42ª Reunião Pública Ordinária ANEEL – 14/11/2023 – Parte 1

Está no Ar diretor bom dia a todos e a todas eh todos os servidores da agência que nos acompanham presencialmente na anel e também remotamente também cumprimento a todos osos participantes dessa reunião pública seja os que encontram-se presencialmente na anel como também remotamente cumprimento os diretores que estão aqui presentes diretor diretor Ricardo diretor Fernando e diretora Agnes e faço um registro e também cumprimento O Procurador Geral Dr Eduardo Estevo E também o secretário geral Dr Daniel Dana eh faço um registro especial com relação a esta reunião pública ela está sendo realizada de forma híbrida eh

os diretores estão participando todos os diretores de forma remota aqui de São Paulo e as apresentações técn tcas sustentações orais e participação do secretário geral e também do Procurador Geral estão acontecendo de forma presencial na sede da agência em Brasília faço aqui um agradecimento especial à Câmara de comercialização de energia elétrica CCE que providenciou essa infraestrutura para que pudéssemos fazer eh a a reunião pública da agência é a segunda reunião pública que fazemos de forma remota a primeira delas ocorreu na cidade de São Luís por por ocasião do cenel que ocorreu naquela cidade e essa

outra agenda também aqui em São Paulo em Função de compromissos de toda a diretoria da Nel aqui na capital do Estado de São Paulo então fica o agradecimento à Câmara de comercialização de energia elétrica por providenciar essa infraestrutura para que possamos fazer esta reunião pública eu tenho aqui alguns comunicados a fazer que na sexta-feira dia 17 de novembro encerra-se o período de contribuições à consulta pública 37 de 2023 que busca obter subsídios para o aprimoramento da Proposta para as regras de comercialização de energia elétrica versão 2024 na segunda-feira da próxima semana dia 20 encerra-se o

prazo de contribuições para a consulta pública 38 de 2023 que Visa obter subsídios para a aprovação da revisão da receita de venda de energia elétrica das centrais de geração núcleo elétricas Angra 1 e 2 a vigorar a partir de primo de Janeiro de 2024 destacar alguns fatos marcantes que ocorreram na agenda da Anel ao longo da última semana destacar que foi aprovado o edital do segundo leilão de transmissão de 2023 após análise técnica do Tribunal de Contas da União o leilão inclui TR lotes que juntos somam investimentos da ordem de 21,7 bilhões de reais este

que se registra e será o maior leilão já realizado pela agência eh tem relatoria do diretor Ricardo ti e o certame Ocorrerá na data do dia 15 de dezembro na sede da B3 aqui na cidade de São Paulo quarta-feira dia 8 de novembro destacar que anel participou da nona edição da semana de inovação da escola nacional de administração pública enap semana da Inovação é o maior evento de inovação pública da América Latina em 2023 o tema da semana está sendo reconectar para reconstruir e trata de quatro diferentes eixos sustentabilidade ambiental serviços públicos diversidade E inclusão

territórios e governança anel esteve presente nesse esse evento representando a diretoria da Nel a d Mariana Marciel entre os dias 8 e 10 de novembro a Nel participou do 10 da 18ª assembleia geral e na 14ª conferência anual da associação de reguladores de energia dos Países de Língua Portuguesa oficial também realização de visitas técnicas na Ilha do sal em Cabo Verde nesta edição a conferência da LOP da relop tratou de Integração de vetores energéticos estratégia que emerge para otimizar a produção a distribuição e o consumo de energia registro que na conferência da aliai participou a

Dra Agnes e na conferência da relop o Dr évio guerra oportunidade em que a Nel foi Eleita presidente da relop para o biênio 2020 e 42026 Dr elvo representando a agência é o novo presidente da relop sexta-feira dia 10 de novembro Anel concluiu sua participação na edição 2023 do seminário Nacional de distribuição de energia send principal encontro do segmento de distribuição de energia elétrica no país O evento foi promovido pela Associação Brasileira de distribuidores de energia elétrica Brade aconteceu na cidade de Vit Espírito Santo sob coordenação da EDP energias de Portugal durante o send a

anel ressaltou o potencial da Inovação no setor elétrico para que anel para que O Brasil assuma protagonismo na transição energética a anel foi representada neste evento por diversos servidores e teve a participação do diretor Ricardo tiho representando a diretoria colegiada da agência Então feito os informes do dia eh senhoras Senhora Diretora e senhores diretores eh proponho a deliberação da ata da 41ª reunião pública ordinária da diretoria do ano de 2023 foi realizada em 7 de novembro de 2023 e todos concordam com os termos da ata permaneçam Como estão apenas se a memória aqui não me

falha o diretor Fernando tava de férias sendo assim ficar ressalva que não participou da aprovação da referida ata sendo assim declaro se todos permaneçam como estão e permaneceram declaro aprovada a ata da 41ª reunião pública ordinária da diretoria do ano de 2023 solicito ao secretário geral que por favor renuncie os processos com Pedidos de preferência e os de sustentação oral como também a ordem de julgamento definida por esta presidência Bom dia senhores diretores Senhora Diretora todos que nos assistem aqui presencialmente bem como aqueles que nos acompanham pelo canal da anel no YouTube a pauta desta

42ª reunião pública ordinária da diretoria foi publicado na internet na última quinta-feira dia 9 de novembro contendo 32 itens os itens 8 A 32 Correspondem a itens de bloco e para esses itens os atos e votos foram disponibilizados previamente no momento da disponibilização da própria ata na internet foi retirado de pauta o item nove a pedido de sustentação oral para os itens 4 14 e 23 dessa forma a ordem de deliberação definida pela presidência dessa sessão será iniciado pelos itens do bloco na sequência serão deliberados os itens 4 14 23 1 2 3 7 5

e 6 era is senhor Presidente Agradeço ao secretário geral e submeto a à diretoria os itens do bloco para julgamento eh antes de votar no bloco eu queria informar que fiz um ajuste no texto deos dispositivos do item o do bloco que trata do pedido de rte da Amazonas o voto com esse ajuste foi disponibilizado ontem às 10:35 da manhã e não trouxe nenhuma mudança de mérito a alteração foi apenas para dar maior clareza ao texto explicitar que o componente financeiro a ser reconhecido No processo tarifário de 24 é ente ao ao valor do Déficit

residual apurado considerando a diferença entre insuficiência da cobertura tarifária dos cursos de cms ST e de não reversão do financeiro da Bandeira escassez hídrica no reajuste tarifar de 22 e os valores faturados a maior pela Amazonas Energia Então antes o item dois do dispositivo é reconhecer a necessidade de inclusão de um componente financeiro positivo no processo tarifário de 24 da Amazonas Energia referente à mudança de regime de recolhimento do ICMS e depois né com justificou reconhecer a necessidade de inclusão de um componente financeiro positivo no processo tarifário de 24 da Amazonas Energia referente ao valor

do Déficit residual apurado tá é só para deixar mais claro e aí fora esse ajuste então assim eu aprovo os itens remanescentes do bloco Eu também aprovo os itens remanescentes do bloco Eu também aprovo o bloco eu aprovo o bloco Eu também aprovo os itens eh remanescentes do bloco e proclamo que a diretoria da Anel por unanimidade decidiu pela aprovação dos itens do bloco da 42ª reunião pública ordinária da diretoria do ano de 2023 solicito agora então ao secretário geral que apegou e o primeiro item para julgamento item quatro processo 48500 0059 166 2014 55

recurso administrativo interposto pela Marlin Azul energ sa em face despacho do Despacho número 1305 de de 2021 emitido pela superintendência de concessões e autorizações de geração scg estabeleceu o prazo de migração da conexão provisória da central geradora termelétrica ou tem marlinha azul da subestação lagos para a conexão definitiva na subestação lagos de até 30 dias a partir daer energização da substação Lagos estabeleceu que a conexão deverá se dar de forma direta definitivo na subestação Lagos caso a Usina ataz sua operação em teste para após a energização da da subestação Lago 5 diretor relator Ricardo lavorato

ti e é um pedido sustentação oral para este item a marlinha Azul sa sagrou vencedora do 26º leilão de energia nova o a-6 de 2017 com o empreendimento termelétrico te marlinha azul com início de entrega de energia a partir de Janeiro de 2023 o despacho 881 de 2019 da scg estabeleceu alteração do sistema de transição de transmissão de interesse restrito da Ute marlinha Azul para o barramento de 500 kv da subestação Lagos estabeleceu também que o que enquanto o sistema de transmissão de interesse restrito definido na ute Marlin Azul não estiver disponível autorizar a conexão

provisória deste Empreendimento no barramento da substação de 300 no barramento 345 kv da substação L A nota técnica 258 da scg SRT apresentou a análise para a definição do prazo para migração da utm Marlin Azul da conexão provisória da substação Lagos 345 kv para a conexão definitiva da substação Lagos 500 kv ficando estabelecido em 30 dias a contados a partir da data de energização da substação Lagos 500 kv com emissão do despacho 1305 de 10 de Maio de 2021 despacho esse objetivo de recurso administrativo em análise em 2 de junho de 2021 a scg e

a superintendência de Regulação de serviço de transmissão SRT emitir a nota técnica 397 de 2021 em que analisar o recurso administrativo interposto pela marlinha Azul a conclusão da nota técnica traz as seguintes recomendações um alterar o item um do despacho 13305 de2021 que passa a seguinte descrição estabelecer o p de migração da conexão provisória de ute Marlin Azul cadastrado sobre o o código un de Empreendimento geração cito código da substação L 345 kv para conexão definitiva da substação Laro 500 kv de até 90 dias a partir da disponibilidade das instalação na substação Laro de 500

kv para operação comercial dois alterar o item dois do despacho 1 5 de 2021 que passará a seguinte descrição estabelecer que a conexão deverá seid dar de forma direta e definitiva na subestação Lagos 500 kv caso a usina ultrapasse sua operação em teste para Após a energização da substação Lagos 500 kv Três estabelecer que o NS e sse articule para atribuir os custos decorrentes de eventuais restrições deamento de energia naquela região geela considerando inclusive eventual constr de off as aos agentes de geração a marlinha Azul energia quatro estabelecer que ISO que o risco associado a

eventual não atendimento à carga de ut marlinha azul e ou a não geração de energia uzina Durante o acesso provisório na substação 345 kv deve ser responsabilidade da Marlin Azul energia C estabelecer que o operador Nacional do sistema elétrico uns poderá desconectar a ute marlinha Azul durante sua conexão provisória na subestação Lagos 340 345 kv em função de condições sistêmicas desfavoráveis seis e último estabelecer que é de responsabilidade da ut marlinha Azul instalar e desmobilizar os equipamentos de conexão provisória de forma que não Atrapalha conexões futuras devendo desmobilizar desmobilização ocorrer em até 90 dias após

a entrada da operação comercial da ut marlinha azul na sua conexão definitiva Volto ao voto a superintendência de fiscalização de serviço de eletricidade sfe encaminhou o memorando 429 de 2021 através do qual ela informou que a subestação Lagos 345 kv de propriedade da transmissora lags SP sa tinha previsão de entrada da Operação após a data limite contratual informou também que a substação Lagos 500 kv outorgada a anel energia Guanabara transmissora de Energia SA possuí previsão de entrada operação comercial anterior à data de limite prevista no contrato a nota técnica número 60 de 2022 da srg

e srm as áreas técnicas analisaram o pleito de isenção de isenção de entrega de energia eventuais penalidades expurgo de te te te na no âmbito do CCE da Malinha Azul O processo foi distribuído a minha relatoria dia 5 de dezembro de 2022 na 48ª sessão de sorteio público ordinário nós estamos agora diretor não tô conseguindo acompanar aqui qu é porque Deixa eu só fazer uma pausa porque eu tô fiz um resumo do voto e E aí tem tá aí o resumo tambm Eu Tentei encontrar aqui rão desculpe de pode prosseguir é eu esqueci de dizer

tá foi assim que eu eu eu tem feito um resumo do voto que o voto é bastante extenso eu Fiz um um resumo do do relatório e um resumo do do voto já me encontrei estamos no item quatro não é isso nós estamos no item quatro tá parágrafo oito ess salto que ao longo da instrução do processo a recorrente encaminhou inúmeras cartas Nos quais reiterava seu pleito e comentava as notas técnica emitida pela área técnica adicionalmente minha Assessoria recebeu tanto a malinha Azul quanto anel energia Guanabara responsável pela substação Lagos 500 CV Em mais de

uma ocasião por fim a s cft informa que a linha de transmissão 500 CV terminal Rio Lagos Campos 2 e a substação Lagos 500 kv e a substação Campos 2500 kv tem previsão para entrada antecipada para 20 de dezembro de 2023 e o contrato prevê a entrada em 22 de março de 2024 é o relatório sustentação oral será apresentado pelo Senor Guilherme Pereira bajo representante da marlinha Azul Energia SA o senhor disponde até 10 Minutos bom dia bom dia senhores diretores senhoras e senhores eh obrigado pela eh senhor senhor não tô acostumado mas eh cumprimento

a diretoria à distância Dr Daniel Dr Eduardo senhoras e senhores aqui presentes eh nós vamos falar sobre esse tema que o diretor relator diretor ti qual já agradeço de antemão a a instrução do processo é um processo eh daqueles processos interessantes porque ele se inicia em 2021 E de 2021 para cá nós tivemos muitas alterações o que facilitou em em alguma medida eh determinadas discussões desse processo e é um assunto que os senhores vão ver ele ele é ele contém muitas informações porém ele é relativamente simples eh de entender então eh só para os senhores

se situarem Aqui estamos diante da ut malinha Azul uma uma usina termoelétrica com 565 MW de capacidade instalada localizada lá em Macaé ela é uma usina que tem conexão Direta do gás do pral eh e com uma conexão de escoamento ali na substação atualmente na substação Lagos 345 onde ela já tá injetando potência eh nos testes e esperamos entrar em operação aí nos próximos dias eh eu destaco sempre por por relevante eh Talvez seja a usina eh termoelétrica gás natural mais barata do Brasil eh eh são hoje atualizados R 174 mwh de CVU né Eu

eu acho que é uma usina que ela traz ela ela atende eh literalmente e materialmente o interesse Público eh do sistema elétrico brasileiro justamente pela sua pelo seu custo variável significativamente reduzido o tema é migração migração nós estamos mudando estamos conectados no 345 kv eh e migrarem pro 500 kv eh eu queria deixar aqui Claro antes de entrar na discussão técnica na discussão jurídica regulatória que a usina que os empreendedores estão fazendo todos os esforços essa é uma foto aí já eh do do do canteiro da da migração quer dizer da Substação eh de destino

de 500 kv o que demonstra que nós estamos eh já bastante avançados com essa migração e estaremos prontos assim que eh é possível então o no mérito essa é uma discussão que vai levar que já de certa maneira já tá quase sendo esgotada por conta das eh dos investimentos feitos pelo empreendedor eh qual Por que que nós estamos aqui né senhores diretores eh o histórico da Usina é muito Interessante ela vendeu no leilão a menos 6 de 17 com início de suprimento em janeiro de 23 e ela como o Rio Norte aquela região norte Fluminense

