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O peso tarifário dos atropelos no planejamento energético

3/9/2025

Helder Sousa     Gabriel Lemos      Fabiano Dias

Desde 2021, o setor elétrico tem sido palco de batalhas políticas com impacto direto sobre a expansão da oferta de energia. São dispositivos legais e infralegais que introduziram obrigações de contratação de geração a partir de fontes específicas, com prazos, localizações e volumes predefinidos, à revelia das diretrizes técnicas do planejamento setorial.

Este estudo descreve os principais movimentos do Executivo e Legislativo relacionados à contratação compulsória de energia e demonstra que seus impactos tarifários médios podem variar significativamente, em especial para os consumidores livres, que percebem a variação mensal efetiva da apuração do Encargo de Energia de Reserva no âmbito da liquidação do mercado de curto prazo. Mas as indefinições regulatórias indicam que o quadro está longe de se esclarecer.

Na análise, além de um panorama de referência, são considerados três cenários:

Simula a contratação das usinas térmicas prevista na Lei nº 14.182/2021 por meio do mecanismo de energia de reserva, conforme originalmente idealizado (desconsiderando a contratação na região Norte, para a qual não houve oferta de energia). Também considera a contratação adicional de 1.009 MW de centrais hidrelétricas até 50 MW, uma vez que já houve a contratação de 175 MW no 37º Leilão de Energia Nova (LEN) e de 816 MW no 39º LEN, realizado em 22 de agosto de 2025.

Considera a derrubada total, pelo Congresso, dos vetos da Presidência da República à Lei nº 15.097/2025 (marco da geração eólica offshore), com a contratação obrigatória dos 8.000 MW de térmicas a gás e aumento para 4.900 MW da contratação de centrais hidrelétricas, além de 250 MWm de energia de hidrogênio a partir de etanol no Nordeste, 300 MWm de energia eólica na região Sul e 1.732 MWm de usinas a carvão cujos contratos regulados se encerram até 2028.

Considera a contratação de somente 3.000 MW de centrais hidrelétricas de pequeno porte para entrega em 2032, 2033 e 2034, como energia de reserva. Não se considerou nenhuma outra contratação em razão das limitações impostas pela MP 1.304/2025, exceto aquelas já realizadas no âmbito da Lei nº 14.182/2021.

1. Introdução

A Lei nº 14.182/2021, que autorizou a desestatização da Eletrobras, inaugurou uma série de mudanças nas regras do setor de energia, com impacto direto sobre o planejamento da expansão da oferta de eletricidade. São dispositivos legais e infralegais que introduziram obrigações de contratação de geração a partir de fontes específicas – em especial térmicas inflexíveis e hidrelétricas de pequeno porte –, com prazos, localizações e volumes predefinidos, desvinculados das diretrizes técnicas do planejamento setorial.

Enquanto a Lei nº 14.182 prevê a contratação, pelo poder concedente, de 8.000 MW em termelétricas a gás natural e 2.000 MW de centrais hidrelétricas de até 50 MW de potência, a tramitação e posterior sanção da Lei nº 15.097/2025, em 10/01/2025, bem como a publicação da Medida Provisória nº 1.304/2025, em 11/07/2025, refletem tentativas de ajustes a essas determinações, ampliando, revogando ou reformulando as metas e os mecanismos de contratação. Esse processo gerou sobreposições normativas, lacunas regulatórias e incertezas quanto à forma de operacionalização de parte dessas obrigações, impactando de maneira significativa as respectivas consequências.

Este artigo descreve os principais movimentos do Executivo e Legislativo relacionados à contratação compulsória de geração de energia desde 2021. Além da reconstrução cronológica e legal dos fatos, apresenta e analisa comparativamente projeções dos potenciais impactos tarifários dessas medidas, considerando a legislação vigente e os dispositivos infralegais disponíveis até o momento. Trata-se de uma tentativa de lançar luz sobre os efeitos de uma trajetória normativa marcada por sobreposições, revogações e recomposições, cujas consequências recaem, invariavelmente, sobre os consumidores.

2. Contextualização

Esta seção apresenta os principais dispositivos legais que tratam da contratação compulsória de energia elétrica desde 2021.

2.1. Lei nº 14.182, de 12/07/2021 (Lei 14.182) – desestatização da Eletrobras

O primeiro parágrafo do Art. 1º da lei determinou a contratação, pelo poder concedente, de termelétricas a gás natural na modalidade reserva de capacidade na forma de energia, totalizando 8.000 MW distribuídos regionalmente, com inflexibilidade mínima de 70% e prazo de suprimento de 15 anos. Seriam contratados 1.000 MW no Nordeste, 2.500 MW no Norte, 2.500 MW no Centro-Oeste e 2.000 MW no Sudeste. Desse total, 2.000 MW (ou 1.400 MWm, considerando a inflexibilidade) foram ofertados no Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia (LRCE) de 2022, com a contratação de 670 MWm na Região Norte.

Além disso, o Art. 21 da lei determinou que, nos Leilões A-5 e A-6, pelo menos 50% da demanda declarada pelas distribuidoras deve ser destinada à contratação de hidrelétricas com potência de até 50 MW, até que seja alcançado o volume total de 2.000 MW dessa fonte, com limite de participação por estado e preço-teto definido com base nos valores do Leilão A-6 de 2019.

2.2. Lei nº 15.097, de 10/01/2025 (Lei 15.097) – marco legal da geração offshore

A lei praticamente reescreveu o primeiro parágrafo do Art. 1º da 14.182, incluindo novas obrigações de contratação. A redação aprovada no Congresso estabelecia, além das disposições originais, os seguintes acréscimos: aumento na quantidade de centrais hidrelétricas de até 50 MW a ser contratada compulsoriamente, como energia de reserva; contratação de 250 MWm de energia proveniente do hidrogênio líquido a partir do etanol no Nordeste; e de 300 MWm de eólicas no Sul, entre outros, como detalhado a seguir.

No primeiro caso, o dispositivo elevou de 2.000 MW para 4.900 MW a meta de contratação de centrais hidrelétricas, mudando o mecanismo de leilão regulado para o de energia de reserva. Esse trecho foi aprovado pelo Congresso e vetado pela Presidência da República, mas o Congresso derrubou o veto em 17/06/2025, fazendo-o entrar em vigor. Entretanto, o veto ao dispositivo que definia o modelo de contratação como sendo de energia de reserva não foi apreciado na mesma oportunidade. Ou seja, criou-se a obrigatoriedade da contratação da energia dessas usinas sem a definição de qual mecanismo deveria ser adotado.

Quanto à contratação de energia proveniente do hidrogênio e de eólica, o trecho também foi vetado integralmente pelo Executivo sob justificativa de incipiente desenvolvimento tecnológico e custos incertos do hidrogênio. Mas o Congresso também derrubou esse veto, reinserindo a obrigação na lei. No entanto, o texto legal não especifica o modelo de contratação aplicável. Na prática, o cumprimento dessa determinação dependerá de regulamentação infralegal por parte do Executivo, que precisará definir não apenas o modelo contratual, mas também os mecanismos de custeio e a alocação dos encargos setoriais correspondentes.

Outro aspecto relevante da lei foi a determinação de prorrogação, até 2050, da operação de térmicas a carvão mineral nacional contratadas via leilão regulado (Art. 13, inciso V, da Lei nº 10.438/2002) e daquelas com contratos até 2028, estabelecendo inflexibilidade de 70% e novas bases de remuneração – agora no modelo de energia de reserva e não mais com subsídios da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Em resumo, buscou-se assegurar a continuidade de usinas a carvão existentes por mais de 20 anos. Esse trecho foi vetado pela Presidência sob o argumento de conflito com compromissos climáticos e impacto tarifário negativo. O veto não chegou a ser apreciado pelo Congresso até o momento; portanto, as extensões de carvão não estão vigentes.

O Projeto de Lei de Conversão que resultou na Lei 15.097 incluiu ainda, por meio dos §§12 e 13 do Art. 1º da Lei 14.182, uma proposta de redistribuição compulsória das usinas termelétricas a gás natural dentro dos 8.000 MW originalmente previstos. Esses dispositivos, no entanto, foram vetados pelo Poder Executivo sob a justificativa de que os prazos e localizações engessariam o planejamento setorial e poderiam acarretar custos adicionais com infraestrutura logística, como gasodutos, a serem socializados entre os consumidores. Até o momento, os vetos a esses parágrafos não foram apreciados pelo Congresso Nacional, de modo que não produziram efeitos legais.

