ANEEL: Análise da 9ª Reunião Pública Ordinária de 2025

Destaques Iniciais e Comunicados da Presidência

A sessão, presidida pelo Diretor-Geral Sandoval de Araujo Feitosa Neto, contou com a presença de cinco diretores, garantindo quórum para deliberação. A Ata da 8ª Reunião Pública Ordinária foi aprovada sem restrições.

Comunicações Importantes:

• Fórum de ESG das Agências Reguladoras: A ANEEL sediará o primeiro encontro do Fórum de ESG das Agências Reguladoras nos dias 27 e 28 de março. O evento visa "fortalecer a rede de parcerias e capacitar a força de trabalho na área de sustentabilidade".

• 21ª Assembleia Geral da AROPE: A ANEEL participou da 21ª Assembleia Geral da Associação de Reguladores de Energia dos Países de Língua Oficial Portuguesa (AROPE) em 21 de março. O foco foi a "união de todos os países membros em prol do enfrentamento dos desafios do setor elétrico por meio do compartilhamento de boas práticas".

• Concurso Nacional Unificado: Os aprovados nas etapas iniciais do concurso para o cargo de especialista em regulação dos serviços públicos de energia da ANEEL participaram da aula inaugural do curso de formação em 24 de março.

Principais Deliberações da Pauta

A pauta da reunião continha 39 itens, sendo os itens 6 a 39 deliberados em bloco, com votos e atos disponibilizados previamente. Os itens 4, 5 e 7 tiveram pedidos de sustentação oral.

1. Leilão de Energia Nova A-5 de 2025 (Processo 48500.000973/2025-09)

• Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública para aprimoramento do Edital do Leilão de Energia Nova "A-5" de 2025, destinado à compra de energia elétrica de novos empreendimentos de geração.

• Relatora: Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Contexto: O Ministério de Minas e Energia (MME) incumbiu a ANEEL de promover o leilão, com a sessão marcada para 22 de agosto de 2025. O cadastramento de projetos na EPE encerrou em 10 de março, e apenas a fonte hidrelétrica (usinas entre 1 MW e 50 MW) foi eleita para participar, visando o atendimento à Lei de privatização da Eletrobras (Lei 14.182). Não haverá direito a desconto de Tust e Tust G para os vencedores.

• Proposta: Submeter em consulta pública o edital do leilão de 2022, ajustado para contemplar as diretrizes do MME e o uso subsidiário da Lei 14.133 (em substituição à Lei 8.666). Inovações de leilões anteriores foram incorporadas, como a vedação de participação de empreendimentos já registrados como micro/mini geração distribuída ou em operação comercial.

• Sistemática: O leilão será realizado via plataforma da CCEE, com um único produto (quantidade hídrica) e três etapas: inicial, contínua e ratificação de lance. A margem de escoamento será critério de classificação, e 30% da energia habilitada do empreendimento deverá ser negociada.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu instaurar Consulta Pública no período de 26 de março a 12 de maio de 2025, para "colher subsídios e informações para aprimoramento da minuta do Edital e respectivos Anexos do Leilão de Geração nº 3/2025-ANEEL, denominado Leilão de Energia Nova "A-5", de 2025". O Diretor-Geral destacou a colaboração com o MME para ajustar as datas dos seis leilões previstos para o ano, garantindo a qualidade das atividades.

2. Regulamentação da TUSDg na Transferência de ICGs/IEGs (Processo 48500.007635/2025-90)

• Assunto: Proposta de abertura de Consulta Pública para aprimoramento da Análise de Impacto Regulatório (AIR) sobre a regulamentação da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição aplicável às centrais geradoras (TUSDg) na transferência de Instalações de Transmissão de Interesse Restrito Exclusivo de Centrais de Geração para conexão Compartilhada (ICG) e/ou Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo e Caráter Individual das Centrais de Geração (IEG).

• Relatora: Diretora Ludmila Lima da Silva.

• Contexto: Atualmente, 15 ICGs são acessadas por 150 centrais geradoras, com contratos de uso do sistema de transmissão (TUST). O Decreto 2.665/1998 determina a transferência dessas ICGs para as distribuidoras, alterando os contratos de uso e conexão e requerendo a avaliação dos procedimentos da TUSDg, que possui regras distintas da TUST. As primeiras transferências (ICG Chapadão e ICG Rio Brilhante) estão previstas para 1º de julho de 2025.

• Análise de Impacto Regulatório (AIR nº 2/2025): Avaliou três alternativas para endereçar o problema:

1. Aplicação das regras de transmissão no ambiente de distribuição (manutenção do valor da TUST como TUSDg e atualização via índice de atualização da transmissão).