é uma região bastante complexa em termos de injeção de potência um Ah nós a epe disse que para todos os Empreendimentos daquela localidade eles deveriam se habilitar na subestação Rio Novo do Sul apenas formalmente para poder participar do leilão e foi o que aconteceu não só com a gente mas também com o GNA 2 né H Ao longo do ano de 2018 houve uma discussão a respeito das da migração da conão para substação de lagos 345 que é uma substação Ops desculpe que é uma substação eh eh de de porte significativamente maior em que a

a gente fez o pleito de localização de conexão nessa substação a epe indicou o seguinte espera um pouquinho nós estamos trabalhando aqui na expansão do sistema um novo sistema para atender o norte Fluminense de 500 kv né então já Vá para Direto pro 500 kv só que que nós temos um problema 500 kv pela licitação e vejam não fomos nós que definimos essa data foi o poder concedente e a agência na na instrução e na realização do leilão definiu como data contratual março de 24 enquanto que a a data contratual de lagos 345 era março

de 22 nesse sentido e por essa razão foi eh não era possível irmos para para Lagos 500 kv eh sem que alterámos toda a estrutura de obrigações qu contratuais Uma solução que foi dada uma solução muito bem construída por todos os órgãos institucionais do do do do setor elétrico epe ons o ministério de Minas e a própria agência no ano de 2019 consagraram a solução que ficou definida numa conexão em duas etapas primeiro no 345 que estaria pronto mais cedo e depois no 500 kv eh no futuro e essa foi a decisão a decisão de

março de 2019 decisão citada pelo diretor relator em que se consolidou é um monte de texto Que tá difícil de ler e eu vou destacar dois pontos que nos interessam bom temos a conexão definitivas e a provisória e qual é o o que que foi dito literalmente nessa decisão que Nós ficaríamos na provisória enquanto o sistema de transmissão de interesse restrito definitivo da Usina não estivesse disponível bom a decisão consta constou Exatamente esse esse esse esse tema 2 anos depois né Depois desse Despacho a eh a a scg e sfg fizeram um requerimento Um ofício

dizendo assim nós precisamos definir o prazo de uma conexão indefinitivo eh para para vocês por que isso porque o sistema de 345 está frágil né resumidamente obviamente e o 500 CV estará pronto muito antes do tempo estamos em 2021 senhoras e senhores bom o que nós tínhamos na na nossa leitura é que a decisão era uma decisão do gerador e isso pautou toda a instrução do processo né tanto que na discussão com a epe a epe manifesta Exatamente isso Defina junto ao a anel prazos factíveis para essa migração o que que aconteceu eh não houve

uma definição de um prazo na decisão da agência houve a definição de um evento futuro e certo que será a a disponibilização do sistema de interesse restrito só que é uma decisão do gerador é Nossa o que que aconteceu a a ao longo da discussão A a área técnica disse nós precisamos que vocês migrem porque a migração ela vai ajudar bastante a a a desafogar o sistema de 345 perfeito só Que na no meu racional eu ia fazer essa migração eh com as 60.000 horas quando eu aproveitaria a parada da Usina para fazer as duas

etapas tanto a migração pro 500 CAV quanto a manutenção programada que se chama de overhaul né Eh a área técnica disse não isso é muito longe muito tempo não nos interessa eh fizemos uma nova proposta não com mais de 60.000 horas mas 30.000 horas também não também não serve quando veio então a decisão eh que a scg tomou justamente Essa decisão recorrida eh que define 30 dias para fazer a migração quando tiver a a Lagos quentos pronta eh o ou eh conecte-se direto na Lagos quentos porque se acreditava que a a Lagos quentos poderia entrar

antes da Lagos 345 na nota técnica que analisou o recurso eh fizeram um ajuste acrescentaram mais 60 dias portanto 90 dias paraa migração após a Lagos 500 estar pronta mantiveram a conexão direta e trouxeram esses três itens que o Diretor relator na sua na sua leitura de relatório ponderou eh é justamente hipóteses que para nós foram totalmente surpresas porque nunca foram discutidas ao longo do processo Opa desculpe que é justamente desconexão da usina do SIM possibilidade de assumir os custos eh de de constrain off da região e a responsabilidade pelo não atendimento da carga Eh

caso não seja possível por conta da Usina isso tudo é uma surpresa que foi trazida pros pro nosso processo Sem que jamais fse fosse discutida no momento correto que era o momento da da aprovação daquele regime de conexão em duas etapas Então é os pontos que eu quero discutir com os senhores é a conexão definitiva antecipação dos efeitos eh e as condições específicas conexão definitiva eh senhores nós como é que nós vamos mudar para uma substação que não está pronta e que depende de uma série de obras tendo eh sabendo que e as datas de

Disponibilidade para as datas de de operação da cação são datas eh sem responsabilidade do transmissor a única responsabilidade que o transmissor tem é com a data contratual as datas de antecipação são datas que eles informam sem ter responsabilidade tanto isso é verdade que nesse slide os senhores podem ver que essas datas foram mudando ao longo do tempo eh partindo desde eh Janeiro de 2023 e nós temos datas anteriores eh inclusive de 22 em que Agora nós encontramos e esse slide é mais antigo outubro de 23 Então nós não temos como eh saber exatamente quando essa

data a pração atual que tá no Só uma pergunta em algum momento aí você citou aí que as datas são informadas e sem eh sem responsabilidade de quem quem que indica as datas sem responsabilidade perfeito diretor e o transmissor por eu eu o transmissor ele tem a data contratual e ele informa por meio do Cjet eh as datas que ele po vai entrar então ele indica Ah eu vou antecipar então ao longo desse processo e esse slide mostra isso são as datas que o transmissor o concessionário de transmissão informou pro pra agência informou pro poder

concedente pro ministério e e isso é público P tanto que a gente tem esse acesso que eles entrariam em operação em janeiro de 23 e atualmente eh que é o que eu tava indicando diretor a gente não tem essa Data atualmente ele Tá informando março de 24 e se nós pegarmos eh a a informação do ministério Lu semi da daquele cmse Nós estamos vendo que eles eles estão considerando junho de 24 Então esse é o ponto que a gente colocou aqui como é que eu vou migrar para uma substação que ninguém sabe quando vai ficar

pronta e que não há uma responsabilidade do transmissor a não ser a data contratual para ele entregar a aquelas instalações Então esse é o Ponto que que que nos chamou bastante atenção nós fizemos a nossa proposta que é a que nós estamos considerando atualmente que é migrar em 90 dias contados da data contratual né ou da efetiva entrada em operação se for posterior à data contratual eh os efeitos da antecipação isso esse é um tema e eh eh digamos assim a consequência dessa migração como nós temos como premissa que vamos que faríamos a mudança apenas

no futuro quer Dizer com 60.000 horas nós não temos problema nenhum em antecipar mas o que a gente pede é que nos seja dada neutralidade essa neutralidade em relação aos spurgos porque nós teremos que deixar a usina parada por um período e a gente pede como essa parada ela não é de interesse da Usina é de interesse do sistema a gente pede os expurgos e a área técnica eh entendeu que não há interesse sistêmico né ela diz o seguinte que aqui há uma transcrição da Da da área técnica dizendo não Você tá fazendo isso por

interesse seu né na na no Como disse ali a referida intervenção não se configura como interesse sistêmico Além do fato se caracterizar como de responsabilidade do agente perfeito a responsabilidade é Nossa mas o tempo que nós faríamos essa mudança seria no futuro podemos antecipar sem problema algum mas a gente pede que essa antecipação não seja neutra que nós não tomamos tomemos prejuízos por conta Dessa antecipação Esse é o fundamento regulatório e nós temos aqui alguns precedentes nessa mesma linha eh e os efeitos da antecipação muito rapidamente é que foram trazidos de outras usinas nas discussões

que essas usinas fizeram para mudar o ponto de conexão eh em que Eles aceitaram aplicaram querem aplicar isso para nós sendo que nunca foi discutido então o primeiro caso de GNA em que GNA assume as consequências das indisponibilidades e que o agente Concordou com isso no momento certo trouxeram o caso de pampa su em que aconteceu a mesma coisa mas com Marinha Azul isso nunca aconteceu despacho 881 nunca tratou desse assunto então concluindo pedimos a aprovação desse cronograma neutralidade e afastar essas condições específicas desculpe eh o prazo que Eu estendi mas é é importante muito

[Música] obrigado muito obrigado eh Dr bagio pela Sustentação eh solicito manifestação da procuradoria Primeiramente Bom dia Senhora Diretora senhores diretores eh os que estão presentes aqui e aqui eu faço um uma saudação especial Dr Raul Pereira Lisboa que já está nomeado para ser o nosso novo chefe da procuradoria e eu desejo muito sucesso pra Nova gestão bom eh senhores diretores eh em relação a esse caso eu também agradeço aqui a a Sustentação Dr Guilherme bajo e não houve um pedido de parecer da procuradoria em relação a esse caso tá então assim eh pelo menos uma

análise preliminar do que foi dito aqui eu acho que é uma questão mais regulatória e técnica do que propriamente jurídica né obviamente se houver necessidade de alguma manifestação Nossa ao longo da discussão nós eh na medida do possível e com o tempo que temos aqui faremos então a procuradoria ela opina pela presunção De legitimidade do ato que vier para ser praticado pela diretoria eu queria agradecer a sustentação do do Dr bajo a manifestação do Dr Eduardo Ramalho passa a fundamentação trata de recurso administrativo interposto por marlinha Azul Energia SA em face do despacho 1305 de

2021 emitido pela scg que estabeleceu o prazo de imigração de conexão provisória da utm marlinha Azul da subestação Lagos 345 kv para a Conexão definitiva na substação lagos de 500 kv em até 30 dias a partir da energização dessa última e estabeleceu que a conexão deverá se dar de forma direta e definitiva na substação Lagos 5 kv caso a usina traze sua operação em teste para após a energização da substação L 500kv tá admissibilidade considerando que que o despacho foi publicado no Diário Oficial da União em 11 de maio de 2021 em recurso administrativo foi

interposto em 21 de Maio de 2022 21 o pedido é tempestivo Passa ao mérito processo da ut Marlin Azul está relacionada Principalmente ao momento em que a geradora deverá efetuar a transferência da conexão provisória da substação lag 345 kv para a conexão definitiva que será na substação lá 500 kv decisão Inicial trazida do despacho 1300 desculpa 13521 previa a conexão definitiva num prazo de 30 dias a partir da energização Da substação Lagos 500 kv e a conexão se desce de forma direta e definitiva na referida substação caso a uzina atrasasse a sua operação em teste

para após a energização da daquela substação conformado Marlin Azul interpôs recurso administrativo solicitando que a sua indisponibilidade no período de migração seja tratado como indisponibilidade programada da usina de modo que não que proceda desconto no Banco de Horas atribuído a recorrente conforme cláusula 4.7 4.71 P1 do cear Além disso solicitou que a parada para a migração para conexão definitiva seja expurgada da taxa de equivalente de disponibilidade programada teif e da taxa equivalente de disponibilidade forçada apurada tefia a primeira nota tcn que analisou o recurso foi emitida pela scg e Sr it despacho que já nessa

análise as áreas concordaram na ampliação do prazo Para a migração da conexão provisória para conexão definitiva de 30 para 90 dias contados a partir da disponibilidade da substação Lagos 500 kv para operação comercial a nota técnica ainda destaca que a epe reforçou a importância da migração da utm marlinha Azul para o sistema de 500 kv o mais cedo possível justificando que o planejamento setorial desenvolveu a solu de reforço na rede original na rede Regional tanto para o sistema de 500 kv Como para o o sistema de 345 kv em Nova correspondência a recorrente rejeita seus

pedidos reitera seus pedidos anterior solicitando que a contagem de 90 dias se dê a partir da data prevista contratualmente em 22 de março de 2024 tendo em vista A incerteza quanto a disponibilidade da substação lá 500 kv especific sobre a questão do prazo para conexão definitiva destaco que já se percebe a concordância entre a Recorrente e as áreas técnicas nos 90 dias entretanto Há uma grande certeza quanto ao prazo para disponibilização da conexão definitiva a informação do prazo previsto contida ao longo da instrução do processo foi alterada inúmeras vezes o último memorando da sift traz

a informação contida no cjet a ocasião que indica dezembro de 2023 como prazo para disponibilização da substação de lagos 500 kv porém a ata da da terceira Reunião mensal de monitoramento da expansão da transmissão do comitê de monitoramento do sistema elétrico contém a informação de que a disponibilização ocorrerá apenas em junho de 2024 após este processo ter sido pautado a informação do sujet já foi atualizado para a data contratual de 22/03 de2022 nesse sentido e considerando toda a incerteza quanto ao prazo da disponibilização da substação laros 500 kv atento Atendo pedido de Marlin Azul de

que a contagem dos 90 dias se dê a partir da disponibilização da conexão definitiva desde que ela ocorra após a data contratual caso disponibilização ocorra antes a contagem do prazo deve se dá a partir da data contratual sobre a recomendação de que a conexão se dê de forma direta na substação Lagos 500 kv destaco que a ut marlinha azzul está em vias de entrar em operação em operação tendo a inauguração prevista para 22 de Novembro de 2023 nesse sentido tendo que essa recomendação perdeu o objeto concordo com a recomendação de que a responsabilidade da utm