2.3. Medida Provisória nº 1.304, de 11/07/2025 (MP 1.304)

A MP 1.304 modifica novamente o quadro, aliviando as obrigações impostas pelas leis anteriores. Os dispositivos mais relevantes para o estudo realizado pela TR Soluções são:

Substituição das térmicas a gás por centrais hidrelétricas até 50 MW: a MP 1.304 altera a Lei 14.182 para remover a obrigação dos 8.000 MW de térmicas inflexíveis e inserir, conforme §19 do Art. 1º, a contratação de 3.000 MW em centrais hidrelétricas até 50 MW escalonada em três leilões de reserva de capacidade entre 2032 e 2034. Em complemento, a MP 1.304 insere o Art. 1º-A na mesma lei, estabelecendo que qualquer contratação de energia obrigatória deverá estar limitada à necessidade identificada no planejamento setorial, segundo critérios técnicos e econômicos definidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), exceto a contratação das hidrelétricas previstas no §19 (que foram explicitamente poupadas dessa condição).

Revogação das regras anteriores sobre centrais hidrelétricas: a MP 1.304 revoga expressamente os artigos 20 e 21 da Lei 14.182, eliminando do ordenamento a antiga obrigação de destinar 50% da demanda de leilões às centrais hidrelétricas de pequeno porte até o limite de 2.000 MW. Assim, formaliza-se a substituição: sai o modelo original e entra o novo programa de 3.000 MW via reserva de capacidade, indicado acima.

Mas, apesar de a MP 1.304 ter determinado a contratação de 3.000 MW de hidrelétricas por meio de leilões de reserva de capacidade, ainda paira certa confusão e até mesmo incerteza quanto ao formato definitivo de contratação dessas usinas. Embora faça mais sentido associá-las ao atendimento da demanda por potência (em MW), há elementos no texto legal que indicam tratar-se, na verdade, de uma contratação no modelo de reserva de capacidade na forma de energia (em MWh). Entre esses elementos, destacam-se a vinculação da contratação ao preço de referência do Leilão A-6 de 2019, estruturado com elevada inflexibilidade, e a ausência de dispositivos que remetam ao regime típico de potência (como os previstos no Decreto nº 10.707/2021). Assim, embora o termo “reserva de capacidade” sugira, à primeira vista, rateio por meio do Encargo de Potência para Reserva de Capacidade (ERCAP), a interpretação da TR Soluções é de que os custos dessas contratações sejam arcados pelos consumidores via Encargo de Energia de Reserva (EER), como ocorre no modelo tradicional de energia de reserva associada à inflexibilidade.

Em resumo, pode-se dizer que, ao longo de quatro anos, o Art. 1º da Lei 14.182 foi, e ainda é, o principal campo de batalha para disputas legislativas e reorientações executivas quanto à contratação compulsória de energia elétrica. Desde a sua promulgação, o dispositivo foi profundamente alterado: inicialmente previu a contratação de 8.000 MW de térmicas a gás natural com inflexibilidade mínima de 70%, distribuídas regionalmente; em seguida, foi ampliado para incluir hidrelétricas até 50 MW (totalizando 4.900 MW) e geração a partir de hidrogênio verde, eólica e carvão. Após vetos e revogações parciais, a MP 1.304 eliminou a obrigação das térmicas a gás e instituiu um novo programa de contratação de até 4.900 MW de centrais hidrelétricas de pequeno porte (dos quais 3.000 MW obrigatórios), por meio de leilões escalonados entre 2032 e 2034. No mesmo movimento, impôs limites para futuras contratações compulsórias fora do planejamento setorial, sinalizando um esforço para reverter os efeitos de decisões anteriores marcadas por baixa viabilidade e alto impacto tarifário.

3. Cenários e seus impactos nas tarifas

Para estimar os impactos tarifários das principais alterações legislativas discutidas nas seções anteriores, a TR Soluções simulou três cenários distintos, cada um representando a implementação dos dispositivos legais e infralegais vigentes ou em discussão, que são comparados com um cenário de referência. As projeções – baseadas principalmente na evolução da receita fixa anual da energia de reserva – foram feitas para o horizonte de 2035, ano em que, sob as premissas adotadas, todas as contratações compulsórias previstas já teriam sido implementadas ou encerradas. As tarifas e valores apresentados estão todos em termos nominais. A seguir são apresentadas as considerações sobre cada um dos cenários.

3.1. Cenário de referência

Trata-se do cenário padrão da versão 14.93 do Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) da TR Soluções, com as premissas padrão da plataforma e desconsiderando os efeitos de contratações não realizadas das leis 14.182/2021 e 15.097/2024 e da Medida Provisória 1.304/2025 especificamente no que se refere às contratações de energia tratadas neste artigo.

Nesse cenário, a receita fixa anual de energia de reserva segue a evolução apresentada na Figura 1, alcançando um pouco mais que R$ 15 bilhões em 2035. Vale observar que, nesse caso, não se considera nenhuma renovação de contratos ordinários de energia de reserva.

Figura 1 - Evolução da receita fixa total de energia de reserva no cenário de referência

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Dentre as alterações promovidas pelas leis e medida provisória, objeto deste artigo, o elemento mais impactado corresponde à energia de reserva. Da Figura 1, tem-se:

LER: corresponde aos Leilões de Energia de Reserva ordinários realizados até setembro de 2016;

PCS: corresponde ao Procedimento Competitivo Simplificado, que ficou conhecido como “leilão emergencial”, ao contratar energia para enfrentamento da crise hídrica de 2021, cujo início do suprimento se daria em maio de 2022, com término previsto para dezembro de 2025, totalizando 44 meses. Mas, devido a questões operacionais e administrativas no âmbito da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Ministério de Minas e Energia (MME) e Tribunal de Contas da União (TCU), foi firmado um acordo que possibilitou a extensão de parte do suprimento do PCS até 2032;

MP nº 1.232/2024: tratou da conversão de contratos de termelétricas a gás natural com a distribuidora Amazonas Energia em contratos de energia de reserva;

LRCE: trata-se do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Energia já realizado em 2022, cuja contratação foi de 670 MWm para a região Norte.

Lei nº 14.299/2022: possibilitou a contratação do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda (CTJL) como energia de reserva.

Desconsiderando os tributos e eventuais adicionais de bandeiras tarifárias, nesse cenário a tarifa residencial média Brasil, ponderada pelo mercado das 51 concessionárias brasileiras, chega em R$ 1.173/MWh em 2035. Esta tarifa serviu de referência para a estimativa dos impactos dos demais cenários que serão descritos a seguir.

É importante salientar que os custos da geração de energia de reserva são pagos pelos consumidores por meio do EER. Este, por sua vez, depende do preço do mercado de curto prazo (PLD), já que toda a energia de reserva é liquidada no mercado de curto prazo. Caso a receita decorrente da liquidação da energia gerada seja suficiente para cobrir a receita fixa de energia de reserva, não há necessidade de cobrança de encargo. Por outro lado, caso não seja suficiente, a cobrança do encargo garante a cobertura da diferença.

Em todos os cenários, o PLD médio anual considerado foi de R$ 146,36 /MWh. Este valor corresponde à média das medianas mensais, calculadas com base em uma série histórica e prospectiva do PLD que abrange o período de janeiro de 2016 até junho de 2026.

A dinâmica de cobrança do encargo difere entre consumidores cativos e consumidores livres. Para os cativos, a Aneel considera uma cobertura tarifária correspondente a 64% da receita fixa de energia de reserva atribuída a esse grupo. A diferença entre a receita total e a parcela efetivamente cobrada na tarifa — via EER — é compensada por meio do mecanismo de bandeiras tarifárias e eventualmente via custos financeiros cobrados na tarifa. Por esse motivo, os efeitos do aumento da receita fixa de energia de reserva são percebidos apenas parcialmente por esses consumidores cativos.

Já os consumidores livres, que não estão sujeitos às bandeiras, arcam integralmente com o EER. Nesse caso, a cobrança ocorre na liquidação mensal conduzida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que reflete o encargo apurado mês a mês. No cenário de referência apresentado, estima-se que, em 2035, os consumidores livres teriam uma cobrança média anual de R$ 15/MWh a título de EER.

3.2. Cenário 1: Lei nº 14.182/2021

Este cenário considera a implementação dos dispositivos originais da Lei 14.182, conforme texto aprovado em 2021, que são:

Contratação de térmicas: Considerou-se a contratação de 8.000 MW de termelétricas a gás natural com inflexibilidade mínima de 70%, distribuídas regionalmente, conforme previsão original. Contudo, foi desconsiderada a contratação de usinas na região Nordeste (1.000 MW), dado que, no primeiro leilão relativo a tais usinas, realizado pelo MME em 2022, não houve oferta de energia para aquela região. Assim, além dos 670 MWm contratados para a região Norte, considerou-se a contratação futura remanescente, considerando os 70% de inflexibilidade, de 4.200 MWm (1.050 MWm no Norte (com entrega em 2027 e 2028); 1.750 MWm no Centro-Oeste (2028); e 1.400 MWm no Sudeste (2029 e 2030)). Para a contratação desses 4.200 MWm, considerou-se o preço de R$ 444/MWh (referenciado a set/22), tal qual foi negociado no LRCE que contratou energia para a região Norte.