2. Aplicação das regras de distribuição sem preservar o período de estabilidade.

3. Proposta intermediária: Preserva a estabilidade do valor das tarifas como TUSDg, alterando os critérios de atualização da tarifa (IGPM e Fator X).

• Recomendação da STR: A STR recomendou a alternativa intermediária, que exige alteração do submódulo 7.4 do PRET e um tratamento excepcional via componente financeiro para geradoras conectadas em 69 kV (onde a tarifa não é nominal).

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu instaurar Consulta Pública, por intercâmbio documental, com duração de 47 dias (27 de março a 12 de maio de 2025), para "colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Análise de Impacto Regulatório – AIR nº 2/2025-STR/ANEEL, que trata da regulamentação da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição aplicável às centrais geradoras – TUSDg quando da transferência das Instalações de Instalação de Transmissão de Interesse Restrito Exclusivo de Centrais de Geração para conexão Compartilhada – ICG e/ou Instalações de Transmissão de Interesse Exclusivo e Caráter Individual das Centrais de Geração – IEG."

3. Tarifa de Repasse da Potência Contratada da Itaipu Binacional para 2025 (Processo 48500.003426/2024-96)

• Assunto: Estabelecimento da tarifa de repasse da potência contratada da Itaipu Binacional para o ano de 2025.

• Relator: Diretor Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva.

• Contexto: A Lei 5.899/1973 e o Decreto 11.027/2022 regulamentam a comercialização da energia de Itaipu no Brasil, designando a ENBPar como agente comercializador. A tarifa provisória de repasse para 2024 foi de US$ 17,66/kW.mês. Em maio de 2024, foi aprovado o custo unitário de serviço de eletricidade (CUSE) para 2024-2026 em US$ 19,28/kW.mês, com transferência de recursos para a conta Itaipu para compensar o aumento. No entanto, havia uma estimativa de saldo negativo na conta Itaipu para 2024 (R$ 332 milhões), que, segundo o decreto anterior, exigiria um aumento na tarifa.

• Alterações no Decreto: O Decreto 12.390/2025 (publicado em 5 de março de 2025) alterou o Decreto 11.027/2022, permitindo:

1. Apurar o resultado da conta Itaipu considerando valores recompostos pelas distribuidoras.

2. Criar uma reserva técnica financeira com resultados positivos, melhorando a gestão da conta e mitigando variações negativas.

• Impacto das Alterações: Com as novas regras, o saldo negativo de 2024 (R$ 355 milhões) é compensado por valores devolvidos pelas distribuidoras (R$ 1,599 bilhão), resultando em saldo positivo e possibilitando a formação da reserva técnica. Isso permite manter a tarifa de 2024.

• Decisão: A Diretoria, por unanimidade, decidiu homologar o valor da tarifa de repasse de potência contratada de Itaipu Binacional, aplicável de 1º de abril a 31 de dezembro de 2025, no montante equivalente a US$ 17,66/kW.mês. O Diretor-Geral destacou a importância estrutural da medida, que "favorece a modicidade e a estabilidade das tarifas de energia elétrica", e parabenizou o relator e as áreas técnicas pelo trabalho em evitar a majoração da tarifa.

4. Pedido de Reconsideração da Energisa Rondônia (Ceron) – Revisão Tarifária Extraordinária de 2019 (Processo 48500.002086/2019-19)

• Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Ceron (atual Energisa Rondônia) em face do Despacho nº 2.827/2019, que indeferiu o pedido de Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) em substituição ao Reajuste Tarifário Anual de 2019.

• Relator: Diretor Hélvio Neves Guerra.

• Relatora do Voto-Vista: Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Contexto: A Energisa adquiriu a Ceron em leilão de desestatização em 2018. O contrato de concessão previa a possibilidade de uma RTE específica, com avaliação completa da base de remuneração regulatória (BRR), a pedido da concessionária, em substituição a um reajuste tarifário anual até o terceiro evento tarifário após a assinatura do contrato.

• Histórico da Negativa Original: O pedido de RTE para 2019 foi indeferido pela ANEEL devido à impossibilidade de validar os dados contábeis e a comprovação física dos ativos, especialmente pela ausência ou baixa qualidade da Base de Dados Geográfica da Distribuidora (BDGD). A procuradoria, na época, afirmou que a negativa não impedia um novo pedido de RTE em momento posterior.

• Argumentos da Recorrente: A Energisa Rondônia argumentou que a RTE era um direito subjetivo, fundamental para o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, e que a ANEEL deveria ter arbitrado a base ou concedido uma base provisória, dado que o regulamento (PRET) previa alternativas para continuidade dos processos tarifários em caso de dados insuficientes, e que outras RTEs foram aprovadas sem a BDGD.

• Voto do Relator (Hélvio Neves Guerra): Pelo provimento do pedido de reconsideração.