Linha Azul instalar e desmobilizar os equipamentos de conexão provisório de forma a não atrapalhar a conexão futura devendo a desmobilização correr em até 90 dias após a entrada em operação comercial da ut Marlin Azul na sua conexão definitiva sobre os itens TR e qu 3 4 e 5 que impunham Imputam a usina custos financeiros adicionais e podem aplicar implicar em desconexão da Usina durante sua conexão provisória da substação Lagos 345 das recomendações advent de precedentes utilizados nos casos da ute GNA 1 e da Pampa Sul ute Pampa Sul em que assim como no presente caso

a conexão provisória ao Sim antes da migração para conexão definitiva entretanto entendo que tais precedentes não se aplica ao caso da ut Marlin Azul Tendo em vista que ambos os casos os agentes de geração tinham conhecimento prévio da possibilidade de eventual restrição descoramento e geração portanto compuseram a matriz de risco assumida pelos por esses geradores no caso da ute GNA 1 e ute Pampa Sul havia ato anterior da Diretoria da anel que indicava possível restrições de escoamento o que não ocorreu no caso entela próprio despacho que autorizou a conexão provisória da Ute marlinha Azul na

substação 345 k despacho número 881/19 não indicava nenhuma perspectiva de risco adicional no período de conexão provisória já em relação ao pedido de da recorrente de neutralidade do gerador durante o período de migração para conexão definitiva as áreas técnicas emitir a nota Tec número 60 de 2022 da srg e srm de acordo com esta nota os expurgos relacionados ao início de operação come Serão são serão avaliados pelo operador nos termos do regulamento Apenas quando o início da operação comercial daus vindos não estando vinculado a parada para a migração de conexão provisória para definitiva nos termos

da da resolução 1033 de 2022 que dentre outras trata da indisponibilidade passíveis de desconsideração a migração da Usina não configura como interesse sistêmico no âmbito de decisões já exaradas pela Anel sobre o pedido para considerar como indisponibilidade programada da Usina com a isenção da obrigação de entrega de energia do ccar os contratos de venda de energia firmados pela gerador já prevê a isenção de obrigação de entrega até o usufruto integral do banco de de horas é estabelecido nos termos do contrato o saldo de 1444 1440 horas o equivalente a 60 dias corridos válidos por 3

anos a partir da operação comercial da primeira unidade Geradora dentro da qual Usina tem isenção de obrigação de entrega o direito passo ao dispositivo diante disposto e considerando que do que consta do processo número 48 50059 166 de 2014 voto por conhecer e no mérito da parcial provimento ao recurso administrativo interposto por Marlin Azul sa em face despacho 1305 2021 a fim de um estabelecer o prazo de migração da conexão provisória da ute marlinha Azul substação 3 45 kv para a conexão Definitiva substação Lagos 500 kv de até 90 dias a partir de 22 de

março de 2024 ou a data entrada em operação da substação Lagos 500 kv o que ocorrer depois declarar perda de objeto do despacho 3 1305 2021 e TR estabelecer que é de responsabilidade da ter Marinha Azul instalar e des os equipamentos de conexão provisória devendo a desmobilização ocorrer em até 90 dias a entrada da operação Comercial da subação definitiva é o voto em discussão a matéria só uma uma pergunta aqui primeiro já antecipando a minha concordância com a proposta de voto do relator nós temos ali uma que vai ocorrer entre um ponto que é considerado

conhecido como provisório para um ponto definitivo não há nenhuma questão pendente em relacionada à contratação de mes para essas duas esses dois pontos eh entre o provisório e o definitivo tô Perguntando isso só para ter certeza que eh todas as variáveis associadas a esse tema estariam sido discutidas aqui ão ão tá tudo já regulamentado a questão do mcho tá então não então a gente tem a segurança aqui de que de que eh eventual atraso que possa eh ocorrer não haveria nenhum pleito aqui associado à ultrapassagem de mur ou ou algo desse gênero não a excludente

foi tratada num outro processo eh eu acho que é do relatoria do do Fernando né é não mas Meio é de obra é de obra em relação à obra sim mas que reflete no atraso nesse período naquele lá que tá pendente de liberação final foi reconhecido 152 Dias isso eu acho que é esse esse é a discussão do atraso aqui é questão só de transferência do provisório pro definitivo tá não perfeito tá acho um outro ponto que eu queria também apenas pontuar aqui é de fato que há naquela região ali uma a necessidade de nós

temos já uma configuração definitiva de Transmissão e geração que há um forte uma forte escamento de geração proveniente de termoelétrica em grande Essência eh proveniente do do escoamento da da produção de gás lá do do pral Então acho que é importante eh já caminharmos evoluirmos para essa essas configurações definitivas Eu acho que o ponto que também tá trazido aqui que foi muito bem enfrentado pelo relator com relação a aos custos né então a gente teve dois precedentes aqui que foram Citados que foi GNA e Pampa Sul Em ambos os casos as condições para a migração

porque também se tratavam de conexões Provisórias elas foram tratadas exante pela agência ou seja as condições de um eventual atraso o a própria questão da da neutralidade ou não ela foi discutida antes da da decisão então na decisão que foi foi dada a conexão provisória já foi tratado o caso nesse caso aqui eh nós estaríamos tratando expost o que traria de fato alguma algum Questionamento por parte do do agente que é o que foi fato enfrentado pelo pelo pelo relator ou seja como essas condições não foram apresentadas exante a gente ficaria realmente numa situação muito

eh no mínimo desconfortável de tratá-las expost então Eh considerando esses essas duas observações eu eu entendo que o voto do relator tá bem encaminhado E só mais um último ponto liado para só para terminar a minha fala eh ressaltar aqui o que foi muito bem Traz ido pelo Guilherme baros na sua sustentação oral eh os agentes durante a realização das obras eles colocam as suas estimativas na no no cjet seja o o gerador de transmissão no caso no cjet como também os de geração no acompanhamento próprio E aí a gente verificou aí o quanto volátil

são essas esses esses prazos foi muito bem colocado ali na no gráfico que foi falado Ou seja a transmissora alterou diversas vezes o cronograma que Ela informou o que é que é próprio da dinâmica de empreendimentos desta magnitude desse porte acho que era isso eu só vou fazer uma consideração que me me veio ao ler um voto aqui e vi vim refletindo quanto a incerteza da da entrada em operação da da entrada da disponibilidade para operação da substação 500 kv é o seguinte como tava prevido para Março eh final do do período húmido agora já

estão falando em Junho que tá no no cmse em junho eu vou Fazer um complemento no voto adicional no dispositivo que essa data para entrada em operação seria 22/04 ou posterior mas com um aval do NS que pode se tratar de um período crítico de hidrologia E aí não seria o melhor momento para você parar 90 dias com a usina térmica eu vou fazer esse complemento no voto porque por exemplo vamos que a gente pare lá junho e agosto ou setembro do ano que vem esteja num período crítico eu não vou parar uma Usina de

grande desse porte prejudicando o o sistêmico o setor sistêmico como um todo então me permita que não do voto eu vou fazer esse esse essa alteração ainda hoje é eu eu eu acho que não não não prejudica apesar do que eu acho que a regulamentação ela dá o Amparo a isso mas quiser dar uma um reforço maior porque nesse caso o o o gerador pedindo desligamento para fazer as integração da da obra eventualmente por uma conveniência Operativa o NS pode Fazer isso função até do tamanho da Usina Mas acho que se cas determinação do voto

aqui diz que ou 22 de de de de Abril né isso entr de operação vai que entra em operação num momento crítico de hidrologia a gente ao Considerando o porte da Usina a preocupação do a sua preocupação é pertinente também tendo adequado aí a complementação voltando queria só uma Uma Não exatamente uma dúvida apenas para confirmar em relação ao must ele tem um ele tem um must Contratado em 345 ele tem E aí vai transferir para 500 então transfere Esse contrato não ele tem que ter dois contratos ele tem que ter um contrato contato é

exatamente o ponto que eu acredito que tenha sido superado aí pelo pelo não sei isso não é assim o que a discussão aqui porque assim essa usina quando participou do leilão era para ser 345 então Dev ter contratado o m 345 com novo estudo da epe previu que ela que ela passaria por m 500 kv eu entendo que E E aí que tão a questão é o seguinte que ela teria que entrar em operação em primeiro de janeiro de 2023 Então ela teria que tá já honrando com esse M mas existe uma excludente em discussão

que é um processo que o processo tá tá tá acho que tá Tá com pedido de vista de São Então essa excludente que que traria cento e poucos dias para para meado desse ano eh eu eu não sei como que tá a questão do mus dessa transferência Eu Acredito Que quando ele migrar pro Dr Ô d b poderia nos ajudar se for possível sim sim eh obrigado pela pela pergunta eh nós temos hoje dois contratos um por 345 lagos e um por 500 kv e eles falam entre si o must é o mesmo né né

o montante de uso será o mesmo e o momento da migração a gente quando a gente passar por 500 passa a valer do 500 Então esse esse é um tema que não que já tá equacionado não tem não tem problema nenhum Mas é uma uma Pergunta realmente importante é acho que o ponto aqui que o diretor é o raciocínio dele e eu só fiz essa complementação porque tem que ter o ponto tem que ter a contratação por ponto então ele tem que ter um ponto conectado ele tem que ter um urso contratado lá em 3

45 que em algum momento ele já deve ter ele já deve ter anunciado que esse m é um montante tal que vai vigorar do período tal a tal e da mesma forma para o 500 Cave vai Iniciar a partir desse momento então Eh se houver alguma falta de sincronismo aqui ele pode acontecer dele ter que pagar ou se ele não aditar o m provisório que ele tem em 3 45 ele pode ter que pagar uma ultrapassagem lá Claro sem é mesmo não mas são dois pontos de conexão diferent sim mas o mus é o mesmo

ok Não certo mas veja Em algum momento ele pode ter ele pode ter a sobreposição dos dois contratos ele pode ter que est pagando o m no local e no outro entendi Automático quando migrar troca o contrário eu não sei aí aí eh dror bajo o o must provisório de 345 ele o o contrato ele já tem um aditivo prevendo a migração para o 500kv ou há dois instrumentos contratuais diferentes Independentes por cada ponto eh Dr Sandoval são dois contratos já celebrados assinados que tratam e conversam sobre essa situação nós tivemos dois pareceres de acesso

tudo foi correto o que que tá disciplinado é Que em algum momento haverá migração do 345 pro 500 eh nós não acreditamos que vá haver nenhum tipo de de de problema com isso tanto que na discussão desse segundo cust que já foi assinado e e o CCT também já foi assinado porque são com com desculpe transmissoras distintas eh Eles já já estabeleceram essa eh disciplina quer dizer vai haver essa migração nós não acreditamos que haja nenhum problema mas eles os dois Contratos falam eh e e foram previstos para essa situação já [Música] bom se não

há nenhuma dout mais algum comentrio se não há nenhum comentário Eu submeto a proposta de voto do eminente relator para votação Eu voto com relator também voto com relator eu acompanho relator Eu também acompanho o relator e proclamo a diretoria da Nel por unanimidade decidiu conhecer eito dar parcial provimento a Recurso administrativo interposto pela Marlin Azul Energia SA em face do despacho 1305 de 2021 a fim de primeiro estabelecer o prazo de migração da conexão provisória da central geradora termelétrica utee Marlin Azul da subestação Lagos 345 para a conexão definitiva da subestação Lagos quetos CV

de até 90 dias a partir de 22 de março de 2024 ou a data em operação da substação S Lago 500 kv considerando questões operacionais indicadas pelo Operador Este foi o complemento que o diretor Ricardo destacou o que ocorrer depois dois declarar a perda de objeto ao despacho do despacho 1305 de 2021 e três estabelecer que é de responsabilidade da utee Marlin Azul instalar e desmobilizar os equipamentos da conexão provisória devendo a desmobilização ocorrer em até 90 dias após a entrada em operação comercial da ute Marlin Azul na sua conexão definitiva Eh próximo item senhor

secretário passem antes de passar para o próximo item eh peço que a assessoria eh o diretor Ricardo citou uma complementação eu tentei aqui eh transpor no no no dispositivo do voto mas que submeta posteriormente para a diretora iia avaliar aqui o a redação final sendo assim passo solicito ao próximo item item 14 processo 48500 00 7748 2022 42 pedidos de reconsideração interpostos pelas empresas arte1 E3 Energia SA Arco Verde de transmissão de Energia SA se vardes transmissão de Energia SA companhia de geração e transmissão de energia elétrica do Sul do Brasil Eletrobras C GT Eletrosul