Contratação de centrais hidrelétricas: no 37º Leilão de Energia Nova A-5, realizado em 2022, houve a contratação de 87 MWm de energia proveniente de centrais hidrelétricas até 50 MW, conforme reserva de mercado definida na lei. No 39ª LEN A-5, realizado no dia 22 de agosto de 2025, o montante contratado foi de 384 MWm. Em termos de capacidade, nos dois referidos leilões foram contratados 991 MW de potência. Assim, no cenário 1, além dessa contratação realizada, foi considerada a contratação remanescente de 1.009 MW, do total de 2.000 MW, no leilão de energia existente A-5 de 2026, ao preço médio negociado neste último leilão, de R$ 392,84/MWh. Como as projeções da TR Soluções indicam que 50% da demanda no referido leilão de 2026 é compatível com a determinação da lei, a contratação de hidrelétricas de pequeno porte seria realizada na sua totalidade. O fator de capacidade considerado nessa contratação foi o mesmo verificado no leilão A-5 realizado no dia 22 de agosto de 2025: 47%.

A Figura 2 apresenta a evolução da receita fixa de energia de reserva, que considera os efeitos da Lei 14.182 quanto à contratação de 8.000 MW de termelétricas a gás natural de que trata a lei. Já os efeitos da contratação das centrais hidrelétricas de pequeno porte são percebidos de maneira distinta entre as distribuidoras, pois cada uma possui necessidade específica de energia nova. Seu efeito, entretanto, é percebido na tarifa média do consumidor residencial projetada e apresentada adiante.

Figura 2 - Evolução da receita fixa de energia de reserva no cenário 1 – Lei 14.182

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Em 2035, a receita fixa de energia de reserva passaria de R$ 41 bilhões, o que representa um acréscimo de R$ 26 bilhões em relação ao cenário de referência. Além desta contratação de energia termelétrica a gás no LRCE, o cenário 1 também considerou a contratação total de 2.000 MW de energia proveniente de centrais hidrelétricas até 50 MW. A simulação resultou em uma tarifa média para os consumidores residenciais do Brasil de R$ 1.254/MWh. Em relação ao cenário de referência, isso representa um acréscimo de R$ 81/MWh na tarifa média do consumidor residencial brasileiro, ou um incremento de 6,9%.

Já os consumidores livres perceberiam um acréscimo de R$ 29/MWh no EER, totalizando um encargo anual médio de R$ 44/MWh em 2035, ou um incremento de 193%.

3.3. Cenário 2: Lei nº 15.097/2025

Dada a complexidade e a instabilidade normativa associadas à tramitação da Lei 15.097, com a possibilidade de apreciação dos vetos presidenciais ainda mantidos, o cenário considerado pela TR Soluções parte da hipótese de que todos os vetos tenham sido anulados pelo Congresso. Neste contexto, seriam esperadas as seguintes contratações:

Térmicas (8.000 MW): seriam contratadas integralmente, conforme redação restaurada do §1º da Lei 14.182, com as redistribuições estaduais previstas nos §§12 e 13 (Piauí, Maranhão, Amapá e Amazonas), e com entrega escalonada. O modelo de contratação segue sendo o de energia de reserva com inflexibilidade de 70%. No entanto, além da contratação remanescente, de 4.200 MWm (considerando a inflexibilidade), ainda seriam contratados outros 700 MWm na região Norte, para a qual não houve oferta no primeiro LRCE. A obrigação de contratar todo o montante – inclusive aquele que não foi contratado em certames anteriores por ausência de oferta – foi imposta ao Executivo pelo marco legal. Além disso, o novo comando (§ 6º do art. 4º-A da 14.182) possibilitou que o preço da energia também considerasse “os custos relacionados ao fornecimento do gás natural e à infraestrutura necessária à sua entrega nas usinas”. Levando em conta essa condição e referências de preços veiculadas na mídia, o preço considerado foi de R$ 650/MWh (a valor de set/22).

Hidrelétricas (4.900 MW): considerou-se a contratação compulsória de 4.900 MW em centrais hidrelétricas de até 50 MW, por meio de energia de reserva, com entrega até 31/12/2029. A lógica de precificação foi a mesma do cenário 1, tendo sido utilizado o preço médio negociado no 39º LEN A-5 de 2025, ou seja, R$ 392,84/MWh (a valor de ago/25). O fator de capacidade considerado na simulação foi de 47%, que corresponde ao verificado no 39º LEN A-5 de 2025.

Hidrogênio verde (250 MWm): trata-se de energia proveniente do hidrogênio líquido a partir do etanol na região Nordeste, com entrega até 31/12/2029. Como o modelo comercial a ser adotado nesta contratação não foi especificado, para fins de comparação a TR Soluções considerou essa energia como sendo de reserva. O preço considerado para esta tecnologia foi de R$ 1.560/MWh (a valor de jul/25), tendo sido calculado com base em informações do Roadmap Tecnológico de Hidrogênio, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE)1.

Eólicas no Sul (300 MWm): com entrega até 31/12/2030 e sem modelo de contratação definido, essas usinas também foram consideradas como energia de reserva, ao preço médio do último leilão A-5 de energia nova (37º LEN) em que a fonte foi contratada: R$ 176,00/MWh (referenciado a out/22).

Carvão mineral: considerou-se a extensão até 2050 de contratos de usinas a carvão (atualmente presentes nos CCEAR das distribuidoras). O modelo e o preço utilizados foram os mesmos adotados para o Complexo Jorge Lacerda, ou seja, energia de reserva ao preço médio de R$ 564,37/MWh (referenciado a jun/25). Com isso, o montante da fonte que passou a ser considerado como energia de reserva foi de 1.732 MWm.

Figura 3 - Evolução da receita fixa de energia de reserva no cenário 2 – Lei 15.097

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Em 2035, a receita fixa de energia de reserva alcançaria R$ 88 bilhõesno cenário 2, o que representa um acréscimo de R$ 73 bilhões em relação aocenário de referência. Em termos tarifários, os consumidores residenciaisperceberiam uma tarifa de R$ 1.291/MWh, um adicional de R$ 118/MWh ou 10,1% emrelação ao cenário de referência. Já o encargo anual médio atribuído aosconsumidores livres alcançaria R$ 97/MWh, um acréscimo de R$ 82/MWh, ou umincremento de 547%.

3.4.Cenário 3: Medida Provisória nº 1.304/2025

Este cenário representa os efeitos da MP 1.304, nos termos em que foipublicada:

Hidrelétricas (3.000 MW): contratação escalonada de até 3.000 MW decentrais hidrelétricas com até 50 MW de potência por meio de leilões de reservade capacidade na forma de energia, com início de suprimento em 2032, 2033 e2034. O preço considerado foi o médio do Leilão A-5 de 2025, ou seja, R$392,84/MWh (a valor de ago/25). O fator de capacidade considerado também foi omesmo verificado no leilão A-5 realizado no dia 22 de agosto de 2025: 47%.

Demais fontes (1.900 MW restantes de hidrelétricas até 50 MW, hidrogênioverde e eólica): não foram consideradas em função das limitações impostas pelonovo Art. 1º-A da Lei 14.182, inserido pela própria MP 1.304, que condicionanovas contratações – com exceção das hidrelétricas de pequeno porte – aoplanejamento setorial.

Figura 4 - Evolução da receita fixa de energia de reserva nocenário 3 – MP 1.304

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

Além do montante já contratado de hidrelétrica nos leilões regulados (37º e 39º LEN), conforme a Lei 14.182, o cenário 3 também considera o LRCE realizado em 2022. Assim, este cenário resultaria em R$ 22 bilhões de receita fixa a título de energia de reserva em 2035. Isso representa um acréscimo de cerca de R$ 7 bilhões em relação ao valor do cenário de referência, mas uma redução de R$ 19 bilhões em relação ao do cenário 1, e de R$ 66 bilhões em relação ao do cenário 2.

Na prática, com o valor do cenário 3 os consumidores residenciais perceberiam uma tarifa média de R$ 1.184/MWh. Isso representa acréscimo de R$ 11/MWh em relação ao cenário de referência (0,9%); uma redução de R$ 70/MWh em relação ao cenário 1 (-5,6%); e uma redução de R$ 107/MWh em relação ao cenário 2 (-8,3%).

Os consumidores livres, por sua vez, seriam submetidos a um EER médio anual de R$ 22/MWh, que é R$ 7/MWh maior que o do cenário de referência; R$ 22/MWh menor que o do cenário 1; e R$ 75/MWh menor que o do cenário 2.

3.5. Resumo dos cenários simulados

Além do cenário de referência - no qual não se considerou qualquer contratação ainda não realizada de energia associada aos comandos legais discutidos neste artigo e que serviu de base para as simulações -, foram analisados três cenários distintos:

Cenário 1 – Simula a contratação das usinas térmicas prevista na Lei nº 14.182 por meio do mecanismo de energia de reserva, conforme originalmente idealizado, desconsiderado a contratação na região Norte, para a qual não houve oferta de energia. Também considera a contratação adicional de 1.009 MW de centrais hidrelétricas até 50 MW, uma vez que já houve a contratação de 991 MW no 37º e no 39º LEN.

