamento.

• Prorrogação da Consulta Pública 7/2025: A pedido da Abradee, o prazo de contribuições para a Consulta Pública 7/2025, que trata da regulamentação para aprimoramento das regras de abertura de mercado para o Grupo A, foi prorrogado de 7 de abril para 22 de abril de 2025, um acréscimo de 15 dias.

2. Principais Deliberações e Debates

A pauta da 8ª reunião continha 42 itens. Destacaram-se as discussões sobre o reajuste tarifário da CPFL Santa Cruz, o pedido de reconsideração da Equatorial Piauí, e a medida cautelar da Abragel.

2.1. Processo 48500.003320/2024-92: Reajuste Tarifário Anual de 2025 da CPFL Santa Cruz

• Ponto Central: O pleito da CPFL Santa Cruz de adotar um mecanismo excepcional de atenuação da oscilação tarifária entre 2025 e 2026. A distribuidora propôs incluir um componente financeiro positivo de R$ 111 milhões em 2025 para evitar uma redução tarifária acentuada (-3,44%) seguida de um aumento expressivo em 2026 (+18,52%), buscando uma maior estabilidade tarifária (proj.: +2,7% em 2025 e +2,7% em 2026).

• Argumentos da CPFL Santa Cruz e Conselho de Consumidores: A redução em 2025 decorre de fatores alheios à gestão (reversão de créditos PIS/COFINS, quitação de empréstimos CDE-COVID e Escassez Hídrica). O aumento projetado para 2026 é devido ao término da devolução desses créditos e à revisão tarifária periódica. O Conselho de Consumidores da CPFL Santa Cruz manifestou-se favoravelmente ao diferimento, buscando uma "estabilidade tarifária nesses próximos 2 anos".

• Posição da Relatora (Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa): A relatora apresentou uma análise detalhada, explorando a razoabilidade dos critérios da Consulta Pública 8/2025 para diferimento tarifário (excepcionalidade do efeito atual, excepcionalidade dos resultados de dois processos consecutivos, e impacto no processo subsequente). Verificou que o caso da CPFL Santa Cruz não se enquadrava nos dois primeiros critérios de excepcionalidade da CP8, pois o efeito médio de -3,44% não era "tão excepcional" em comparação com o histórico nacional. No entanto, o terceiro critério (neutralização da volatilidade) foi atingido.

• A relatora ponderou sobre a possibilidade de ajustar o critério 3 para evitar a inversão do sinal tarifário (de negativo para positivo), sugerindo que isso "transcende o racional adotado pela agência historicamente". Propôs que o diferimento fosse ajustado para R$ 56 milhões, resultando em 0% de reajuste em 2025 e +8,3% em 2026, mantendo o conceito de redução da volatilidade sem inverter o sinal.

• Apesar das ponderações e da complexidade do tema, a relatora concluiu que não possuía elementos suficientes para uma convicção diferente da aplicação dos critérios da CP8 em sua abertura, que não consideram o caso elegível para diferimento. Propôs, portanto, manter o encaminhamento da área técnica, resultando em um efeito médio de -3,44% para os consumidores da CPFL Santa Cruz.

• Encaminhamento do Voto da Relatora:Homologar o índice de Reajuste Tarifário Anual da CPFL Santa Cruz, a vigorar a partir de 22 de março de 2025, com efeito médio de -3,44% (-3,13% para Alta Tensão e -3,60% para Baixa Tensão).

• Encaminhar o voto para compor os documentos disponibilizados na Consulta Pública nº 8/2025.

• Debate da Diretoria:Diretor Fernando Mosna: Questionou a aplicação rígida dos critérios da CP8, que ainda está em consulta pública e pode ser alterada. Enfatizou que o Acórdão do TCU sobre diferimento foca em "impacto futuro" e "custo-benefício ao consumidor", e que a oscilação tarifária de -3,4% para +16% não é desejável. Defendeu o diferimento para atingir +2,7% em ambos os anos, alinhado ao interesse do consumidor manifestado pelo Conselho.

• Diretor Ricardo Tili: Expressou preocupação em extrapolar cenários futuros, priorizando o resultado do processo tarifário atual. Argumentou que a tentativa de "fazer o colchão" poderia impedir o consumidor de usufruir de reduções tarifárias no presente. Discordou da proposta de não inverter o sinal tarifário (negativo para positivo), defendendo a discricionariedade da diretoria se houver benefício ao consumidor e tarifa estável.

• Decisão: O Diretor Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva pediu vista do processo, retirando-o de pauta para deliberação futura.