Equatorial transmissora 8 spsa linhas de Energisa do Sertão transmissor sa transmissora Serra da Mantiqueira sa cgi transmissora Campina Grande guaraçu sa eh Gralha Azul transmissão de Energia SA e novo estado transmissor de Energia SA em Face da resolução homologatória número 3205 de 2023 que homologou o resultado parcial das revisões tarifárias periódicas da receita anual permitida rap de contratos de concessão de transmissão de energia elétrica diretora relatora Agnes Maria de Aragão da Costa e é um pedido de sustentação oral para este item bem esse voto não tá disponível desde a quinta-feira então eu vou dispensar a

leitura do relatório acho que a gente pode passar a sustentação oral né a Sustentação oral será apresentado pelo Senor Thiago de Barros Correia representante da transmissora Serra da Mantiqueira s senhor dispõe de até 10 minutos Tudo bem então bom dia a todos agradeço a oportunidade de fazer a apresentação oral cumprimento a diretora relatora os diretor diretor geral o diretor évio presentes o ti e o o diretor Mosna também E a equipe da da Nel presente e as pessoas que estão aqui acompanhando presencialmente eh é um Tema um pouco complexo e a gente agradece a oportunidade

até de ter lido o voto antes ter sido colocado em bloco aqui é um pedido de de reconsideração para aplicação da metodologia de revisão tarifária eh em relação a contratos assinados em 2017 mais propriamente dito e o Nossa posição é que de alguma maneira a instrução do voto e da nota técnica não apresenta eh ou não atacou todos os temas que foram colocados no nosso recurso especialmente em questões Materiais foram feito algumas análises de paralelismo e de comparação com processos anteriores que não tem a mesma especif cidade do que a gente vai apresentar aqui então

Eh de maneira geral o que o voto sustenta é que havendo uma divergência entre o que tá estabelecido na cláusula 7 do contrato de concessão que disciplina a forma de revisão e reajuste eh em relação ao que Foi estabelecido com metodologia paraa definição da rap teto deve prevalecer o Que tá no contrato a diretora relatora inclusive eh recomenda a avaliação de súmula desse ponto o que acontece é que nesse caso específico a a gente vai ver em detalhe não dá para fazer uma leitura direta e uma aplicação direta da cláusula sétima Porque ela foi redigida

como se a tjlp e o prêmio de risco estivessem em valores reais e eles na verdade estão em valores nominais então precisariam ser deflacionados conforme até prevê em outro item do voto da da Diretora sobre a correta interpretação desses contratos e quando a gente vai ver paraa discussão da resolução 816 que vai fazer a aprovação do submódulo do proret que trata disso a gente Verifica que o pret Não detalha essa formulação matemática e ele diz né na nota técnica e no voto condutor né que olha existem uma série de metodologias estabelecidas em contratos para diferentes

licitações Então o que a gente vai utilizar é a metodologia do contrato aquela foi Utilizada inclusive no momento do da definição do OC do leilão então é como se a gente tivesse desmentindo a agência alguns anos depois tanto a nota técnica quanto a de a a o voto da da diretoria na época disse que olha eh deve se aplicar sim pelo menos subsidiariamente o que tá disposto no no no no contrato de concessão e no edital e na fórmula como foi feito o leilão e aqui o que a gente tem é esse problema aqui essa

cláusula sétima ela tá tratando aqui da Tjlp né e e desse prêmio de risco S1 é esse termo da inf da da equação que a gente quer olhar só que ela tá falando que a tjlp já tá deflacion E que o valor da S1 vai ser mantido constante É mas ele estaria em termos eh eh nominais de acordo com outros outros pontos do contrato E aí essa essa equação ela não pode ser aplicada porque eu preciso deflacionar tjlp e o fator de prêmio de risco e essa forma de de de deflacion momento ela foi Proposta

com com base Nessa equação um aqui né historicamente esse prêmio S1 para os primeiros leilões ele tava até definido em termos reais e o que a gente verifica é que existe o o anexo 5 no contrato de concessão que estabelece a metodologia que deve ser aplicada nos casos de revisão e reajuste essa metodologia ela não tá expressa a memória de cálculo no edital do leilão Tá mas no contrato não mas a gente consegue fazer a conta e verificar que o que foi utilizado foi a metodologia da Equação dois então nessa metodologia para eu poder fazer

a deflacion momento de taxas que se somam da tjlp e o risco S1 Na verdade eu preciso fazer a soma de produtos então é eh é 1 mais tjlp vezes 1 mais o prêmio de risco e aí sim eu divido os dois pelo IPCA isso dá essa é a equação de ficha isso dá um resultado bastante diferente essa metodologia mais usual na literatura é utilizada pelo BNDS Claro que não é a única anel pode adotar outras Como foi aquela da da Equação um só que eh nosso ponto é que no nosso contrato o que deve

ser aplicado é o da equação do por quê Porque o submódulo do pret 9.2 não estabelece essa metodologia ele só fala que tem que deflacion ionar e o que tá tratando lá é de como fazer o cálculo dos valores médios de tjlp média e de PCA médio a se deflacionado que é com base eh numa série histórica lá de somatório então é não tem respaldo normativo nem contratual paraa aplicação Da equação TR que na verdade eu tô fazendo a soma simples da tjlp mais o prêmio de risco e aí dividindo por IPCA isso significa resultados

de remuneração abaixo do que foram estabelecidos Nas condições objetivas do nilau do leilão que compõe uma cláusula Econômica que não pode ser alterada unilateralmente eh então estaria equivocado aqui é só paraa gente trazer a redação da cláusula então a gente Verifica que ela traz a tjlp mais o S1 só que não tá falando de Valores eh reais tá falando em termos nominais os dois precisam ser deflacionados a Ela traz o anexo 5 com a os parâmetros que tem que ser considerados nesse nessa conta e ao fazer o resultado da da desse desse a a transposição

dessa tabela e realizar todas as contas a gente Verifica que o que foi utilizado aqui foi a a equação dois então essa equação do ela mesmo que implicitamente no contrato ela faz parte do Da Da Lógica Econômica que foi Estabelecida no anexo 5 que define como que vai ser feito as revisões da receita anual e ela tá expressa no nas Memórias de cálculo do leilão O que tem no pret é só pra gente passar é basicamente tá dizendo que vai ter que fazer um um deflacion quando o S1 for for nominal que é o caso

e que você vai considerar um somatório aqui de 60 meses para chegar em valores médios para poder chegar na tjlp e no IPCA Então nada que se afete aqui então o que a gente Defende é que existe uma lógica já bem consolidada na anel que é a utilização de quatro metodologias para para o cálculo do do prêmio de risco de capital de terceiros do RD Então até dos leilões de até 2008 né usava essa metodologia um em que o S1 era em valores reais então não precisava fazer o deflacion momento dele do período de 2008

a 2016 se utilizou expressamente uma metodologia tanto no edital do leilão tanto na formação do anexo quanto nas revisões Que essa metodologia mais simples em que você faz simplesmente a soma da tjlp ds1 mas que nos leilões que trataram né Principalmente 2015 2016 eh não foi assim que foi feito existe uma metodologia diferente que a equação dois para o momento do edital e da formação do nexo 5 e essa metodologia não tem sido utilizada então ao contrário dos outros e que existe uma coerência entre o que o que foi parte da formação da proposta o

que vincula tanto a o o poder Concedente quanto o proponente e o que depois ter sido aplicado pela anel e quando a gente volta para os leilões a partir de 2017 volta a coerência de novo então o que a gente diz é que olha existe já uma série de precedentes mas para outros casos não para esse caso específico É tem que tomar cuidado porque aqui a equação S ela não pode ser aplicada de maneira direta e aqui é a nossa prova matemática para isso porque existem componentes que estão Considerados na no no anexo 5 inclusive

premissas de inflação e se você utilizasse as mesmas premissas do momento da revisão quer dizer se Se repetisse o cenário né passado o período da da da das primeiras tarifas e chegou na primeira revisão Se repetisse os cenários o resultado tinha que ser o mesmo não poderia dar um resultado diferente Mas se a gente coloca na equação proposta pela anel a mesma inflação que foi considerada no anexo o Resultado dá baixo então isso significa que houve uma alteração de um parâmetro econômico de contrato unilateralmente isso não pode ocorrer então é eh o o que a

gente sustenta aqui é Que Tem que aplicar a metodologia que definiu o anexo 5 do contrato de concessão específico exatamente como é feito em todas as outras concessões eh então assim em tese né a gente entende que nesse caso específico não uma questão de discricionariedade a gente tá falando de Cláusula Econômica de contrato tá vinculando a administração Então ela tem que manter esse equilíbrio a soma simples a tjlp para o spread de risco um conforme a equação três vai levar um resultado inferior aquele que foi pactuado Então essa é uma conta que não poderia ser

feita a fórmula do proret não define isso ela simplesmente remete ao que tá no contrato inclusive os precedentes da anel é remeta-se ao que está no contrato todos os outros casos e Existe uma coerência entre o contratado e o licitado E no caso então específico da revisão né dessa metodologia da equação dois não há possibilidade aqui de usar uma metodologia diferente daquela que foi usada no anexo 5 então é eh a gente sabe que é um tema complexo no nosso entendimento diretora relatora o voto foi um pouco singelo em relação a isso a nota técnica

também os nossos argumentos inclusive esse de que a conta deveria bater não foram analisado então A gente singelamente eh eh solicita aqui que eh seja dado diferimento ao nosso pleito ou se pelo menos a dúvida tiver sido levantada que que o processo seja retirado de pauta para aprofundar E aí sim rebater os pontos que foram levantados pela pelo recorrente então em resumo solicita-se né edid reconsideração que seja deferido que para a equação de cálculo do custo real do capital de terceiros o que deve ser aplicado a Esses contratos de concessão Na leilão de 15 e

16 assinadas em 2017 seja adequada a metodologia que consta do o próprio contrato do anexo 5 aquela conta tem que bater eu não posso usar a metodologia que que aquela conta de diferente e aí com base nisso o custo de capital de terceiro seria de 6,7 e não 6,33 como definido pela anel na resolução homologatória combatida e o OC seria de 10,27 não de 10,21 Muito [Música] obrigado obrigada Thiago pelos eh pelos Esclarecimentos né do posicionamento de vocês eu vou chamar então o acho que para fazer uma apresentação técnica né só te interrompendo o procurador

tem que se manifestar obrigado danem a gente quase nunca interrompe uma sem problema diretor bem eu agradeço a manifestação do Dr de Barros solicito do do d procurador Dr Eduardo Estevan bem senhores diretores a a Procuradoria já agradecendo também aqui a a sustentação oral do Dr Thiago Barros ela não se manifestou exclusivamente sobre esse ponto especificamente na verdade sobre esse ponto que foi trazido na sustentação oral eh são vários recursos né que foram interpostos em relação essa esse ato e a procuradoria ela foi incitada a se manifestar exclusivamente sobre um ponto de divergência entre um

esclarecimento ao edital e a minuta do contrato de Concessão e o que nós dissemos nesse nesse parecer 322 é que o esclarecimento ao edital ele é vinculante e que se o o a minuta do contrato de concessão não reflete aquilo que tá no esclarecimento nós temos na verdade um erro material então vale o que tá no esclarecimento agora sobre o que eh foi dito aqui na sustentação oral apesar da gente não ter se manifestado eu eh não quero me aventurar mas apenas fazer aqui um Talvez um Brainstorm sobre sobre essa Questão é que não há

uma obrigatoriedade na minha visão tá de haver a mesma metodologia para definição de rap teto e metodologia para revisão tarifária periódica por quê Porque rap teto ela não é receita de Equilíbrio rap teto é o preço de reserva para contratação então assim eu posso ter uma metodologia para rap teto e uma que é o preço de reserva do leilão que é para atrair competitividade e uma metodologia para a a revisão tarifária periódica não existe Nenhuma vedação para que isso aconteça desde que isso esteja no contrato se o contrato ele estabelece uma metodologia diferente segue-se a

metodologia que foi estabelecida no contrato para revisão tarifária periódica então só fazer esse esse contraponto né que na nossa visão jurídica não tem nenhuma obrigatoriedade de haver essa essa vinculação devolvo a palavra agora obrigada procurador eu passo então a palavra ao Denis Jan acho que tá aí né Para fazer apresentação técnica Olá bom dia bom dia a todos diretoria e todos aqui presentes agradecer aqui a apresentação do do Dr Thiago né colega né de casa aqui J com a gente durante um tempo sempre importante a participação e bem então V comear começar aqui comentando sobre

a análise desses pedidos de reconsideração na revisão periódica de 2023 das transmissoras licitadas bem aqui é só um quadro resumo Né tratando aqui dos principais temas a gente pode observar aqui que o assunto relativo a custo de capital de terceiros né que é o que está ali abordado na apresentação do Drago foi realmente o item que foi mais debatido né tivemos aqui aqui é só sobre esse tema aqui várias contribuições bem basicamente o tema reside aqui na formulação do Wok que ele tem então percentual de capital próprio e também e a participação ali do custo