Cenário 2 – Considera a derrubada total dos vetos à Lei nº 15.097, com a contratação obrigatória dos 8.000 MW de térmicas a gás a um preço que inclui o custo da infraestrutura de transporte e aumento para 4.900 MW da contratação de centrais hidrelétricas, além de 250 MWm de hidrogênio a partir de etanol no Nordeste, 300 MWm de energia eólica na região Sul e 1.732 MWm de usinas a carvão cujos contratos regulados se encerram até 2028. O modelo de contratação considerado para toda essa energia foi o de energia de reserva.

Cenário 3 – Considera a contratação de somente 3.000 MW de centrais hidrelétricas de pequeno porte para entrega em 2032, 2033 e 2034, como energia de reserva. Nenhuma outra contratação futura foi considerada em razão das limitações impostas pela MP 1.304.

A tabela a seguir apresenta um resumo dos principais cenários identificados pelo estudo.

Tabela 1 - Resumo dos resultados em 2035 para cada cenário, em termos nominais

Fonte: TR Soluções, plataforma SETE.

4. Considerações finais

As simulações conduzidas pela TR Soluções apresentadas neste estudo foram realizadas com base no melhor entendimento possível das informações disponíveis até o momento da análise e à luz dos comandos legais vigentes – incluindo os vetos presidenciais já derrubados pelo Congresso. Os cenários considerados refletem, de forma condicional, diferentes marcos normativos: cada um foi construído de forma coerente com a legislação em vigor no período correspondente. Assim, pôde-se avaliar comparativamente os resultados tarifários caso prevalecessem os dispositivos originais da Lei 14.182, as determinações introduzidas pela Lei 15.097 (com os vetos presidenciais suprimidos) ou as alterações propostas pela MP 1.304.

É importante ressaltar as incertezas deste momento: as condições aqui detalhadas estão sujeitas a mudanças em função da tramitação da MP 1.304 e de suas eventuais emendas, bem como da própria validade dessa medida provisória. Conforme os prazos constitucionais, a MP 1.304 vigora inicialmente por 60 dias, prorrogáveis uma única vez por igual período, de modo que precisará ser aprovada pelo Congresso até início de novembro de 2025 para converter-se em lei. Caso contrário, perderá sua eficácia, com o provável reestabelecimento das obrigações anteriormente vigentes. Ademais, ainda há dispositivos legais pendentes de definição ou sujeitos a vetos não apreciados – por exemplo, trechos da Lei 15.097 cujos vetos presidenciais não foram votados pelo Congresso, que permanecem sem aplicação legal. Esse contexto volátil significa que os impactos aqui estimados podem ser alterados por desdobramentos legislativos futuros, exigindo um acompanhamento contínuo.

Por fim, cabe pontuar – em caráter de alerta – que as conclusões desta análise não devem ser interpretadas como previsão determinista nem como juízo de valor acerca dos dispositivos legais examinados. Trata-se de um exercício técnico, objetivo e condicional, voltado a ilustrar os possíveis efeitos tarifários conforme diferentes cenários normativos e preços de energia por fonte, além de preços de curto prazo baseados em uma métrica estatística histórica e prospectiva. As projeções apresentadas estão estritamente vinculadas aos pressupostos legais e regulatórios vigentes em cada cenário analisado, sem pretensão de antecipar decisões legislativas ou regulatórias futuras. Em outras palavras, os resultados expostos decorrem das combinações específicas de obrigações de contratação compulsória vigentes em cada contexto hipotético, servindo como uma referência informativa para compreensão dos impactos potenciais sob distintas trajetórias legais.

Vale frisar que as estimativas da TR Soluções refletem o contexto legal de cada cenário e não representam garantia de ocorrência ou avaliação de mérito dos instrumentos normativos em pauta. Em um ambiente regulatório dinâmico, como o que se observa, é importante que os resultados sejam entendidos unicamente à luz das condições estabelecidas em cada cenário considerado.

* Equipe de Regulação da TR Soluções.

1 NOTA TÉCNICA EPE/DEA/SEE/014/2025.

Fonte: TR Soluções

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GÁS NATURAL ARGENTINO NO BRASIL (política)

19/11/2024

“O Ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, falou nesta segunda-feira, 18 de novembro, durante coletiva na Cúpula do G20, que acontece no Rio de Janeiro, sobre a viabilização do gás natural argentino ao Brasil. Silveira citou a assinatura do Memorando de Entendimento (MoU) com o Ministro da Economia da Argentina, Luiz Caputo, que cria um grupo de trabalho bilateral para identificar as medidas necessárias para viabilizar a oferta de gás natural argentino, em destaque para o Gás de Vaca Muerta.

> Saiba mais na notícia “Brasil e Argentina assinam memorando para viabilizar gás de Vaca Muerta”: https://bit.ly/4fR15oc”

Fonte: Canal Energia

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ARTIGO DE WAGNER FERREIRA

19/11/2024

“O armazenamento chegou e como ficaremos após a CP 176 MME?

Gosto de dar soluções para problemas do setor de energia. Sócio Caputo, Bastos e Serra Advogados. Advogado, árbitro e reconhecido como um dos 100 líderes mais influentes no setor.

Muito tem se discutido sobre novas soluções. Na minha concepção, o armazenamento de energia mais estruturante e integrado ao sistema elétrico chegará muito mais rápido do que se imagina. A tecnologia, a busca de eficiência e de novos espaços na transição energética formaram um ambiente próspero para acelerar processos e medidas.

Recentemente, o MME fechou a consulta pública n. 176 que busca consolidar as diretrizes para a realização do Leilão de Reserva de Capacidade na forma de potência, por meio de sistemas de armazenamento.

E nesse particular, ao ler algumas contribuições, proponho algumas reflexões.

Desafios e Oportunidades do Armazenamento de Energia: Viabilidade Econômica e Segurança Energética

O armazenamento de energia é uma ferramenta estratégica para garantir um fornecimento elétrico confiável e sustentável, especialmente diante da crescente inserção de fontes renováveis variáveis, como a solar e a eólica. Esses recursos são essenciais para assegurar a flexibilidade e a segurança do sistema, além de contribuir para a redução dos custos sistêmicos, trazendo benefícios diretos ao consumidor final. No entanto, a implementação de sistemas de armazenamento em larga escala enfrenta desafios, que vão desde questões regulatórias até o alto custo inicial de investimento.

Avanços na Viabilidade Econômica do Armazenamento de Energia

O custo de tecnologias como baterias de íons de lítio vem diminuindo consideravelmente, tornando o armazenamento mais acessível e economicamente viável. Com a possibilidade de gerar e armazenar energia em momentos de baixa demanda para uso nos picos, as concessionárias podem adiar investimentos em novas infraestruturas de transmissão e distribuição. Essa otimização reduz a necessidade de novas expansões da rede elétrica, o que se reflete em uma economia para o sistema como um todo.

Segurança Energética e Redução de Custos

O armazenamento de energia melhora a segurança energética, funcionando como um respaldo durante falhas ou interrupções. Ele garante maior estabilidade ao sistema, permitindo que a eletricidade seja distribuída conforme a demanda. Além disso, sistemas de armazenamento descentralizados, instalados em residências ou empresas, permitem que consumidores se tornem ativos na gestão de energia. Esse cenário é particularmente interessante em situações de emergência, contribuindo para um fornecimento mais resiliente e estável.

Ao otimizar a rede elétrica e reduzir picos de demanda, o armazenamento de energia ajuda a baixar os custos operacionais, refletindo em tarifas mais acessíveis para o consumidor. A utilização de baterias e outros sistemas descentralizados também possibilita uma resposta ágil à demanda, evitando a necessidade de tarifas mais elevadas durante os picos.

Modelos de Sistemas de Armazenamento

Existem duas principais configurações para os sistemas de armazenamento:

  1. Sistemas Autônomos - Conectados diretamente à rede elétrica, são ideais para operação flexível e próxima aos centros de consumo. No entanto, possuem custos de conexão e infraestrutura mais altos.
  2. Sistemas Integrados a Centrais de Geração - Acoplados a usinas de geração renovável, aproveitam a sinergia com as centrais geradoras, diminuindo custos de infraestrutura, mas com limitações na capacidade de transmissão compartilhada.

Estrutura de Incentivos e Regulação

O estabelecimento de diretrizes claras para a regulamentação do armazenamento de energia é essencial. Sugere-se que os sistemas autônomos sejam autorizados como geração independente, enquanto os sistemas integrados recebam licenciamento dentro das outorgas existentes. Além disso, uma regulamentação que permita o empilhamento de receitas, aproveitando diferentes fluxos de receita sem comprometer obrigações contratuais, é fundamental para a viabilidade econômica desses projetos.