• Voto-Vista (Agnes Maria de Aragão da Costa): Pelo não provimento, argumentando que a BDGD da Energisa Rondônia foi considerada satisfatória apenas em março de 2020, após a decisão original de outubro de 2019. Reitera que a ausência de informações adequadas no tempo hábil era um impedimento, e que a possibilidade de uma RTE posterior garantia o direito da concessionária. Destaca que o impacto financeiro para os consumidores seria significativo (R$ 46,7 milhões).

• Decisão: A Diretoria, por maioria, vencidos a Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa e o Diretor-Geral, Sandoval de Araújo Feitosa Neto, decidiu conhecer e dar provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela Ceron. A maioria decidiu também instaurar Consulta Pública, por intercâmbio documental, no período de 27 de março de 2025 a 12 de maio de 2025, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para a aplicação dos valores relativos à Revisão Tarifária Extraordinária da Energisa Rondônia e determinou a redistribuição do processo. Houve sustentação oral conjunta para este item e o item 5.

5. Pedido de Reconsideração da Energisa Acre (Eletroacre) – Revisão Tarifária Extraordinária de 2019 (Processo 48500.002087/2019-63)

• Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Eletroacre (Energisa Acre) em face do Despacho nº 2.829/2019, que indeferiu o pedido de Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) em substituição ao Reajuste Tarifário de 2019.

• Relator: Diretor Ricardo Lavorato Tili.

• Relatora do Voto-Vista: Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Contexto: Similar ao caso da Ceron, a Eletroacre também solicitou uma RTE após a privatização, que foi indeferida pela ANEEL em 2019 devido à baixa qualidade e ausência de informações, especialmente a BDGD. A concessionária argumenta o mesmo direito subjetivo e a necessidade de arbitramento da base.

• Voto do Relator (Ricardo Lavorato Tili): Pelo provimento do pedido de reconsideração, com instauração de Consulta Pública para obter subsídios para a RTE da Energisa Acre.

• Voto-Vista (Agnes Maria de Aragão da Costa): Pelo não provimento. A Diretora Agnes detalhou extensivamente o histórico e os argumentos, enfatizando que a Energisa Acre "sequer apresentou a bdgd antes da decisão que negou seu pleito de RTN 19". A BDGD considerada satisfatória foi apresentada apenas em março de 2020, "quase 6 meses após a data em que se abriria a consulta pública para avaliação da rte", o que não permitia uma revisão retroativa ou a flexibilização de requisitos essenciais. Manteve a concordância com o indeferimento original devido à "não cumprimento do nível de qualidade exigido nas informações necessárias e essenciais prestadas pela concessionária".

• Decisão: A Diretoria, por maioria, vencidos o Diretor-Relator, Ricardo Lavorato Tili, e o Diretor Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva, decidiu por conhecer e, no mérito, negar provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela Eletroacre.

7. Recurso Administrativo da Nova Palma Energia – Geração Distribuída (Processo 48500.006623/2023-86)

• Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Nova Palma Energia em face do Auto de Infração nº 3/2023, lavrado pela AGERGS, decorrente de fiscalização sobre o atendimento à micro e minigeração distribuída.

• Relatora: Diretora Agnes Maria de Aragão da Costa.

• Contexto: A fiscalização da AGERGS constatou não conformidades no tratamento da Nova Palma Energia a demandas de micro e minigeração distribuída, resultando em multa. O ponto central da discussão era o enquadramento da infração (Grupo 4 ou Grupo 5 da Resolução 846/2019) e a dosimetria da multa. A AGERGS enquadrou no Grupo 5 (infração mais grave), enquanto a Superintendência de Fiscalização Técnica (SFT) da ANEEL recomendou Grupo 4.

• Argumentos da Abradee (Sr. Lucas Malheiros): Apresentou sustentação oral para a Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica), destacando que a Nova Palma não era associada, mas a preocupação era a jurisprudência que seria criada. Argumentou que infrações de "mera perda de prazos regulatórios" (como a da Nova Palma) tradicionalmente se enquadravam em grupos menos graves (Grupo 1 ou 2 na antiga resolução 63, e Grupo 4 na 846), enquanto o Grupo 5 era reservado para "má-fé, dolo, fraude" (ex: manter ativos inexistentes na contabilidade, fornecer documentos falsos). O enquadramento no Grupo 5 para uma "falha procedimental" seria desproporcional. Pediu que o voto deixasse claro que o enquadramento no Grupo 5 se devia à exigência de "obras não vinculantes" (fato gerador descrito pela AGERGS) e não à mera perda de prazos.

• Manifestação da Procuradoria: Explicou que a análise se deu em tese, e que a "conexão de uma instalação de mmgd... configura um acesso". Com base nisso, o Artigo 13, inciso 7º da Resolução 846 (deixar de efetuar atendimento a acessante nos prazos e nas condições estabelecidas) seria o mais específico, justificando o enquadramento no grupo mais grave.