De capital de terceiros e o custo de capital de terceiros tem essa formulação aí que eu apresento está na cláusula sétima dos contratos de concessão bem gente pode observar que nessa nessa fórmula Ela traz a eh algumas variáveis né a variável Alfa é a que faz com que alguns termos da da equação sejam acionados no caso aqui desses contratos Ampla maioria em que está sendo discutido aqui a parcela de aplicação da tjlp mais o risco S1 né bem A outra parcela da da Fórmula quando o alfa é 1 ela fica zerada então a gente fica

realmente só com o primeiro termo perce aqui que a tjlp ela tem aqui a a previsão de de ser deflacionado a tjlp ela na sua origem ela formada por um juros mais um risco um risco Brasil então a própria tjlp ela tem essa formulação muito similar a essa que está aí que é uma taxa de juros mais um risco um risco setorial que é o risco S1 bem então o que o que temos aqui Então temos no contrato essa formulação E também temos aqui que ao longo do tempo algumas questões foram eh alteradas no caso

aqui a questão desses prêmios do de risco S1 e S2 então eu vou mostrar um pouco adiante uma evolução temporal em que mostra que no anexo do contrato anexo normalmente o anexo 5 eh se não engano acho que em 2000 a partir de 2008 ele passou a trazer expressamente aqui nesse item eh quatro que essas taxas de risco Elas seriam Definidas em termos nominais então Houve aqui nesse momento uma uma uma uma alteração da forma como eh a anel estava interpretando e inclusive como a anel procedia no cálculo da rapeto dos Leilões né Então essa

tabela aqui ela trazia basicamente eh a formulação que do OC que era definido na rap teto mas como acho que bem colocou o o procurador essa tabela aqui é uma referência de partida não significa necessariamente que ela tenha que ser seguida no Processo de revisão periódica processo de revisão periódica ele é independente E para isso nós temos o contrato e os regulamentos que o norteiam bem e aqui eh eu eu passo aqui aos dispositivos que estão eh no pret esse pret ele foi revisado em 2018 em que a a gente apresenta e foi uma forma

de esclarecer por conta de inúmeras eh eh pedidos de reconsideração que foram feitos ao longo do tempo essas revisões começaram a ser Eh efetuadas em 2012 12 se eu não me engano com com esse tipo de contrato e se não me engano 2015 E aí tiveram os pedidos de reconsideração justamente falando sobre esses fatores eh de taxas S1 e S2 bem então quando chegou né nesse momento aqui foi foi feito o pret e o pret incluiu eh um tratamento que já havia sido conferido eh desde que Esses contratos começaram a ser celebrados ou seja mesmo

antes do Proret a métrica que a Nel vinha eh vinha fazendo Era exatamente a mesma então esse esse dispositivo que entrou aqui em Maio de 18 ele só reafirmou isso tá bem claro no no voto do diretor do relator eh um algo um procedimento que já vinha sido feito né então basicamente aqui o que a gente tem é que desde 2015 a anel recebe contribuições sobre esse to e e vem não acatando porque o entendimento é o contrato ele é suficiente para estabelecer a natureza Nominal do S1 a rap teto até então né era a

única forma de se orientar sobre a forma de cálculo uma vez que é sobre esse tema não havia um dispositivo regulatório que o caracterizasse então o o que o que seguia-se né É que quando esse S1 tinha essa natureza nominal tratava-se como uma taxa conjunta até JLP mais o S1 estariam na mesma base de referência Portanto o deflacion seguiria essa mesma mesma formulação uma formulação de Fatores de taxa que é exatamente a mesma né apresentada eh nas nas nas considerações A questão aqui há uma premissa aqui de quando esses fatores estão na mesma referência trata-se

como uma taa equivalente conjunta essa é uma premissa de partida não há erro não H equívoco há então assim uma premissa né E por ISO que n not técnicas nós não entramos na discuss porque o entendimento é que nauss de teoria de conceito não se dá aqui se dá Sim no âmbito do regulamento aqui é um processo de aplicação bem de toda forma a partir do da aprovação da versão 3 do submódulo 9.2 o que nós vemos aqui é que e em função de toda essa discussão A anel entendeu por pacificar essa discussão e e

e realmente discutiu o assunto e nesse momento foi definido pela diretoria que o contrato é suficiente para estabelecer a natureza nominal do S1 Existe sim uma uma uma definição de que o contrato Passou Enxergar esse fator como algo diferente então ele tinha essa natureza nominal e estabeleceu naqueles dispositivos não algebricamente mas todas as memórias de cálculos anteriores se forem eh verificados processos de revisão tinham Exatamente esse equacionamento que eu apresento aqui aqui eu trago eh O que foi discutido nessa ocasião em que o voto de diretor colocou que portanto não deve ser acolhida justificativo que

o contrato não é específico o suficiente Então para que se mantenham as mesmas regras vigentes à época do leilão no recálculo do custo de capital de terceiros pois esse é detalhado na regra constante do instrumento contratual nesse sentido convir apenas a esclarecer os pontos trazidos pela regulamentação vigente sugere-se alterar a redação do submódulo 9.2 sem contudo modificar o seu conteúdo que é objeto de aplicação pela anel nos processos já realizados então aqui fica bem claro que a anel Está solidificando cristalizando a algo que já vinha sendo praticado e a referência Agora não é mais Rap

teto É sim o que está aqui cristalizado no regulamento e nas Memórias de cálculo que ele subsidiou ao longo do tempo e aqui nesse slide eu mostro exatamente que eh eh os contratos de concessão eles tinham essa esse dispositivo eh sobre esse fator S1 e entre os anos de 2007 2008 não se falava dessa da natureza desse fator a partir Ali dos contratos de 007 200008 até o 049 de27 passou a constar esse essa definição em termos nominais e veja aqui que a aplicação da anel é sempre pelo mesmo procedimento Ou seja eu tô no

processo de revisão periódica não tô num processo de definição de rap teto são coisas Independentes em determinado momento quando não se tinha essa referência buscou eh algo para tomar como referência que foi o que aconteceu entre O o período dos Leilões aqui os 2007 2008 até o leilão aqui 01 de 12 a partir do momento certo momento que veio pret o entendimento da área técnica e que isso foi cristalizado né E que somente uma discussão uma rediscussão metodológica sobre esse tema pode dar um outro encaminhamento bem eh é isso agradeço obrigado [Música] é obrigada eh

eh Denis vou passar então o dispositivo né leitura do Expositivo deixa eu eh exposto do que consta do processo voto por conhecer os pedidos de reconsideração e interpostos em Face da resolução homologatória 3205 de 13 de junho de 2023 apr provimento ao pedido de reconsideração da ar 113 energia alterando o valor da receita anó permitida rap revisada e o índice de reposicionamento nominal negar Provimento aos demais pedidos de reconsideração determinar a superintendência de gestão do tarifar e regulação Econômica STR que em conjunto com a procuradoria federal junto a anel avalia a possibilidade de elaboração de

súmulas sobre os pleitos decididos de maneira recorrente pela diretoria colegiada relativa à matéria determinar as p tendência de concessões permissões e autorizações serviço de energia elétrica Sec verifique contratos de Concessão existentes e providencia a celebração de aditivos para correção de erros materiais nos parâmetros econômicos ou na sua regra de utilização o temem discussão a matéria eu queria para tentar compreender próprio Dr Thiago na sustentação Aral dele falou que o tema é complexo e eu confesso que eu achei complexo na sua interpretação diretor Agnes a cláusula set da maneira que ela é Aplicada ela leva a

um deflacion ou não do S1 eu acho que eh Nossa agora eu fiquei até meio confusa só um minutinho eu pensar aqui a gente discutiu isso muito com as áreas técnicas e e o que Eu verifiquei de verdade é que esse item foi discutido em diversas revisões tarifárias e a minha preocupação com esse voto foi justamente de preservar a segurança regulatória e jurídica desses Procedimentos eh que já seram adotados então Eh nesse sentido eu acabei eh eh confiando muito nessa eh eh no que trouxe a área técnica de que o que o próprio contrato já

traz a questão eh do nominal e gente até um pouco preocupada agora eh e que com isso a própria Qual qual é o item assim p qual o item específico do parágrafo séo Dire não é a cláusula S contrato porque o é o o ponto que tá sendo argumentado é que Da maneira que tá sendo aplicada a cláusula sétima gera um deflacion momento da parcela S1 aí a minha dúvida é essa daí a interpretação que fez com que e por mais convencimento pro voto em relação ao S1 se deflacion a interpretação que tá sendo aplicada

entendi se se deflacion rap recebida pelo o componente S1 que no final vai ser o input para revisão TF tá acho que é uma uma questão muito algébrica eu acho que algébrico quer cham o Denis de Novo den você pode por favor nos ajudar eh Senor enquanto o Denis se aproxima só fazer aqui uma uma uma outra questão deum de alguma forma ela se relaciona também com a questão da S1 que thgo quando fez a a sustentação ele ele mostra que a gente chega a resultados diferentes eh e me pareceu bastante estranh né que você

aplique uma regra que vá levar a resultados distinto então eu também queria se o Denis puder Abordar esse ponto que tá relacionado obviamente ao S bem vou vou tentar aqui ser bem bem preciso na na interpretação que a área técnica confere eh Isso é uma questão de considerar quando o contrato define que o S1 está em termos nominais que ele está na mesma referência da tjlp portanto essas taxas são consideradas as taxas conjuntas a gente trata como uma taxa equivalente só e uma vez que elas estão nessa mesma referência elas são Deflexion adas conjuntamente né

então é uma questão de premissa de de de interpretação como isso vem sido conferido pelo que está no contrato É claro que poderia-se ter uma outra interpretação lógico a o que o Dr Thiago colocou aqui poderia ser uma outra forma de se fazer a questão que não é essa forma que anel vem aplicando ao longo do tempo e por isso a a STR eh eh argumentou e colocou em sua nota Técnica que ela mantém o mesmo procedimento aplicado tem de vista O que é uma premissa é uma escolha de como encarar de como entender como

interpretar as condições que estão no contrato se eu interpretasse de uma outra forma daria outro resultado simples assim né então Eh bem acredito que eu ô ô Denis Ô Denis você poderia eh não sei se ao longo da sua apresentação esse ponto específico foi foi explorado Eh vamos dizer assim eh didaticamente Para trazer para cá paraa gente poder entender você trouxe você fez essa avaliação específica em algum slide poderia eh voltar a sua explicação e e e trazer aqui para para todos nós bem pode colocar então por favor Então deixa eu ver aqui então basicamente

eh esse slide é o que eh a gente mostra como o anel vem eh interpretando né o contrato e como é que trouxe isso pro regulamento e como é que Trouxe isso pros seus procedimentos né Então veja que ali em cima é a formulação ali do do RD em que tem um alfa o fator Alfa multiplicando a primeira parcela tjlp + S1 e o S1 ele está ali sobrinhado justamente porque ele é o tema aqui da da da discussão e temos uma segunda parcela que quando o fator alfa ele é diferente de um ele é

acionado também então na maioria das situações esse alfa ele é um ou zero para esses casos aqui desses da Maioria dos dos Leilões aqui que a gente tá comentando o alfa é 1 ou seja ele aona a primeira parcela né Eh da Ali que que que faz a soma da tjlp mais esse fator S1 então a interpretação que eu coloquei aqui é que isso vem sendo adotado desde 2015 tá É que quando esse S1 ele está definido em termos nominais E isso está lá no anexo 5 do contrato é que ele está na mesma referência

da tjlp podendo ser considerado uma taxa conjunto uma taxa Equivalente como uma taxa só ele segue esse mesmo mesma formulação de deflacion que é um deflacion feito por fator de taxas né não tem nenhuma impropriedade aqui né Agora se tratarmos a tjlp e a S1 como taxas completamente separadas aí a gente sai de uma premissa diferente não é mais essa premissa é uma outra premissa né então o que a gente tá tá colocando aqui que a gente tá num processo de aplicação não estão no momento de mudar essa premissa né Entendemos que o foro correto

é quando temse uma discussão metodológica para entender exatamente como configurar eh como o processo de cálculo né bem então isso vem sendo aplicado desde 2015 né Eh antes mesmo do da versão 3 do pret e o versão 3 do pret ele solidificou esse entendimento né e aqui eu ú slide eu eu apresento aqui exatamente e essa eh essa essa visão de como é que anel vem vem adotando a aplicação desse deflacion momento ao longo do tempo de De uma maneira constante com a mesma métrica né durante todos esses leilões Deixa eu aproveitar o denit ali

tá tá ligado Denis aproveitando até esse último slide que você tá nele e me referindo aqui ao slide foi na sustentação oral do thgo O slide 7 tem um slide que ele coloca aperfeiçoamento do cálculo r RD E aí mostra lei lão até 2008 e na argumentação do requerente a metodologia da revisão de ráp estaria Ok leilão de 2008 abril de 2016 também na argumentação do requerente estaria Ok leilão de 17 em diante estaria Ok mas que é o leilão que eles estão recorrendo a segunda etapa leilão 13 de 15 leilão 5 de 166 a

metodologia não ter Ok como que vocês entendem que existindo três leilões TR três três cálculos de RD referente a três segmentos de leilão estaria Ok e nesse a metodologia de acordo com o requerente não estaria Ok qual que é o entendimento Da área técnica em relação a esses dois leilões o 13 de 2015 o 5 de 16 em particular bem o o entendimento é que eh o cálculo feito no leilão ele Visa estabelecimento da rap teto esse cálculo ele é independente independente do que se que se faz a revisão então o valor que vai pro

anexo 5 poderia até ser um outro valor qualquer sem inclusive ter alguma relação com a rap teto né então o Entendimento é que esses processos são independentes a gente usa tabela do anexo 5 como um dado de referência de partida para eu fazer o cálculo Inicial né bem Eu não eu não não trabalhava né não trabalhei na na na srm porque ela essa era a área que que fazia os processos da rap teto e Calculava o w e por e em alguns desses processos ela pode ter mudado um pouco a metodologia de Formação do RD

o que na aplicação da revisão o nosso entendimento é que não é porque ele muda lá na rtet que eu também tem que mudar aqui na revisão né na revisão a gente entende que tem que aplicar o mesmo procedimento né uma vez que são processos independentes e aqui a gente acompanha o que o o que que o procurador comentou é que exatamente isso são processos independentes e que se quer rediscutir a forma como a revisão enxerga esse cálculo entendemos Que o foro é outro Eu teria só mais uma pergunta daquela que acho que é um

pouco na linha do que o colocou aquela diferença de valores comparando com o cálculo da rapit aquela tabela que o Thiago tinha trazido bem Não me recordo exatamente qual dooc SL O slide o eh só fazer aqui uma nós estamos aqui num modelo de reunião Diferente eh o diretor o ex-diretor Thiago representa a as transmissoras eh pediu para se manifestar então eh Dr Thiago especificamente nos pontos que são objeto aqui da da dúvida do questionamento dos diretores aí eu peço aí que por favor se manifeste sim muito obrigado pela oportunidade diretor geral eh eu acho