A inclusão de sistemas de armazenamento no Regime Especial de Incentivo para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) também é sugerida para aliviar a elevada carga tributária e tornar os projetos financeiramente viáveis. Esse incentivo poderia impulsionar o desenvolvimento de mais projetos de armazenamento no país, favorecendo uma rede mais robusta e menos custosa.

Adiciona-se, questões tributárias que podem ser equacionadas por serem bens de capital relevantes ao sistema.

Localização e Expansão da Capacidade de Armazenamento

A localização dos sistemas é uma questão estratégica, sendo recomendada a priorização de áreas próximas aos centros de consumo para melhorar a eficiência da rede. Em relação ao volume de armazenamento, uma proposta inicial de 2 GW, com capacidade de 8 GWh, foi sugerida para atender à demanda até 2028, acompanhando a expansão necessária para suportar o crescimento da demanda e da geração renovável.

Nesse ponto, é muito importante que a EPE intensifique sua análise para nortear uma expansão mais fidedigna com à necessidade do sistema sob a ótica da eficiência e segurança.

Perspectivas para a Redução de Custos e Tarifas

Com o avanço da tecnologia e a economia de escala, espera-se uma redução contínua nos custos do armazenamento de energia. Esse movimento é impulsionado tanto pela competição entre fabricantes quanto pelos incentivos à adoção em massa dessas tecnologias. O armazenamento possibilita uma gestão mais eficiente da rede, o que contribui para a redução dos custos operacionais e, consequentemente, das tarifas pagas pelo consumidor. A criação de programas de resposta à demanda, que incentivam o uso consciente de energia, pode ser outro mecanismo de economia.

Próximos passos

O armazenamento de energia representa uma oportunidade para otimizar o sistema elétrico e fortalecer a segurança energética, enquanto poderá promover tarifas mais acessíveis para o consumidor, se tivermos uma discussão focada no sistema elétrico. Com modelos de regulamentação e incentivo adequados, essa tecnologia poderá expandir-se e cumprir seu papel fundamental na transição energética e na modernização das redes elétricas.”

Wagner Ferreira é advogado, árbitro e sócio de Caputo Bastos e Serra.

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FRAGMENTOS EXTRAÍDOS DO ELECTRA CLIPPING ED. 23/24 – 08/11/2024

13/11/2024

- CMSE: MME quer implementar critérios de flexibilidade do SIN em 2025

“O Ministério de Minas e Energia (MME) pretende avançar nas discussões sobre o novo critério de suprimento que trate da flexibilidade requerida pelo Sistema Interligado Nacional (SIN). O critério de flexibilidade refere-se à capacidade de o sistema se ajustar a entrega de potência para atender ao requisito da carga. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) já iniciou os estudos para a criação do novo indicador para tanto e a previsão é que ele seja submetido à avaliação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) até o final de 2025.”

- Brasil já colhe os benefícios do boom de data centers

“O setor de abastecimento e processamento de dados, que cresce a taxas de dois dígitos anualmente no mundo, deve ver aceleração ainda maior com o boom da inteligência artificial (IA). Segundo a consultoria Oliver Wyman, a demanda global por energia para data centers deve crescer 16% ao ano até 2026. A receita do setor no Brasil, estimada em US$ 1,3 bilhão em 2023, iria a US$ 1,9 bilhão em 2027. No segmento, o país se destaca pela oferta de energia renovável.”

- Região Norte opera com 62% da capacidade

“O armazenamento de energia do subsistema Norte apresentou queda de 0,3 ponto percentual no último domingo, dia 3, passado a operar com 62% da capacidade, enquanto a Energia Natural Afluente (ENA) aparece com 1.194 MW médio (42% da MLT). Os dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam ainda que o Subsistema Nordeste opera com 44,4% da sua capacidade e o Sudeste/Centro-Oeste, com 40,3%.

- Como cortes na geração podem impactar preços no mercado livre

“Os cortes de geração vão afetar os preços praticados no mercado livre de energia, pois os empreendedores devem passar a embutir os riscos nos contratos firmados, indicam especialistas. As perdas dos agentes alcançaram R$ 1,7 bilhão nos últimos 15 meses, segundo estimativa da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica) e da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). Os principais motivos dos cortes são o excesso de geração dessas duas fonte e também o congestionamento das linhas de transmissão.”

- Brasil ultrapassa os 16 GW de potência operacional nas grandes usinas solares

“O Brasil acaba de ultrapassar a marca de 16 GW de potência operacional nas grandes usinas solares, segundo dados da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). (...). Usinas solares de grande porte operam em todos os estados brasileiros, com liderança, em termos de potência instalada, da região Nordeste e Sudeste. Para a Absolar, os cortes de geração realizados nos últimos meses acendem um alerta para a necessidade de modernizar o planejamento e acelerar os investimentos na infraestrutura do setor elétrico.”

- Formação de preços de energia vira principal prioridade do mercado em 2025

“Pela primeira vez em 20 anos, o grupo de ações associadas ao aprimoramento da governança, metodologias e modelos que determinam a formação de preços de energia foi o mais votado na pauta da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel). O grupo de ações relacionados à abertura total do mercado elétrico, bandeira histórica da Abraceel desde a sua fundação em 2000, passou para a segunda posição. Na sequência, foram eleitos dois outros eixos temáticos, com ações para aperfeiçoar a segurança do mercado de energia e introduzir mais eficiência e inovação no setor elétrico nacional.”

- Mercado livre cresce 50% nos últimos 12 meses

“A quantidade de consumidores livres atingiu 53.880 unidades consumidoras em agosto, contra 35.910 há 12 meses, crescimento acumulado de 50% - a maior em 18 meses. No período, o mercado livre de energia elétrica brasileiro ganhou 17.910 novos consumidores. (...) A expectativa é que o mercado livre continue crescendo nos próximos meses em função das migrações previstas.”

- Especialistas defendem que distribuidoras sejam proibidas de gerar energia elétrica

“Representantes de micro e pequenos geradores de eletricidade acusaram as distribuidoras de energia de concorrência desleal em debate na Câmara dos Deputados. Pela legislação em vigor, empresas ou pessoas que instalarem painéis solares para geração de eletricidade podem pedir a ligação ao sistema de distribuição para oferecer ao mercado aquilo que não consomem. Segundo os participantes do debate, no entanto, as distribuidoras de eletricidade estão formando subsidiárias para gerar energia alternativa, principalmente de fonte solar, e criando dificuldades par a integração dos pequenos produtores ao sistema nacional.”

- Governo quer contratar baterias para reforçar o sistema elétrico em 2025; entenda

“O governo pretende contratar baterias para o sistema elétrico no primeiro leilão exclusivo para tecnologia, em junho de 2025. As chamadas hidrelétricas reversíveis, contudo, estão fora do certame. O setor e geração de energia hidráulica pleiteia a inclusão dessas usinas – que exercem funções de armazenamento similares às baterias químicas e que ainda não são utilizadas no país. Tanto as baterias como as hidrelétricas “reversíveis” são formas de garantir o fornecimento de energia quando o aumento do consumo e a redução da geração solar coincidem, no início da noite.”

Fonte: Electra Clipping Ed. 23/24 – 08/11/2024

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PAUTA DA 43ª REUNIÃO PÚBLICA ORDINÁRIA DA DIRETORIA DE 2024

18/11/2024


Clique aqui e confira a convocação da 43ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL

Data da Reunião: 19 de novembro de 2024.

Local: Sala de Reunião da Diretoria, no Edifício Sede da ANEEL, SGAN 603, Módulo I/J, Brasília-DF.

Início:9h
 

I. RITO DA REUNIÃO PÚBLICA DE DIRETORIA DA ANEEL.

Verificação do quórum.

Divulgação dos Informes.

Aprovação da Ata da reunião anterior.

Definição da ordem de deliberação dos processos da pauta.

Chamamento dos processos pelo Secretário-Geral.

Leitura do relatório pelo Relator.

Sustentação oral.

Pronunciamento do Procurador-Geral.

Apresentação Técnica.

Leitura do voto do Relator.

Debate entre os diretores.

Apuração dos votos em ordem inversa de antiguidade.

Proclamação do resultado.