2. 2.Processo 48500.002085/2019-74: Pedido de Reconsideração da Equatorial Piauí (Revisão Tarifária Extraordinária)

• Ponto Central: Pedido da Equatorial Piauí para provimento de uma Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) que havia sido indeferida em 2019, em substituição ao reajuste tarifário anual daquele ano. A RTE visava rever a base de remuneração regulatória da distribuidora, que, como outras concessionárias oriundas da Eletrobras, apresentava uma base subavaliada.

• Argumentos da Equatorial Piauí: A empresa alegou que o indeferimento original foi "prematuro", pois a base de ativos havia sido entregue um dia antes da deliberação da abertura de consulta pública, mas que posteriormente (em 60 dias para o caso da Energisa Acre, e no dia seguinte para o Piauí) se constatou que a base era adequada. Argumentou que a abertura da consulta pública daria tempo para a avaliação dos dados e que o edital de privatização previa a possibilidade de RTE em qualquer dos três primeiros reajustes.

• Voto do Diretor Ricardo Lavorato Tili (Relator do Voto-Vista): O diretor Tili, acompanhando o voto do diretor Fernando Mosna, antecipou sua concordância com o pleito da empresa. Ele ressaltou a importância da RTE para o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, especialmente para as distribuidoras privatizadas da Eletrobras que tinham bases de remuneração subavaliadas. Concordou que o indeferimento original foi "prematuro", e que a consulta pública poderia ter sido aberta para permitir a manifestação das empresas e a avaliação dos dados.

• Debate da Diretoria:Diretora Ludimila Lima da Silva: Alinhou-se com a decisão da diretoria anterior, que negou a RTE em 2019. Sua preocupação era a falta de tempo hábil para avaliar a base de ativos, que foi protocolada "às vésperas" da reunião e que "não teve tempo de ser avaliada" pela área técnica em 2019, apesar de ter sido considerada adequada posteriormente.

• Diretor Ricardo Tili (em resposta): Defendeu que, mesmo com a entrega da base um dia antes, a consulta pública poderia ter sido aberta, pois o momento de indeferir seria no fechamento da consulta, se os dados não fossem consolidados. Mencionou precedentes em que dados mais precários foram aceitos na abertura de consultas públicas.

• Decisão Final: A Diretoria, por maioria (vencida a Diretora Ludimila Lima da Silva), decidiu:

• (i) Conhecer e dar provimento ao Pedido de Reconsideração da Equatorial Piauí.

• (ii) Instaurar Consulta Pública, por intercâmbio documental, com período de contribuições de 45 dias (data ajustada para 1º de abril a 15 de maio de 2025), para obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Revisão Tarifária Extraordinária da Equatorial Piauí.

• (iii) Determinar a redistribuição do processo para um novo relator.

• O Diretor-Geral, Sandoval de Araújo Feitosa Neto, ausente no momento da deliberação, consignou seu voto acompanhando o voto do Diretor-Relator Giácomo Francisco Bassi Almeida. A Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa não participou da votação.

• Ato(s) Administrativo(s): Aviso de Abertura de Consulta Pública nº 11/2025.

2.3. Processo 48500.007845/2025-88: Pedido de Medida Cautelar da Abragel (Suspensão de Prazos)

• Ponto Central: Pedido da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel) para suspender os prazos estabelecidos pela Resolução Normativa nº 1.033/2022 (com redação da RN 1.085/2024), especialmente o marco de 1º de maio de 2025, para a apuração do desempenho de centrais hidrelétricas não despachadas centralizadamente no MRE, até a conclusão da Consulta Pública nº 1/2025.

• Contexto: A RN 1.085/2024 estabeleceu duas alternativas para a apuração do desempenho dessas usinas (geração histórica ou medição de indisponibilidade por vazão vertida), com aplicação a partir de 1º de maio de 2025. A Abragel alegou que a resolução não apresenta todos os elementos necessários para que os agentes possam fazer sua opção, e que a Consulta Pública 1/2025 (que detalha as definições) encerrou-se recentemente (7 de março), tornando os prazos "inexequíveis". 241 usinas associadas à Abragel (63% das centrais não despachadas no MRE) fizeram requerimento similar.

• Argumentos da Abragel e Minas PCH: Reafirmaram a existência de "perigo da demora" (prazo iminente de 1º de maio) e "fumaça do bom direito" (falta de clareza nas regras). Pediram a recomposição do prazo original de 12 meses após a aprovação das definições complementares, sugerindo postergação para 1º de maio de 2026.

• Posição da Procuradoria: Manifestou-se favoravelmente à prorrogação do prazo, reconhecendo a iminência e a falta de tempo hábil para os agentes fazerem uma opção informada.