que é exatamente esse o ponto eh esse esse slide oito a gente mostra o seguinte o que o Denis deixou de de uma maneira bem clara é que não ninguém aqui Tá alegando que há um erro na fórmula a fórmula como eles fazem tá correta o que a gente diz é que deveria haver uma coerência entre o que foi feito no leilão Mesmo que não seja uma vinculação eh eh procurador deveria haver uma coerência porque essa coerência existe em todos os outros os outros leilões e essa coerência é exatamente na premissa então a premissa que

foi utilizada nesses leilões que a gente recorre é que eram taxas Independentes Então deveria Se são taxas Independentes deveria usar aquele método da equação de fiser que dá um resultado exatamente igual ao que tá no anexo 5 ao mudar a premissa na revisão e é como se se a gente tivesse de repente jogando a transmissora para uma RP menor sem haver nenhuma explicação eh do mundo material econômico porque paraa mesma taxa de inflação para mesmo nível de risco de repente a transmissora começa a receber menos Então esse anexo C no nosso Entendimento ele tem um

peso o peso é que ele diz que as revisões a referência tem que ser base feita com base nas premissas técnicas que foram estabelecidas nesse edital em resumo para tentar deixar menos Lego é como se um guarda de trânsito estivesse medindo a sua velocidade ele não estivesse parado com o radar ele tivesse em movimento e não vai medir a velocidade correta então para você medir Qual que é o ganho econômico Qual que é o nível de Risco você tem que usar a mesma premissa Se você usar um sarrafa num patamar diferente vai dar errado e

aqui é a conta que a gente faz e não é um precedente que vale para os outros casos porque todos os outros casos essa coerência existiu esse são o único dois leilões em que isso foi feito diferente então esse que é o nosso ponto que os precedentes aqui não se aplicam Tão Bem eu não sei se eu expliquei mas aqui a premissa foi utilizada no anexo 5 é a Premissa das requerentes e a premissa que foi utilizada na revisão é a premissa aplicada a todos os outros casos de leilões com premissas diferentes diretor é assim

da minha parte Obrigada táis o que eu vejo é que no fundo o contrato fala aliás fala tem eh eh a gente fala de taxa nominal eh mas Aliás na é para é o contrato né Com base na Rap fala de taxa nominal eh não entra muito nos critérios de deflacion momento e no fundo isso é tratado no Pret eu eu tenho assim e aí até o posicionamento do Procurador eh eh traz eu acho um pouco desse histório de todos os processos tarifários par que essa questão foi tratada também em que que fal segin a

gente não eh a a regulação ela não Tá amarrada nessas premissas da rapit porque no fundo ela é um referencial pros lances dos agentes da forma que eles pensaram na melhor suposição de curso Para viabilizar qualquer obra de transmissão e que por Isso a gente vem consolidando eh a jurisprudência da agência né nesses processos tarifários Com base no prored e o próprio prored fez esse trabalho de esclarecimento sobre essa questão então Eh por isso que assim no fundo quando eu estruturei o o voto acho que talvez o o thgo falou que foi assim gel nessa

explicação foi muito eh voltado a a registrar o quanto que a gente vem reiteradamente tratando disso e trazendo esse entendimento de que a r teto ela é Um referencial e todas as premissas associadas a ela também e que o que vale realmente é o que tá eh na regra eh e aí com base inclusive desse histórico de aplicação dessa regra na própria revisão entendeu então foi nessa linha que eu construí o voto entendo que ele é digamos assim ele é mais seguro para pra estabilidade eu acho que das regras que a gente vem aplicado e

com um aperfeiçoamento que a gente tem feito inclusive dessas próprias regras que foi Essa última de 2017 no toret não pareceu que que o Tiago colocou pareceu bastante coerente né Tudo bem um anel poderia estabelecer rap Tet por diversas formas diferentes é um é um teto dizendo assim olha o poder concedente né ele aceita contratar dessa forma até esse valor B né Foi estabelecido uma uma regra para isso E aí Quando aplica essa regra quem vai bidar quem vai participar do leilão ele ele não parece não ter assim a primeira impressão de que quando for

Fazer a revisão a regra vai ser diferente e isso pode criar aí um um certo um certo vamos certa incerteza para quem vai mear me pareceu que é um pouco isso que Tiago coloca né mas assim eu concordo S ponto de vista conceitual mas eh uma vez dado o lance o preço de Equilíbrio como foi muito bem colocado não é mais o preço da rap teto ele existe ali como referencial para ser dado os lances Então a partir daquele momento o que vai regular o Contrato não uma referência da rapitec mas sim o a rap

que foi dada como lance vencedor do leilão e o contrato estabelecido a partir daquele momento e com base nas premissas que o próprio proponente do Lance tem aquelas ISO e uma outra um outro ponto que também vale destacar é que o contrato Pode não ter sido exaustivo Pode não ter sido eh eh preciso nisso mas depois salvo o engano foi positivado no pred então e isso reiteradamente decidido em um Encaminhamento único então Eh que Pese a O que foi falado de melhorias nos contratos para aditivar os contratos no sentido que a diretor falou e também

na questão das súmulas eu acho que Sana não um um mas um erro material É então ess são as outras questões dos erros materiais é mas assim o meu ponto é justamente assim a gente eh acho que ser coerente com o histórico da agência de se posicionar no sentido que metodologia para rap teto não é a Metodologia necessariamente que se aplica para os processos tarifários as metodologias os processos são muito Claras e definidas no pred e no âmbito né das discussões do aperfeiçoamento do corret a gente pode fazer os ajustes que achar que deve Então

se mesmo assim não tá claro mas até do que eu entendi do próprio thago não é que não tá claro é que Ele identificou acho que do que eu entendi né o único eh eh leilão com esse edital específico que ficou dissonante a Metodologia do pret com a metodologia da rapia só que a metodologia da rapia não é para ser a referência para o cálculo eh eh tarifário a já vista porque tava tá bem consolidada no pret então assim eu acho que é uma discussão de onde você se Ancora né para fazer eh e eh

esse reposicionamento para mim é muito claro que é não prr eh e o quanto que no fundo a gente assim ao manter esse entendimento a gente reforça que é por conta e risco dos agentes os lances que Eles dão nos leilões com base base apenas em premissas indicativas da agência do que seriam os os os fatores ou as variáveis a serem consideradas naqueles lances para aqueles projetos que inclusive os agentes TM muita liberdade depois de alterar ao longo da implementação então Eh eu acho que foi muito nesse sentido até eu eu eu me preocupei mas

assim até queria ouvir sua opinião diretor moosa porque você per Mas você quer ver se você pensa Diferente né porque eh eh eh porque assim no fundo foi foi esse o olhar que eu fiz na discussão quando eu instruí o voto e talvez foi um pouco singelo demais thgo desculpa na realidade eu eu tendo até a entender na lind do que T argumentado pelo requerente ainda que o procurador tenha dito né que você tenha colocado que a gente não mistura aquilo que seria metodologia de rap teto com a metodologia de revisão tarifária o Próprio Denis

na fala dele ele coloca que é uma lógica interpretativa ainda que a gente tenha visto também na apresentação técnica que em várias ocasiões tem contribuições no sentido de adotar essa interpretação masem em tudo na vida eu acredito que não é porque foi feito de uma maneira que tem que permanecer então eu eu tendo a entender que a melhor a melhor encaminhamento poderia ser realmente vincular uma coisa com a outra numa lógica de Previsibilidade para quem justamente tá dando um lance naquele momento é assim nesse ponto Eu discordo mas assim eu só queria eh talvez talvez

deixar claro que deixar claro não assim dizer o que eu entendi né da questão interpretativa que acho que é um pouco na linha do que o próprio Thiago falou é no fundo você faz uma escolha metodológica uma premissa né Então se no fundo a regularão feita numa escolha metodológica é uma premissa e é com essa que a gente que assim que eu Proponho que a gente se manha aderente né o o de novo Gustav no modelo diferente eu vou passar aqui a palavra ao procurador ele pediu para fazer uma complementação é senhor diretor a gente

tem uma discussões dessa até no caso da tne que sempre eles tentam eh vincular reequilíbrio contratual com a questão da rap teto e nós sempre defendemos no processo da tne a gente sempre defende o que vale na verdade é a rap B dada para reequilíbrio a gente tá tratando aqui de Reequilíbrio ecmo financeiro do contrato que a a sub a sub segunda subcláusula da clausa sexa ela é expressa a transmissora reconhece que a receita não permitida definida no Cap Qual que é a receita B dada em conjunto com as regras de revisão e reajuste constantes

dessa cláusula ou seja o reequilíbrio não é dado por rap teto o reequilíbrio é dado pelas regras de reajuste que estão definidas no contrato então nós temos que seguir o que tá no contrato Como Regra de reequilíbrio e não o a rap teto eu acho assim existe aí um um um argumento de coerência Tá mas o que tá no contrato não é isso que tá tá no contrato é que vai se aplicar a regra de revisão e reajuste do contrato então nós temos que seguir a regra de reajuste e revisão do contrato É só isso

que eu queria pontuar acho que eh de fato nós temos uma regra E aí a aqui nós estamos apenas aplicando a regra né então se tem Eventualmente algum ajuste na regra se Faria regra é isso tá no voto Eu também acho assim então se não tá claro de novo a gente sempre pode prefeitu a regra para deixar mais clara e eventualmente endereçar essa preocupação do diretor se eventualmente na regra a gente identificar porque eu acho que no fundo assim a regra né não os casos Concretos e a gente tem falado muito do quanto a regulação

tem que ser adaptativa né E se a gente eventualmente Identificar na discussão da regra que não é esse caso que existem casos que eventualmente tem que ser dado um tratamento diferente por alguma outra coisa a gente tem que tratar na regra não é no caso ass então e aí de todo o histórico e de toda a consistência que eu vejo aqui eh eh eu assim eu entendo que assim essa foi a jurisprudência que a gente criou por casos semelhantes a esse e e e eu acho que a gente deve manter porque e ainda fim não

é só Manter por manter tá diretor móvel assim no sentido de manter porque entendo que são parâmetros distintos uma coisa é defenção de R outra coisa é tarifa tarifa e e que receita né o caso então Eh nesse sentido que eu acho que isso é bastante relevante acho que a gente mantém esse entendimento de separação do que que é do que que a gente tá fazendo assim uma coisa é o que a gente aplica outra coisa é como a gente calcula rap são coisas Diferentes bem eh eu bem mais alguma ponderação eh diretor Evo diretor

Ricardo diretor Agnes não então eu vou submeter a o voto da diretora Agnes para a votação eu peço B então vistas concedidas ao diretor Fernando peço ao Procurador Geral que por favor encaminhe o próximo voto secretário desculpe desculpe desculpe secretário mas não diretor item 23 Processo 48500 2082 2003 93 recomposição do prazo de outorga da pequena Central hidroelétrica pch Corrego fundo localizados nos municípios de Colorado e para poema estado do Paraná diretor relatores guerra um pedido de sustentação oral para este item vou dispensar a leitura do relatório uma vez que esse processo est podemos passar

diretamente para Sustentação a sustentação oral será apresentado pelo Senor Maxim representante da Córrego fundo SPE limitada o senhor disponde até 10 minutos Muito obrigado bom dia senhores diretores Bom dia senhor secretário senhor Procurador Geral Bom dia aos presentes na nessa reunião pública de diretoria eh nós durante toda a condução do processo já houve uma primeira eh eh colocação em Pauta deste processo né já Houve uma primeira ostentação oral vários eventos sucederam-se desde de do da última eh reunião de diretoria no qual ocorreu o se pautou esse processo no primeiro momento eh recebi o Dr Elvio

nos recebeu gentilmente para para uma reunião também eh no no meio desse no começo desse ano para conseguir expor toda a situação da recomposição de de prazos de outorga da pch Córrego fundo e e onde lá pudemos inclusive apresentar Fazer uma apresentação para discor sobre todos os entraves ambientais que a pch Corrego fundo eh teve que transpor nesse período e é importante fazer aqui referência a alguns fatos novos né que é importante esclarecer em primeiro lugar a PSG correg fundo iniciou efetivamente as suas obras de implantação eh nesse mês de novembro inclusive no último rapel

foi informado eh a a empresa conseguiu iniciar as obras eh a até não iniciou Antes mais uma vez por mais um fundamento aqui houve um ela Detinha um parecer de acesso paraa conexão junto à substação de Colorado que situava-se mais ou menos 3 km 4 Km da do empreendimento posteriormente a Copel eh emitiu um novo parecer de acesso sobre o fundamento de de necessidade de atualização e colocando essa conexão para a substação de Nova Esperança ou seja 30 e poucos quilômetros da do local da da Usina posteriormente ao que eu ten Informação inclusive sobre intermediação

da Anel a empresa até Apresentou um pedido de medida cautelar para tentar resolver esse impasse junto à distribuidora Copel e houve finalmente a resolução do problema voltando essa conexão para substação Colorado né então que se permitiu finalmente eh que se iniciasse as obras porque se prevalecesse a a ideia de que devesse se conectar na substação colorada o empreendimento seria Totalmente inviável economicamente 33 km de distância o custo para para para de conexão de linhas de transmissão ali inviabilizaria Esse empreendimento Então São pontos novos que a gente precisa colocar para o pra diretoria pro Dr elvo

também né até para para eventualmente numa reconsideração de algumas premissas do voto no qual se encaminha pelo indeferimento do recurso né Eh em que Pese tudo isso eh nós tivemos acesso ao voto e discordamos aqui tem Pedimos a vênia para discordar do do diretor Élvio eh de algumas de algumas conclusões que foram estabelecidas aqui no voto né na verdade a gente a gente teve um primeiro pedido de recomposição do prazo de outorga que foi por conta da demora do órgão ambiental em fazer em emitir a licença prévia do empreendimento né Eh o fundamento para para

se negar o pedido foi de que eh eh a empresa não havia iniciado as obras E por isso não teria uma relação de causalidade entre a demora na emissão da licença prévia e e o o atraso no início das obras efetivamente eh não tem relação talvez com o início das obras ou tem porque demorou 5 anos para que o órgão ambiental pudesse efetivamente eh deferir a licença prévia sendo que no ano de 2011 o órgão ambiental emitiu declaração dizendo que toda a documentação estava completa e apenas em 2015 quase 4 anos depois é que foi