II. RELAÇÃO DOS ASSUNTOS RELATIVOS AOS AGENTES DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.

1. Processo: 48500.000372/2024-15 Assunto: Requerimentos Administrativos protocolados pelas empresas Nebras do Brasil Investments Ltda., Echoenergia Participações S.A., Neoenergia e Serveng Energias Renováveis S.A. e pela Associação Brasileira de Energia Eólica – Abeeólica com vistas a autorizar a suspensão de prazo estabelecido na Resolução Normativa nº 1.080/2023 para os agentes vendedores declararem a participação no mecanismo de alocação de energia do Ambiente de Contratação Livre – ACL para o Ambiente de Contratação Regulada – ACR, implementado nas Regras de Comercialização. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 

2. Processo: 48500.000394/2022-13 Assunto: Pedidos de Reconsideração interpostos pelas empresas Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – Chesf, Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, Omega Desenvolvimento de Energia 5 S.A., Omega Desenvolvimento de Energia 8 S.A.,Omega Desenvolvimento de Energia 6 S.A., Omega Desenvolvimento de Energia 2 S.A., Omega Desenvolvimento de Energia 3 S.A., Omega Desenvolvimento de Energia 7 S.A., Assuruá 5 I S.A., Assuruá 5 II S.A., Assuruá 5 III S.A., Assuruá 5 IV S.A., Assuruá 5 V S.A. e Assuruá 5 VI S.A. em face da Resolução Homologatória nº 3.066/2022, que estabeleceu o valor das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão – TUST de energia elétrica, componentes do Sistema Interligado Nacional – SIN para o ciclo 2022-2023, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 

3. Processo: 48500.008300/2022-46 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pela Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – Abradee em face do Despacho nº 3.478/2022; Requerimento Administrativo protocolado pela Abradee com vistas à suspensão da aplicação das cláusulas dos Contratos de Concessão referentes à avaliação dos critérios de eficiência com relação à gestão econômico-financeira das distribuidoras de energia elétrica, em referência ao ano de 2023; e Requerimento Administrativo protocolado pela Neoenergia Distribuição Brasília S.A. – NDB com vistas a aperfeiçoamentos no processo de análise da sustentabilidade econômico-financeira da Concessionária referente ao ano civil de 2023. Áreas Responsáveis: Diretoria – DIR e Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Agnes Maria de Aragão da Costa 
O processo foi retirado de pauta

4. Processos: 48500.001497/2020-21, 48500.001498/2020-75, 48500.001499/2020-10, 48500.001500/2020-14, 48500.001501/2020-51, 48500.001502/2020-03, 48500.001503/2020-40, 48500.001504/2020-94, 48500.001505/2020-39, 48500.001506/2020-83, 48500.003041/2020-03, 48500.003072/2020-56, 48500.003073/2020-09, 48500.003074/2020-45, 48500.003075/2020-90, 48500.003076/2020-34 e 48500.003077/2020-89 Assunto: Pedido de Reconsideração interposto pelas empresas Aurora Energias Renováveis VI Ltda., Aurora Energias Renováveis IX Ltda., Aurora Energias Renováveis X Ltda., Aurora Energias Renováveis XI Ltda., Aurora Energias Renováveis XII Ltda., Aurora Energias Renováveis XIII Ltda., Aurora Energias Renováveis XIV Ltda. e Aurora Energias Renováveis XV Ltda. em face do Despacho nº 2.104/2023, que negou provimento ao pedido de alteração dos cronogramas de implantação das Centrais Geradoras Fotovoltaicas – UFVs Aurora 54 a 70. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Ricardo Lavorato Tili 

5. Processo: 48500.004491/2022-77 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Gralha Azul Transmissão de Energia S.A. com vistas à recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão nº 1/2018-ANEEL. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 

BLOCO DA PAUTA 

Os itens de 6 a 54 serão deliberados em bloco, conforme o art. 12 da Norma de Organização ANEEL nº 18, revisada pela Resolução Normativa nº 698/2015.

6. Processo: 48500.005883/2023-34 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da DME Distribuição S.A – DMED, a vigorar a partir de 22 de novembro de 2024. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

7. Processo: 48500.006301/2023-37 Assunto: Reajuste Tarifário Anual da CEEE Equatorial Energia, a vigorar a partir de 22 de novembro de 2024. Área Responsável: Superintendência de Gestão Tarifária e Regulação Econômica - STR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

*Atualizado em 14/11/2024, às 17h58min
 

8. Processo: 48500.005776/2014-15 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e pela Fotowatio do Brasil Projetos de Energias Renováveis Ltda. com vistas à anuência da ANEEL à proposta de acordo referente ao Procedimento Arbitral FGV nº 19/2021. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

9. Processo: 48500.005502/2021-55 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Barra Bonita Óleo e Gás Ltda. com vistas ao reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo descumprimento de cronograma de implantação da Usina Termelétrica – UTE Barra Bonita I; Recursos Administrativos interpostos pela Barra Bonita Óleo e Gás Ltda. em face dos Despachos nº 2.327/2022, nº 2.449/2022, nº 2.473/2022 e nº 2.928/2022, emitidos pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG; e Descumprimento de cláusula do Contrato de Energia de Reserva – CER da UTE Barra Bonita I, de titularidade da Barra Bonita Óleo e Gás Ltda., localizada no município de Pitanga, estado do Paraná. Áreas Responsáveis: Diretoria - DIR, Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE, Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT e Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração e do Mercado de Energia Elétrica - SGM. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

10. Processo: 48500.005137/2023-41 Assunto: Recursos Administrativos interpostos pela Cobra Brasil Serviços, Comunicação e Energia S.A. em face dos Autos de Infração nº 1/2023 a nº 10/2023, lavrados pela Agência de Regulação de Pernambuco – ARPE, que aplicaram penalidades de multa em decorrência do descumprimento do cronograma de implantação das Centrais Geradoras Fotovoltaicas – UFVs Belmonte 1-1 a 1-4 e 2-1 a 2-6. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

11. Processos: 48500.005500/2021-66, 48500.005501/2021-19, 48500.005526/2021-12 e 48500.005527/2021-59 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelas empresas SPE EPP II Centrais Elétricas Ltda. e SPE EPP 2 Itaguaí Energia Ltda. em face dos Despachos nº 2.162/2022, nº 2.163/2022, nº 2.164/2022 e nº 2.165/2022, emitidos pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, que negaram os pedidos de operação em teste das Usinas Termelétricas – UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, localizadas no município de Cuiabá, estado de Mato Grosso. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

12. Processo: 48500.004688/2009-39 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelas Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte em face do Despacho nº 1.524/2024, emitido pela Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica – SFT, que suspendeu a operação comercial da unidade geradora UG10 da Usina Hidrelétrica – UHE Tucuruí. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

13. Processo: 48500.006047/2023-77 Assunto: Recurso Administrativo interposto pelas empresas Ventos de São Romualdo Energias Renováveis S.A., Ventos de São Teófano Energias Renováveis S.A., Ventos de São Teonas Energias Renováveis S.A., Ventos de São Thomas Energias Renováveis S.A., Ventos de São Tilão Energias Renováveis S.A., Ventos de Santo Ubaldo Energias Renováveis S.A., Ventos de Santo Urbano I Energias Renováveis S.A., Ventos de São Vigílio Energias Renováveis S.A., Ventos de Santa Virgínia Energias Renováveis S.A. e Ventos de São Vladimir Energias Renováveis S.A. em face do Despacho nº 5.141/2023, emitido pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica – STD, que indeferiu o pleito formulado pelas Recorrentes de alteração no Parecer de Acesso nº DTA-2022-PA-0068-R1, emitido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, em 17 de abril de 2023, de modo a retirar a necessidade de que as obras previstas no relatório da Empresa de Pesquisa Energética – EPE de referência EPE-DEE-RE-018/2022-rev3 entrem em operação comercial para que seja retirada a necessidade de restringir, parcialmente ou em sua totalidade, a geração das Centrais Geradoras Eólicas – EOLs Ventos de Santa Luzia 1 a 10, em alguns cenários de operação do sistema. Área Responsável: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica - STD. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

14. Processo: 48500.006444/2023-49 Assunto: Recurso Administrativo interposto pela Frigorífico Espinilho Ltda. em face do Despacho nº 284/2024, emitido pela Superintendência de Mediação Administrativa e das Relações de Consumo – SMA, que negou provimento à reclamação da Recorrente, referente a erro de classificação da unidade consumidora na área de concessão da CEEE Grupo Equatorial. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

15. Processo: 48500.004485/2022-10 Assunto: Pedidos de Reconsideração, com pedido de efeito suspensivo, interpostos pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres – Abrace e pela Associação Nacional dos Consumidores de Energia – Anace em face do Despacho nº 1.872/2022, que condicionou a eficácia da decisão à conclusão da implantação e à disponibilização ao Sistema Interligado Nacional – SIN, nos termos da Resolução Normativa nº 583/2013, das Usinas Termelétricas – UTEs Edlux X, EPP II, EPP IV e Rio de Janeiro I, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

16. Processos: 48500.005500/2021-66, 48500.005501/2021-19, 48500.005526/2021-12 e 48500.005527/2021-59 Assunto: Pedido de Reconsideração, com pedido de efeito suspensivo, interposto pelas empresas SPE EPP II, Centrais Elétricas Ltda. e SPE 2 Itaguaí Energia Ltda. em face do Despacho nº 2.966/2022, que negou provimento a Requerimento Administrativo e Pedido de Medida Cautelar , formulados com vistas à suspensão da exigibilidade de eventuais multas contratuais cobradas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e ao reconhecimento de excludente de responsabilidade pelo descumprimento de cronograma de implantação das Usinas Termelétricas – UTE EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, apresentado em manifestação aos Termos de Intimação de Penalidade Editalícia – TIPE nº 9/2022, nº 10/2022, nº 11/2022 e nº 12/2022-SFG/ANEEL. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato                                  