• Posição da Relatora (Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa): A relatora concordou com a necessidade de estender o prazo, reconhecendo a "inoperabilidade do Marco de Primeiro de Maio de 25" e que as condições para a retomada da apuração de desempenho estão impactadas. Sua proposta inicial era fixar o novo marco para 6 meses após a conclusão da Consulta Pública 1/2025, pois isso ancoraria a data à formalização definitiva das regras. Argumentou que a solução de mérito esvaziaria a finalidade da cautelar.

• Debate da Diretoria:Diretor Fernando Mosna: Questionou a forma da decisão, argumentando que a alteração de um dispositivo de resolução normativa (RN 1.085) sem uma nova consulta pública seria inadequada, violando o Art. 9º da Lei 13.848. Ele defendia que a análise deveria ser exclusivamente como medida cautelar (suspender o prazo) e não como alteração de mérito da norma. Ele também apontou que a resolução original se reporta a maio como o mês de apuração, e um prazo de "6 meses após a conclusão da CP" seria indefinido.

• Diretora Ludimila Lima da Silva: Reforçou a preocupação com a forma, reiterando que a alteração de uma norma que passou por consulta pública exigiria nova consulta.

• Diretora Agnes (Relatora): Reconheceu a validade das preocupações sobre a forma e a necessidade de preservar a segurança jurídica. Ela, então, decidiu retirar o processo de pauta para reavaliar os pontos levantados, especialmente a questão da forma da decisão e a data de prorrogação. A relatora antecipou que seu entendimento era de que o prazo deveria ser postergado até 1º de maio de 2026, concedendo a cautelar.

3. Outras Deliberações em Bloco

Os itens de 4 a 42 foram deliberados em bloco e aprovados, em sua maioria, por unanimidade.

• Multas por Atraso na Implantação de Usinas (Itens 5 e 17):Item 5 (UFVs Francisco Sá 1 a 3): A Diretoria, por maioria (vencido o Diretor-Geral Sandoval Feitosa Neto), decidiu aplicar multa editalícia de R$ 181.334,27 a cada uma das empresas (Francisco Sá 1, 2 e 3 Energias Renováveis S.A.) pelo descumprimento do cronograma de implantação. A multa corresponde a aproximadamente 0,14% do investimento. O Diretor-Geral havia votado pela desconstituição da multa e instauração de processo administrativo punitivo sob o regime sancionatório da RN 846/2019.

• Item 17 (UTE Jaguatirica II): A Diretoria, por maioria (acompanhando voto divergente da Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa, e vencidos o Diretor-Relator Ricardo Tili e o Diretor-Geral Sandoval Feitosa Neto), decidiu aplicar a multa editalícia à Azulão Geração de Energia S.A. pelo atraso de 10 dias na implantação da UTE Jaguatirica II, discordando da conversão da penalidade em advertência. O Diretor Ricardo Tili havia votado pela conversão em advertência, e o Diretor-Geral pela desconstituição da multa e instauração de processo administrativo punitivo.

• Ressarcimento de Custos (Item 12): A Roraima Energia S.A. teve provimento em seu requerimento de ressarcimento de R$ 6.654.654,75 (valores históricos, atualizados para R$ 9.049.246,70 em dezembro de 2024) por custos incorridos com a geração emergencial da UTE Pacaraima (março a novembro de 2019).

• Prorrogação de Outorgas (Itens 25 e 26): Foram aprovadas recomendações ao MME para a prorrogação das outorgas de concessão da UHE Suíça (Statkraft Energias Renováveis S.A.) e da PCH Lajes (Lajes Energia S.A.), nos termos da Lei nº 12.783/2013.

• Declaração de Utilidade Pública (DUR/DUP) para Desapropriação e Servidão Administrativa (Itens 28 a 41): Diversos processos foram aprovados por unanimidade para declarar utilidade pública de áreas de terra para desapropriação ou instituição de servidão administrativa em favor de distribuidoras e transmissoras (Enel Distribuição Rio, SPE Nova Era Integração Transmissora, Grande Sertão I Transmissora, Coelba, Energisa Tocantins, Graúna Transmissora, TPC - Transmissora Paraíso do Café, Equatorial Goiás, Copel Distribuição, Cemig Distribuição, Neoenergia Vale do Itajaí Transmissão e Boa Hora Geradora de Energia Solar), visando a implantação e regularização de subestações e linhas de transmissão/distribuição.

4. Observações Finais

A reunião evidenciou a complexidade das decisões regulatórias, especialmente em temas como diferimento tarifário e ajustes de marcos normativos, onde há um constante balanço entre a aplicação de regras preestabelecidas, a necessidade de flexibilidade para lidar com situações imprevistas e a interpretação do melhor interesse do consumidor. A retirada de pauta de processos importantes para maior reflexão demonstra a cautela da diretoria em garantir a consistência e a segurança jurídica das decisões.

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