• Voto da Relatora (Agnes Maria de Aragão da Costa): Manteve o enquadramento da infração no Grupo 5, mas alterou a dosimetria.

• Discussão dos Diretores: Houve debate sobre a "reforma-se in pejus" (piora da situação do recorrente) na dosimetria e a classificação de consumidores de micro e minigeração distribuída como "acessantes", que poderia ter repercussões mais amplas. O Diretor-Geral Sandoval Feitosa questionou a classificação de "acessante" para micro/mini GD e a aplicabilidade do Art. 13 da Resolução 846, sugerindo que a infração poderia ser mais um "ônus excessivo" para o solicitante.

• Decisão: O processo foi retirado de pauta na fase de debate dos Diretores para análise adicional, conforme solicitação da relatora, que buscará reavaliar os pontos levantados, incluindo a dosimetria e o enquadramento.

Outras Deliberações em Bloco (Itens 6 a 39)

Os demais itens da pauta foram aprovados por unanimidade em bloco, conforme o Art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18. Alguns destaques incluem:

• Serviços Anciliares: Autorizado o pagamento de serviços anciliares (Autorrestabelecimento, Controle Secundário de Frequência e Sistema Especial de Proteção) para 2023, no valor de R$ 15.992/2025 (Resolução Autorizativa nº 15.992/2025).

• Recursos Administrativos:Verde Transmissão de Energia S.A.: Conhecido e parcialmente provido o recurso sobre reforços de grande porte em instalação de transmissão (Despacho nº 805/2025).

• Prefeitura Municipal de Americana: Conhecido e parcialmente provido o recurso, determinando à CPFL Paulista a devolução em dobro de valores faturados a maior por erro de classificação de unidades consumidoras (Despacho nº 808/2025).

• Equatorial Pará e Castanhal Transmissora: Negado provimento ao recurso da Equatorial Pará, mas provido o da Castanhal Transmissora, reconhecendo valor a ser acrescido aos encargos de conexão (Despacho nº 782/2025).

• Brasil Bio Fuels S.A.: Não conhecido recurso administrativo por exaurimento da esfera administrativa (Despacho nº 789/2025).

• Pedidos de Medida Cautelar: Vários pedidos de medida cautelar foram indeferidos e/ou encaminhados para análise de mérito em primeira instância (SMA), como os relacionados a reclamações não atendidas ou encerramento de protocolos por falta de documentação (Secale, Ivoni Teixeira, Adair Blank, Municípios de Aracati e Fortim, Ancora Distribuidora de Alimentos).

• Prorrogações de Concessão e Revogações de Outorgas:UHE Pitinga (Mineração Taboca S.A.): Recomendação ao MME para condicionar a prorrogação da concessão à execução integral do Plano de Resultados e retorno à condição normal de operação até dezembro de 2025 (Despacho nº 790/2025).

• UFVs BJL2, BJL6, Lagoa 1 e 2, Aventura Solar, Serra do Mel VIII, PCH São Maurício: Revogadas a pedido as autorizações para implantação e exploração dessas centrais geradoras (Resoluções Autorizativas nº 15.998/2025, 16.000/2025, 15.996/2025, 15.997/2025, 15.982/2025, 15.984/2025, 15.987/2025).

• Declarações de Utilidade Pública: Diversas declarações de utilidade pública para fins de desapropriação ou instituição de servidão administrativa foram aprovadas para distribuidoras e transmissoras (Enel Distribuição Rio, Cemig Distribuição, Grande Sertão II Transmissora, Coelba, SPE Nova Era Integração Transmissora, CPFL Transmissão) para projetos de subestações e linhas de transmissão.

• Prorrogação de Pedidos de Vista: Concedidos prazos adicionais para retorno de processos em vista, incluindo um sobre créditos tributários (ICMS/PIS/COFINS) e outro sobre Custos Variáveis Unitários (CVUs) (Ordem de Julgamento 38 e 39).

Considerações Finais

A reunião demonstrou o contínuo esforço da ANEEL em regulamentar e fiscalizar o setor elétrico brasileiro, com foco em segurança jurídica, previsibilidade regulatória e equilíbrio entre os interesses dos agentes e dos consumidores. As discussões sobre as revisões tarifárias extraordinárias das ex-Eletrobras e o enquadramento de infrações relacionadas à geração distribuída destacam a complexidade dos desafios regulatórios enfrentados pela Agência. A ênfase na segurança jurídica, transparência (através de consultas públicas) e adaptabilidade às novas realidades do setor, como a Lei 14.300 sobre geração distribuída, marcou os debates.

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