17. Processo: 48500.007401/2022-08 Assunto: Pedido de Impugnação, com pedido de medida cautelar, apresentado pela SPE II Centrais Elétricas Ltda. em face de decisão emitida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.278ª Reunião, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigações. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

18. Processo: 48500.007533/2022-21 Assunto: Pedido de Impugnação, com pedido de medida cautelar, apresentado pela SPE 2 Itaguaí Energia Ltda. em face de decisão da Câmara de Comercialização de Energia – CCEE, em sua 1.278ª Reunião, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigações. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

19. Processo: 48500.002554/2023-31 Assunto: Pedido de Impugnação, com pedido de efeito suspensivo, apresentado pela Âmbar Energia S.A. em face de deliberação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, em sua 1.322ª Reunião, referente ao Procedimento de Desligamento por Descumprimento de Obrigação. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

20. Processo: 48500.005498/2021-25 Assunto: Requerimento Administrativo, com pedido de efeito suspensivo, protocolado pela Energias de Gaspar SPE Ltda. em face do Despacho nº 1.663/2024, que negou provimento ao Recurso Administrativo interposto pela Requerente em face do Despacho nº 3.346/2022, emitido pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, e deu outras providências. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

21. Processo: 48500.005240/2018-23 Assunto: Requerimento Administrativo, com pedido de medida cautelar, protocolado pela PCH Jauru SPE S.A. com vistas a suspender as obrigações decorrentes do Contrato de Energia de Reserva – CER nº 430/2016 e da Portaria nº 198/2017, emitida pelo Ministério de Minas e Energia – MME, em razão da impossibilidade de início das obras de implantação da Pequena Central Hidrelétrica – PCH Estivadinho 3, bem como do reconhecimento de exclusão de responsabilidade da Requerente pelo atraso. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Efrain Pereira da Cruz 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato                                             

22. Processo: 48500.002340/2008-26 Assunto: Pedido de Medida Cautelar protocolado pela Atvos Bioenergia Santa Luzia S.A. e pela Atvos Bioenergia Conquista do Pontal S.A. com vistas a suspender os efeitos do Despacho nº 2.778/2024, emitido pela Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica – SCE, que transferiu a autorização da Central Geradora Termelétrica – UTE Santa Luzia I para a Atvos Bioenergia Conquista do Pontal S.A. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

23. Processo: 48500.000532/2024-18 Assunto: Termo de Intimação nº 10/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Comercializadora Vértice Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa nº 1.011/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

24. Processo: 48500.000696/2024-45 Assunto: Termo de Intimação nº 43/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Comercializadora Gavea Comercializadora de Energia Ltda. quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa nº 1.011/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

25. Processo: 48500.001285/2024-77 Assunto: Termo de Intimação nº 54/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Comercializadora JBS S.A. quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa nº 1.011/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

26. Processo: 48500.000988/2024-88 Assunto: Termo de Intimação nº 60/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Comercializadora JBS S.A. - SC quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa nº 1.011/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato
*Atualizado em 14/11/2024, às 17h14min
 

27. Processo: 48500.000850/2024-89 Assunto: Termo de Intimação nº 80/2024, lavrado pela Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado – SFF, referente às obrigações da Comercializadora Origen Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. quanto ao processo de manutenção de autorização para comercialização de energia elétrica, conforme a Resolução Normativa nº 1.011/2022. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Econômica, Financeira e de Mercado - SFF. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

28. Processo: 48500.002804/2024-14 Assunto: Requerimento Administrativo protocolado pela Neoenergia Rio Formoso Transmissão e Energia S.A. com vistas à recomposição do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão nº 9/2020. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

29. Processo: 48500.005460/2007-02 Assunto: Descumprimento de cláusulas dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEARs lastreados pela Usina Termelétrica – UTE Palmeiras de Goiás, outorgada à Central Energética Palmeiras S.A., localizada no município de Palmeiras de Goiás, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Fiscalização Técnica dos Serviços de Energia Elétrica - SFT. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

30. Processos: 48500.005592/2021-84, 48500.005596/2021-62, 48500.005615/2021-51 e 48500.005616/2021-03 Assunto: Alterações de características técnicas das Usinas Termelétricas – UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, localizadas no município de Cuiabá, estado de Mato Grosso. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

31. Processo: 48500.000950/2020-81 Assunto: Alteração do cronograma de implantação da Central Geradora Eólica – EOL Passagem, localizada no município de Santana do Matos, estado do Rio Grande do Norte. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

32. Processo: 48500.002582/2021-97 Assunto: Revogação, a pedido, da autorização para implantar e explorar a Central Geradora Fotovoltaica – UFV Araxá Novo 4, localizada no município de Tapira, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

33. Processo: 48500.003056/2024-97 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Copel Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Lucia Cherobim, e, para fins de instituição de servidão administrativa, das áreas de terra necessárias ao acesso à Subestação, localizadas no município de Lapa, estado do Paraná. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

34. Processo: 48500.003607/2024-12 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Franca 6, localizada no município de Franca, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

35. Processo: 48500.003019/2024-89 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de desapropriação, em favor da Graça Aranha Silvânia Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à implantação da Subestação Silvânia e da sua estrada de acesso, localizadas no município de Silvânia, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

36. Processo: 48500.003579/2024-33 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Goiás Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de linha de distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Anápolis – Corumbá, na Subestação Pirineus, localizada no município de Anápolis, estado de Goiás. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

37. Processo: 48500.003467/2024-82 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Graça Aranha Silvânia Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão SE Silvânia – Eletrodo de Terra, localizada nos municípios de Silvânia, Luziânia e Cristalina, estado de Goiás, e Unaí, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

38. Processo: 48500.003147/2024-22 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Grande Sertão II Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão São João do Paraíso – Capelinha 3, C1, CS, localizada nos municípios de Araçuaí, Berizal, Capelinha, Chapada do Norte, Coronel Murta, Curral de Dentro, Francisco Badaró, Itinga, Jenipapo de Minas, Minas Novas, Rubelita, Salinas, São João do Paraíso e Taiobeiras, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

39. Processo: 48500.002961/2024-20 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Dionísio 1 – Nova Era, localizada nos municípios de Dionísio, São Domingos do Prata e Nova Era, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

40. Processo: 48500.001504/2024-18 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Nova Ponte 2 – Perdizes 2, localizada nos municípios de Santa Juliana e Perdizes, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
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41. Processo: 48500.003449/2024-09 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Belo Lithium Mineração – Salinas, localizada no município de Salinas, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

42. Processo: 48500.003451/2024-70 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Eurofarma – Montes Claros 9, localizada no município de Montes Claros, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
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43. Processo: 48500.003361/2024-89 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica – CEEE-D, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Atlântida 2 – Imbé, localizada nos municípios de Xangri-Lá, Osório e Imbé, estado do Rio Grande do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

44. Processo: 48500.002836/2024-10 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Neoenergia Distribuição Brasília S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de linha de distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Brasília Norte – Cimenteiras, na Subestação Contagem, localizada na cidade de Brasília, Distrito Federal. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
Minutas de voto e ato

45. Processo: 48500.003525/2024-78 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Arauco Celulose do Brasil S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Ilha Solteira 2 – Arauco, localizada nos municípios de Selvíria e Inocência, estado de Mato Grosso do Sul. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

46. Processo: 48500.003560/2024-97 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Graça Aranha Silvânia Transmissora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão SE Graça Aranha – Eletrodo de Terra, localizada nos municípios de Graça Aranha, Presidente Dutra e Tuntum, estado do Maranhão. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

47. Processo: 48500.003573/2024-66 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Equatorial Pará Distribuidora de Energia S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Outeiro – Cotijuba, localizada no município de Belém, estado do Pará. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

48. Processo: 48500.003603/2024-34 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Enel Distribuição Ceará – Enel CE, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Delmiro Gouveia – Varjota 02F1, localizada no município de Fortaleza, estado do Ceará Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

49. Processo: 48500.003609/2024-10 Assunto: Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da EDP Transmissão Nordeste S.A., das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Curral Novo do Piauí II – São João do Piauí II, localizada nos municípios de Betânia do Piauí, Campo Alegre do Fidalgo, Paulistana, São Francisco de Assis do Piauí, São João do Piauí e Ribeira do Piauí, estado do Piauí. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
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50. Processo: 48500.000246/2023-71 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 13.578/2023, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da EKTT 9 Serviços de Transmissão de Energia Elétrica SPE S.A., das áreas de terra necessárias à passagem das Linhas de Transmissão Paracatu 4 – Nova Ponte 3, C1 e C2, localizadas nos municípios de Paracatu, Guarda-Mor, Coromandel, Abadia dos Dourados, Douradoquara, Monte Carmelo, Romaria, Estrela do Sul, Indianópolis e Nova Ponte, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 
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51. Processo: 48500.000488/2024-46 Assunto: Alteração, a pedido, do Anexo da Resolução Autorizativa nº 15.243/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Cemig Distribuição S.A., das áreas de terra necessárias à passagem do trecho de linha de distribuição que perfaz o seccionamento da Linha de Distribuição Conselheiro Lafaiete – São João Del Rei, nas Linhas de Distribuição Coronel Xavier Chaves 1 – Conselheiro Lafaiete 1 (1° Circuito) e Coronel Xavier Chaves 1 – São João Del Rei 1 (2° Circuito), localizada no município de Coronel Xavier Chaves, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

52. Processo: 48500.000463/2023-61 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 13.702/2023, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. – Cteep, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Transmissão Viana 2 – Viana, C3, localizada no município de Viana, estado do Espírito Santo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Agnes Maria de Aragão da Costa 
Minutas de voto e ato

53. Processo: 48500.000357/2024-69 Assunto: Alteração, a pedido, da Resolução Autorizativa nº 15.119/2024, que trata da Declaração de Utilidade Pública, para fins de instituição de servidão administrativa, em favor da Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Paulista, das áreas de terra necessárias à passagem da Linha de Distribuição Ramal Ribeirão Preto 14, localizada no município de Ribeirão Preto, estado de São Paulo. Área Responsável: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações dos Serviços de Energia Elétrica - SCE. 