Emitida essa licença prévia sem nenhum pedido de de complementação por parte pelo órgão ambiental empreendedor então isso certamente atrasou o o o cronograma atrasou todo o resto do do processo de licenciamento ambiental a as normas do do do CONAMA estabelece um prazo de se meses para análise aqui eh totalmente desarrazoado demorar quatro anos após inclusive o atestado de que toda a documentação todos os requisitos estavam presentes para emissão dessa licença Então esse é um primeiro ponto no segundo ponto houve um inclusive um aditamento do pedido de recomposição solicitando um novo período porque embora a empresa

obtivesse licença de instalação ela não Detinha eh já havia pedido há muito tempo já pro órgão ambiental eh uma autorização de supressão de vegetação porque para iniciar as obras eh teria que ter tanto a autorização de supressão de vegetação como autorização para monitoramento e e Resg monitoramento e resgate de fauna do local né certamente se iniciasse as obras Sem essas autorizações ambientais seria impossível dar início à obras pois muito bem o o órgão ambiental levou 3 anos de 2015 a 2018 apenas para nomear a comissão que analisaria a emissão da autorização de supressão de vegetação

isso sem nenhum tipo de intervenção do Empreendedor e sim morosidade do órgão ambiental patente só aí foram três anos em que se se perdeu que poderia até se Dar início às obras e não não não foi possível devido a esse fato eh posteriormente eh teve o advento da resolução número 3 de 2019 do Kama que eh condicionou a autorização ambiental a uma a uma compensação ambiental inclusive com a necessidade de uma doença para o do Ibama então mais uma vez o empreendedor teve aqui eh um período em que não pode efetivamente iniciar suas obras com

o prazo de outorga correndo diga-se de passagem né Por Conta aí de um ato do Estado uma Norma que que que foi imposta colocando uma nova condicionante uma nova exigência para que o empreendedor pudesse obter Aí sim essa autorização de supressão de ação dá para verificar aqui claramente que a a a emissão dessa dessa o o o pedido o pedido foi de 2016 da autorização de supressão de vegetação e ela apenas foi concedida em 2021 e a autorização para resgate de funa só em novembro de 2022 então certamente Exigido o empreendedor o início da operação

comercial nessas condições implicaria na na na violação pelo empreendedor das normas ambientais inclusive sujeita à sanções de de toda a natureza então é por isso que chamamos atenção embora não tivesse iniciado as obras e essa relação de causalidade que se propõe no voto que se coloca no voto com o devido respeito a relação de causalidade aqui não é apenas com uma questão de cronograma ou início de Implantação das de de de de implanta das obras de implantação da Usina mas sim porque se perdeu o prazo aqui de outorga eh num tempo que em períodos não

razoáveis em que o órgão ambiental excedeu o prazo razoável e regulamentar para emitir a emiti essas autorizações vegetais eh autorizações de supressão de vegetação e de resgate e monitoramento de fauna existiu até uma nota da da STE aqui eh até menciona que esse prazo de se meses para para para que o órgão Ambiental tem prazo regulamentar seria apenas para emissão de licenças aqui eu pondero discordando aqui com o devido respeito da área técnica eh Veja se o prazo para licenciamento ambiental que é muito mais complexo se se exige 6 meses por que por uma simples

autorização se não se tem o prazo de seis meses ou seria um prazo maior o prazo razoável ou legal para que o órgão ambiental pudesse emitir essa autorização entendemos que eh se a Licença ambiental o prazo é se meses a autorização deveria ser um prazo menor por lógica então eh mas não não existe razoabilidade nenhuma em se esperar 5 anos né no total a empresa Ficou quase 8 anos só esperando órgão ambiental emitir autorizações e emitir licenças então é para isso que eu chamo atenção e todo esse período é um período em que a outorga

correu e a empresa Perdeu esse prazo de outorga né Então isso que pedimos aqui venha para que a diretoria Eh se se analise sobre esse esse enfoque né até um outro ponto final não querendo estender na sustentação oral existe uma premissa aqui no no no voto Dr elv com devido respeito que ficou eu acredito que seja um erro material mas vale a pena apontar no item 40 e só um minutinho é o item 44 que menciona que a empresa solicitou a IAP renovação da Eli fora do sua vigência na verdade na verdade não ela ela

solicitou IAP Renovação dentro do prazo de vigência Inclusive essa parte do voto eh o Dr elv menciona a concordância com o parecer da da da STE e da da da sce desculpe e da sft eh inclusive ela menciona que foi dentro do prazo esse pedido então apenas um um esclarecimento aqui para que se para que se se faça uma retificação se for o caso com a devida venha diretor elv dessa forma vamos requerer aqui a proced o o provimento dos de dos dois recursos tá inclu e rogar para que se Analise sobre esse enfoque dos

fatos novos também de que efetivamente agora houve a o início das obras né E também a resolução eh da questão da conexão do empreendimento é o que eu tinha a expor bem eh agradeço a manifestação do Dr Maximiliano solicito manifestação do Procurador Geral Dr Eduardo este bom senhores diretores a procuradoria ela foi instada a se manifestar sobre esse caso sobre um ponto específico em relação a possível ocorrência de coisa Julgada administrativa e em relação a isso a procuradoria apontou que a causa de pedir eh nesse caso ela era diversa do que tinha sido já deliberado

pela diretoria então não haveria o óbice da análise do PED pedido de recomposição do prazo à luz dessa nova causa de pedir nos termos do artigo 19 da lei 13360 em relação a caracterização da excludente responsabilidade nosso parecer Só foi em relação a isso ele não se pronunciou né então nós também não teríamos condição De emitir um juízo conclusivo Ah sem ter analisado todos os fatos que que que são alegados aqui né então ter que fazer todo esse esse essa análise do que ocorreu no processo Porque que houve essa demora Então nós não temos como

emitir um juiz conclusivo então nós só reiteramos aqui os termos do parecer 37 de 2022 no sentido que não há ah nenhum óbice de de coisa julgada administrativa para análise do pedido de recomposição de Prazo bom eh é um esse esse pedido Ele é de postergação da vigência eh da autorga com base na lei 3 1360 né a lei que estabeleceu a possibilidade de reconhecer eh excludentes de responsab ilidade para alterar o a vigência e e a alegação foi de atraso na emissão da licença ambiental Então essa é alegação principal e depois a questão mesmo

com a licena ambiental eh a questão da supressão de vegetação então a empresa alega que o atraso na obtenção Da licença ela implicou no atraso também de instalação eh mas a licença de instalação ela foi obtida antes da data outorgada pro início das obras Então esse é um fato que é bastante relevante né quer dizer ele já tinha a licença de instalação mas eh não não cumpriu aquilo que estava no cronograma da autorga esse cronograma inclusive como ele participou de leilão ele o cronograma original ele foi alterado para se adaptar ao cronograma Do próprio leilão

né de de participou de um de um outro leilão E aí o cronograma foi ajustado é quando quando é que na verdade ele ele tem a autorga e participa do leilão quando quando ele recebe a óg ele tem lá um cronograma se ele participa de um leilão o leilão tem o seu próprio cronograma de suprimento né quer dizer um a-3 sobrepõe cron sobrepõe ao cronograma original e inclusive esse cronograma é ajustado o Ato de outor é até alterado para se adaptar ao cronograma do próprio eh leilão então a a licença ambiental prévia ela não guarda

nenhum ou a licença ambiental ela não guarda ao meu ver não guarda relação com atraso na que Foi verificado na execução dos Marcos do cronograma Então embora tem havido uma demora não não teve não teve o o o a o efeito de causalidade quer dizer o nexo causal ele se perdeu por conta disso e esse processo inclusive ele foi pautado Como foi bem eh assinalado aqui pelo pelo representante da empresa eh mas e essa a sustentação ela não apresentou nada que justificasse a meu ver uma um excludente de responsabilidade naquela oportunidade porque esse esse caso

já já veio né com uma mudança de cronograma no passado e o o embora estejam atrasados desde 2011 Então veja só está atrasado desde 2011 final do prazo de extensão da outorga no âmbito da resolução 680 lá de 2015 Então ela fez estabeleceu qual era o final do prazo para eh ou ou melhor o final do prazo depois da da mudança do cronograma para se adaptar ao cronograma do leilão então a empresa ela solicitou que ael avaliasse o atraso apenas entre 2011 e 2015 Então nesse período que era exatamente o período lá que que eh

levou à alteração do cronograma a lei 13360 com sempre a ela é sempre bom lembrar né que ela ela ela ela estabelece a possibilidade de Reconhecimento de excludente mas desde que seja também reconhecido o nexo de de causalidade Então esse é um ponto que nós não conseguimos e até até quando fizemos o voto aqui Embora tenha essa essa essa informação de que começou obra né porque tá disse na sustentação o representante que começou obra mas o nossos registros isso não existe inclusive até hoje né Eu pedi até para que o pessoal verificasse no rapel e

o rapel ainda consta como obra não Iniciada eh portanto no no dentro do que consta dos Autos do processo a obra ainda não foi iniciada e também o foi alegado um fato novo que é a dificuldade da emissão da autorização para supressão vegetal Mas mesmo depois da autorização ela não iniciou obra então tem tudo tudo mostra que tinha todas as condições foram postas para iniciar a obra mas não foi iniciado Então esse é o que a gente Inclusive a As áreas técnicas avaliaram isso detidamente e a também é importante a gente salientar que ela vendeu

já foi dito mas só para para para reforçar aqui que ela vendeu energia no leilão número 3 de 2022 foi um leilão a-4 e eh por conta disso teve um despacho da sce no caso para fazer a adequação cronograma para as as condições que foram estabelecidas no contrato no no leilão perdão então eu Meu meu entendimento de que não há eh ainda que tem que pudesse ser avaliado uma uma uma demora 4 anos foi dito paração da licença Mas isso não não é a razão para ter atrasado o início de ó não foi iniciado o

ó ainda que tenha que essa informação eh seja procedente que já iniciou obra deve ter iniciado obra recentemente então não tem aí uma uma uma eh houve uma demora inclusive se começou a obra efetivamente uma demora em relação ao cronograma estabelecido Para o início das obras então eu eh por conta disso eu estou mantendo aqui o meu voto e vou diretamente ao dispositivo a partir de Tais argumentos e do que consta no processo 48.500 00282 2003 93 voto por indeferir o pedido da corre do fundo SP limitada de excludente de responsabilidade bem como o pedido

de composição do prazo de autoro por igual período da pch Corrego fundo localizada no município de Colorado e e Paraná Poema estado no estado do Paraná é temem discussão a matéria eu fiquei só com uma uma dúvida direitura eh a de fato é eh é em controvérsia que a as obras estavam e estão atrasadas eh foi falado aqui que a empresa pediu um excludente entre 2011 e 2015 e a a lei como foi falada ela é de 2016 a minha interpretação é que eventualmente eh os fatos só poderiam Ser arguidos na vigência do do disposto

legal então mas aí a minha dúvida que veio é que depois a empresa participou de uma de um leilão de geração leilão 3 de 2022 é TR trê E aí você explicou aqui que no momento que é feito o leilão o o cronograma reajustado e esse leilão eu não me me não sei ele é um a-3 a men a-4 Então essa energia terá que ser entregue em 2026 não é isso aí a minha pergunta é o Cronograma foi ajustado considerando esse novo cronograma mesmo assim ele continua atrasado tá então aí E hoje nós estamos em

2023 aí quase concluindo o ano e aí à luz desse cronograma que foi ajustado ele está atrasado então assim a a Rigor não há nenhuma penalidade para ele ainda imputada porque é a obrigação deste leilão só será em 2026 e ele tem aqui Um possibilidade de eventualmente Pode ser que ele tenha outro leilão eu não sei né Ele tem outra obrigação acredito que não que na realidade ele ele olha para o período 2011 2015 então ele quer fazer uma alteração do cronograma Na verdade uma revisão do prazo da outor considerando um atraso que foi segundo

ele que ocorreu aí de fato a demora do órgão ambiental 4 anos entre 2011 e 2015 que é transpor isso para o o a vigência do no cronograma da aorc ah da aorc entendido não não não não há esse nexxo De causalidade entre uma coisa e outra não perfeito tá bom era essa dúvida aí se não há nenhum aí só um detalhe nós de fato o item 44 como foi foi mencionado pelo pelo representante eh nós de fato tem um erro material ali nós vamos corrigir né então só só isso nada muda nada muda o

mérito perfeito Então feito essas considerações Eu submeto o voto do diretor évio para julgamento em votação Eu voto com o Relator Eu também voto com relat Eu também acompanho o voto do relator Eu também Acompanho a proposta do eminente relator e proclamo que a diretoria da Nel decidiu por unanimidade indeferir o pedido da có fundo limitada de excludente de responsabilidade bem como o pedido de recomposição do prazo de outorga por igual período da pequena Central hidroelétrica pch Córrego fundo localizada nos municípios de Colorado e Para Paraná Poema estado do Paraná eh próximo item senhor secretário

item um processo 48500 00 6839 2022 61 reajuste tarifário anual de 2023 da CE Equatorial energia a vigorar a partir de 22 de novembro de 2023 diretor relator Elvio Neves guerra a Companhia Estadual de distribuição de energia elétrica ced sediada na cidade de Porto Alegre ela atende aproximadamente 1.900 1 eh consumidores ou unidades de consumidores a CD ela teve seu o reajuste tarifar anual de 2022 aprovado eh em novembro 16 de novembro de 2022 e a resolução homologatória 3138 desse ano eh do ano de 2022 estabeleceu um efeito médio percebido pelos consumidores da concessionária da