Diretor(a)-Relator(a): Ricardo Lavorato Tili 
Minutas de voto e ato

54. Processos: 48500.004814/2018-46, 48500.004815/2018-91 e 48500.004816/2018-35 Assunto: Prorrogação do prazo de pedido de vista referente aos Recursos Administrativos interpostos pelas empresas Francisco Sá 1 Energias Renováveis S.A., Francisco Sá 2 Energias Renováveis S.A. e Francisco Sá 3 Energias Renováveis S.A. em face dos Despachos nº 3.648/2022, nº 3.649/2022 e nº 3.650/2022, emitidos pela Superintendência de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, que aplicaram penalidade de multa em decorrência do atraso na implantação das Centrais Geradoras Fotovoltaicas – UFVs Francisco Sá 1 a 3, localizadas no município de Francisco Sá, estado de Minas Gerais. Área Responsável: Diretoria - DIR. 

Diretor(a)-Relator(a): Fernando Luiz Mosna Ferreira da Silva 

Diretor(a)-Relator(a) do Voto-Vista: Sandoval de Araújo Feitosa Neto 

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FRASE DA SEMANA

19/11/2024

“A história é isto, todos somos os fios do tecido que a mão do tecelão vai compondo, para servis aos olhos vindouros, com os seus vários aspectos morais e políticos.”

Autor: Machado de Assis

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Credenciada na Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para trabalhos de apoio ao órgão regulador

Soluções no Setor Elétrico

Nossa expertise no Setor Elétrico é resultado de diversos projetos executados por nossos profissionais em empresas de Geração, Transmissão, Distribuição e Comercialização.

Auditoria Externa

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Nossa auditoria interna integra governança e inovação com soluções como outsourcing, criação de comitês e avaliação de riscos. Planejamos e executamos auditorias estratégicas alinhadas ao negócio, utilizando análise de dados e indicadores de desempenho. Reavaliamos estratégias continuamente, garantindo eficiência, valor e melhoria nos processos organizacionais.

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Oferecemos soluções completas em controle patrimonial com inventários, laudos de avaliação, unitização de ativos e gestão de estoques. Nossa equipe multidisciplinar une expertise técnica, contábil e regulatória para atender concessionárias e permissionárias do Setor Elétrico, garantindo precisão, padronização e suporte estratégico em obras e fiscalizações.

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Nossa gestão de riscos e controles internos utiliza metodologia COSO-ERM e profissionais certificados para consolidar a baseline de riscos e garantir conformidade com legislações como Sarbanes-Oxley. Atuamos com governança integrada, alinhando estratégias, processos e tecnologia para identificar, avaliar e gerenciar riscos de forma eficiente, promovendo segurança e desempenho organizacional.

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O processo de Recuperação Judicial é um meio legal para preservação de empresas que, comprovadamente, cumprirem com os requisitos legais, de forma a manter sua função social, estimular a atividade econômica e garantir o pagamento de credores.

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Nossa gestão de contratos abrange diagnóstico completo, avaliação de riscos e identificação de melhorias. Com inventário detalhado, análise de processos e matriz de critérios, aprimoramos controles internos, normas e procedimentos. Utilizamos tecnologia para monitoramento, garantindo eficiência, compliance e suporte estratégico em contratos existentes e futuros.

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Nosso Centro de Serviços Compartilhados (CSC) integra equipes, analisa custos e identifica gargalos para propor soluções eficientes. Desenvolvemos planos de centralização personalizados, com cenários estratégicos e cronogramas detalhados. Garantimos execução ágil, acompanhamento contínuo e suporte completo, otimizando serviços e promovendo eficiência operacional.

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Com expertise em Revisão Tarifária Periódica (RTP) e Base de Remuneração Regulatória (BRR), oferecemos diagnósticos precisos, mapeamento de riscos e assessoria técnica para validação e ajustes. Atuamos na adequação ao MCPSE e PRORET, suporte em fiscalizações, projeções tarifárias e avaliações patrimoniais, garantindo eficiência, compliance e maximização de retornos para nossos clientes.

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Gestão e auditoria de itens financeiros e tarifários no setor elétrico, incluindo CVA, DCF, CDE, CCC, PROINFA, encargos setoriais e tarifas de Itaipu e rede básica. Abrange descasamentos tarifários, penalidades, compensações, garantias financeiras, recalculo tarifário e suprimento, promovendo neutralidade e conformidade regulatória.

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Auditoria e suporte em PDI e PEE, incluindo análise de contratos, notas fiscais, registros contábeis e limites de gastos. Atuação regulatória com revisão de dados enviados à ANEEL, controle financeiro, verificação de saldos e otimização de processos. Foco no cumprimento de obrigações, diagnósticos, indicadores e acompanhamento técnico, contábil e financeiro.

Relatório Socioambiental / Sustentabilidade / Relato Integrado

Assessoria especializada na preparação, revisão e auditoria de relatórios socioambientais, alinhados ao padrão GRI e exigências da ANEEL. Experiência com empresas do setor elétrico e suporte na implementação de controles internos, garantindo conformidade e dados completos para sustentabilidade e relato integrado.

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Auditoria independente dos Programas Luz Para Todos e Mais Luz para a Amazônia, com foco em conformidade aos manuais de operacionalização. Inclui análise de planilhas, contratos, notas fiscais e registros contábeis, revisão de processos e controle financeiro, garantindo transparência no repasse e aplicação de recursos e na execução de projetos técnicos.

Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico - SIASE

Apoio completo para garantir a integridade das informações no SIASE, com validação de dados conforme o Submódulo 10.6 do PRORET, verificação de consistência de descontos tarifários e alinhamento com normativos. Implementação de monitoramento contínuo e geração de relatórios para identificar e corrigir inconsistências de forma proativa.

Por que escolher a TATICCA?

O objetivo de nosso time é apresentar insights relevantes para o seu negócio e apoiá-lo em seu crescimento!

  • Equipe personalizada para cada projeto

  • Adequação caso a caso

  • Abordagem flexível

  • Envolvimento de Executivos Sêniores nos serviços

  • Expertise

  • Independência

  • Recursos locais globalmente interconectados

  • Equipe multidisciplinar

  • Capacitação contínua

  • Métodos compartilhados com os clientes

  • Amplo conhecimento dos setores

  • Mais modernidade, competência, flexibilidade, escalabilidade e foco no cliente

Nossa equipe

Profissionais especialistas no setor elétrico

Aderbal Hoppe

Sócio de Auditoria e Consultoria

+55 11 98108-5642 aderbal.hoppe@taticca.com.br

Ricardo Massera

Sócio de Auditoria e Consultoria

+55 41 99811-1887 ricardo.massera@taticca.com.br

Fernando Machado

Sócio de Auditoria

+55 47 99763-1510 fernando.machado@taticca.com.br

Renato Gonçalves

Sócio de Corporate Finance

+55 47 99179-1700 renato.goncalves@taticca.com.br

Marli Moreira

Sócia de Auditoria e Consultoria

+55 11 98117-5955 marli.moreira@taticca.com.br

Celso Hinkeldey

Sócio de Consultoria

+55 11 99280-0964 celso.hinkeldey@taticca.com.br

Luis Carlos

Sócio de Auditoria e Consultoria

+55 47 99200-2633 luiscarlos.souza@taticca.com.br

Alexandre Schimmelpfeng

Sócio de Consultoria

+55 41 99991-4713 alexandre.schimmelpfeng@taticca.com.br

Murilo Alvarenga

Especialista em Ativos e Revisão Tarifária

+55 31 99957-4614 murilo.alvarenga@taticca.com.br

Antonio Araújo

Especialista

+55 61 99249-0348 antonio.araujo@taticca.com.br
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