ordem de 5,68 por. em 5 de dezembro de 2022 48ª sessão de sorteio público ordinário processo foi distribuído a Minha relatoria em 26 de setembro de 2023 35ª reunião pública ordinária A Diretoria da Nel decidiu acolher o requerimento interposto pela CD para reconhecimento dos ativos de redes particulares incorporadas pela distribuidora e não consideradas no laugo de avaliação da pase de remuneração eh tarifária a brr e na revisão tarifária periódica de 2021 e portanto Considerar os ajustes financeiros e econômicos decorrentes do cálculo dos processos tarifários eh de 2021 e 2022 serem aplicados no processo tarifário que

estamos eh orora discutido em 24 de outubro de 2023 a sgm informou que há contrato bilateral de compra e venda de energia elétrica celebrado com a energética sa em 26 de outubro de 2023 a s recepcionou os valores das receitas com ultrapassagem de demanda e excedente De reativos e das outras receitas além da validação dos pagamentos de itens da parcela a e garantias financeiras em 9 de novembro de 2023 a STR testou eh que segundo o cadastro de inadimplentes administrados administrados pela SGA a ce encontra-se adimplente em 10 de novembro de 2023 por meio da

nota técnica 144 a consolidou a proposta de cálculo do reajuste tarifário anual da empresa eh É o relatório bem eh Não temos eh sustentação oral confere sen secretári não temos diretor geral eh todas as sustentações orais já foram feitas dos próximos processos não não possuem esse pedido tá muito obrigado eh solicito manifestação do da procuradoria bom senhores diretores aqui é um processo de R tarifário não houve pedido de parecer mas nós entendemos também num numa questão jurídica a ser dirimida uma Vez que se trata basicamente de aplicação de cláusulas contratuais bem então então nós estamos

aqui tratando do reajuste tarifário anual 2023 da CD e que leva um efeito médio neste processo eh de médio de - 1,41 com a alta tensão eh com uma uma variação tarifária de - 2,04 e na baixa tensão de -1,17 eu Eu solicitei para para um entendimento mais claro daquilo que dos Números que foram utilizados para chegar nesse resultado uma apresentação técnica que será feita pela s no caso pela analista administrativa Ana Paula então Ana Paula você tá com a palavra bom dia bom dia aos diretores Bom dia a todas as pessoas aqui presentes e

também as que acompanham pelo YouTube eh meu nome é Ana Paula eu vou apresentar em nome da STR a proposta de reajuste tarifário anual de 2023 da Companhia Estadual de distribuição de Energia elétrica né também conhecida como ced eh a gente começa aqui com um resuminho da concessão a concessionária possui sede em Porto Alegre atendendo a esse município e mais outros 71 municípios no Rio Grande do Sul eh são ela atende a mais de 1. 900.000 unidades consumidoras sendo mais de 1. 600.000 unidades residenciais eh o mercado apurado aqui no período de referência nesse processo

é de 8310 GW h e teve um crescimento de 4,54 por em relação a 2022 resultando no faturamento anual da empresa na ordem de R 4,71 bilhões deais eh antes de apresentar aqui o resultado tarifário E vou só esclarecer que nesse processo tá sendo realizado um ajuste eh referente ao recurso da concessionária em relação à revisão tarifária periódica de 2021 que foi deliberado na 35ª reunião pública ordinária e acolhido pela Diretoria eh foi então ensejou o recálculo dos processos de 2020 2 em 2022 em virtude da alteração da base de remuneração regulatória eh nesse processo

estão estão sendo feito então dois ajustes né um ajuste financeiro eh decorrente das Diferenças de receitas entre o recálculo e o cálculo original e um ajuste econômico necessário para correção da parcela b a ser percebida Pela concessionária nesse ciclo tarifário eh esse o detalhamento desses cálculos estão na nota técnica 91 de 2023 e foram realizados de acordo com o pret 3.1 nos artigos 49 e 51 passando aqui agora pro eh o resultado temos o efeito médio a ser percebido pelos consumidores que será de - 1,41 esse efeito decorre da variação do da dos itens da

parcela a com quatro 4,97 da variação aqui da parcela B que São os custos incorridos diretamente pela distribuidora com participação de 1,79 os componentes financeiros aqui totais que impactam em menos 81% sendo que os componentes financeiros calculados aqui nesse processo correspondem a - 10,16% a retirada dos financeiros do processo anterior impactaram em 99% eh aqui temos o detalhamento por subgrupo né como podemos notar Eh os consumidores eh os grupos o impacto não é percebido de forma igual por todos os consumidores os consumidores de alta tensão perceberão um efeito de -2,04 por. enquanto os consumidores do

grupo B de baixa tensão perceberam um efeito de -1,17 por. destacamos aqui eh o subgrupo b 1 Residencial que perceberá um efeito em média de -1,30 eh a tarifa B1 será de 643,5 por Mew detalhando aqui as parcelas a IB temos os encargos setoriais com impacto de 1,69 nesse processo destacamos aqui a CD uso com variação negativa né impactou em - 1,27 cargos de serviço do sistema em cargos de energia de reserva com impacto de - 0,13 por. CDE Eletrobras com impacto de 2,28 Lembrando aqui que a cd Eletrobras eh possui valor negativo né Eh

a cota no Entanto a cota de 2023 foi um valor bem eh menor do que o valor de 2022 e essa variação foi foi captada aqui com esse sinal positivo vou aqui no reajuste temos ainda a inclusão da CDE GD CDE escassez hídrica com 0,76 e 0,53 por respectivamente em relação aos custos de transporte tivemos aqui eh um impacto de 3,54 por. eh foram impactadas pela rede básica e rede básica Fronteira né aqui com a Atualização das novas tarifas de Julho que foi impactou aqui 3,39 transporte de Taipu impactou aqui em 0,30% em relação aos

custos com aquisição de compra de energia temos eh as cotas de garantia física com participação aqui de 1,08 os contratos de concessão em ambiente regulado com 0,78 e a redução aqui dos custos com Energia de Taipu em -2,14 impactando aqui eh nesse nesse item - 0,08 por. receitas irrecuperáveis impactou em men 0,18 por. temos o que o os custos eh da parcela B né impactou em 1,79 nesse processo eh sendo que aqui foi teve a correção do IPCA né do da parcela B com 4,82 acumulada no período deduzidos aqui do Fator X Além disso aqui

na na parcela B também tivemos aqui o o ajuste econômico né do Recurso da parcela B que impactou em 0,40 passando aqui aos componentes financeiros calculados aqui nesse processo que eh impactou em menos 10,16% temos aqui o resultado da CVA total em -3,62 a sobre recontratação de energia que impactou aqui em 2,31 por. tivemos aqui também um ressarcimento aos consumidores dos créditos de piscins que foram eh na ordem de 390 milhões impactaram Aqui em 8,28 tivemos também aqui a reversão do empréstimo de escassez hídrica eh impactando aqui nesse processo em menos 1,54 né o valor

total a recomposição a conta de Taipu né que referente a um diferimento de de diferimento negativo no processo de 2021 impactou aqui esse processo em 1,74 por. e o financeiro de recálculo referente ao recurso que a gente informou Eh mais cedo né Essa impactou aqui em 0,74 por esse processo por fim temos a nova composição da tarifa eh os custos de energia representam aqui em 31,3 3% eh os custos de distribuição correspondem a 19,3 os custos de os encargos setoriais aqui com 15,8 por. os custos de transporte com 133,8 receitas irrecuperáveis com 0,6 e tributos

com 19,2 é isso obrigada Esse é o resuminho do processo Obrigada pela disponibil pela oportunidade obrigado Ana Paula eh bom como sempre a Sr fazendo apresentações muito didáticas e muito competentes bastante eficiência eh então cumprimento aqui não só Ana Paula que representou a Sr mas também toda a equipe da s que trabalhou nesse processo mas também a sff a sgm que também apresentaram elementos para para A SD poder fazer os cálculos e chegar a esse resultado eh eu considerando a a forma como foi feita didática e bastante competente pela Ana Paula eu vou passar diretamente

ao dispositivo Diante do exposto do que consta nos autos do processo número 48500 00 6839 2022 61 voto pela emissão de resolução homologatória conforme minuto anexa fim homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CD a vigorar a partir de 22 de9 de 2023 Que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de -1,31 sendo Men 2,04 para os consumidores em alta tensão e -1,17 para os consumidores em baixa tensão fixar as tarifas de uso dos sistemas de distribuição TS e as tarifas de energia elétrica te aplicáveis aos consumidores e usuários da

CD estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão Classificadas como demais instalações de transmissão as dites de uso exclusivo homologar o valor mensal a ser repassado pela câmara de comercialização de energia elétrica ccee a distribuidora para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária fixar a as cotas mensais de R 6.44.4 21,13 para os 12 meses subsequentes que devem ser recolhidos diretamente à empresa brasileira de participações em Energia nuclear e B Nacional NB referente à recomposição dos custos dos recursos da conta de comercialização da energia elétrica de Itaipu nos termos do Decreto 10.665

de 2021 e a a resolução homologatória 2969 de 2011 é o voto em discussão a matéria bem diretor Élvio eu me permita aqui é um processo tarifário eh como de costume nós temos Pelo menos Eu tenho sempre feito algumas considerações relevantes porque eu te peço ser um processo eh tarifário que traz um reajuste negativo como foi trazido menos 1,28 Há questões conjunturais aqui e estruturais que precisam ser destacadas no presente processo tarifário e vamos passar por alguma delas a CDE tá ficando mais barata na Região Sul e Sudeste com relação graças a à lei que

prevê a equalização da CD é até 2030 ela está Ficando mais barata na Região Sul e Sudeste e mais cara nas regiões norte e Nordeste então vejam que esse é um processo tarifário que contrasta com os processos tarifários das regiões norte e Nordeste que T apresentado fortes elevações tarifárias e aqui apenas destacar que a CDE na região Sul tem uma redução de - 1,27 por a redução que está sendo verificada na região sul ela está migrando para a região norte e Nordeste A se refere ao componente de transmissão é diferente da desse movimento da CDE

Graças a a resoluç resoluções da Nel que aplicaram a estabilização da tus e também a tarifa locacional tem elevado a tarifa gradativamente tarifa para os consumidores das regiões Sul e Sudeste que tem tarifas menores e reduzindo a tarifa do norte nordeste Essa é a resolução da Nel que tem trazido redução tarifária para os consumidores da região Norte e Nordeste e tem trazido também uma redução das tarifas de geração para as regiões Sul e Sudeste o que tem o que trará eh a permitirá o desenvolvimento de das potencialidades dessas regiões quis sejam gerações eh de usinas

AB biomassa na região de São Paulo usinas hidroelétricas e pequenas centrais hidrelétricas nas regiões Sul Sudeste e também centro-oeste do País Aqui destaca também destaca a redução do custo de Itaipu em razão da reversão parcial do Fim da amortização da dívida em torno de menos do 2,99% e claro uma questão conjuntural que foi a questão que é a questão dos alívios da reversão dos créditos de PIS e cofins em men 8.28 então que Pese ainda que Pese termos um reajuste tarifário negativo eu acho que todas essas reflexões diretor elv e diretores diretora Agnes é importante

pra gente eh pontuar todos esses esses movimentos tarifários que precisam Como já dito de Ajustes legislativos para que eles possam reduzir essas assimetrias que hoje encontram-se na tarifa de Energia Elétrica do Brasil então é esse São esses os meus comentários e peço aqui se não há nenhum comentário adicional eu queria fazer só um um ajuste eh que a minha equipe sempre atenta aqui eh E já aproveito para elogiar o trabalho feito pela minha equipe especialmente Pelo assessor Vittor França que coordenou pelo lado do gabinete eh a elaboração desse voto eh e fazer aqui uma correção

ele tá me informando aqui que o valor na na eh no item que trata da das cotas de dau o valor que consta no voto eh Originalmente é 6. 844.483 e o valor correto que foi alterado eh na sequência enquanto eu estava lendo aqui o voto ele é de R 6. 8428 70 centavos isso já foi ajustado e a versão nova que está no ccor já consta esse valor só fazer essa correção bem correção já processada pelo diretor elv e sendo assim Eu submeto o voto para julgamento em votação com relator Eu também voto com

relator também acompanho o voto do relator Eu também acompanho o voto do relator e proclamo que a diretoria da Nel decidiu por Unanimidade homologar o índice de reajuste tarifário anual da CE é Equatorial energia a vigorar a partir de 22 de novembro de 23 que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de - 1,41 sendo -2,04 para os consumidores de alta tensão e -1.17 para os consumidores eh conectados em baixa tensão demais itens conforme eh prolatado pelo eminente relator próximo Item item dois processo 48 50000 5466 2023 91 proposta de abertura de consulta

pública conv vistas acolher subsídios e informações adicionais para aparamento da proposta de orçamento anual da conta de desenvolvimento energético a CD 2024 diretor relator Ricardo lavorato instruída pela lei número 10.438 de 26 de abril de 202 2002 a conta desenvolvimento energétic CDE é um fundo setorial em que tem por objetivo Prover recursos para o custeio de diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro e possui como principal fonte de receita as cotas anuais paga pelos agentes que tendem consumidores finais cativos e Livres mediante a repasso de encargo nas tarifas de uso do sistema de distribuição e

transmissão de energia elétrica TV e Tust a partir de 2013 em Face da publicação da Medida Provisória 579 de 11 de setembro de20 2012 convertida em lei número 12783 de 11 de janeiro de 2013 o regime de formação de utilização dos recursos da CD foi alterado consideravelmente em síntese foram ampliados os objetivos passando a assumir antes coberto pelo reversão Geral de de reserva Geral de reversão rgr e a conta de consumo de combustível CCC além de outros e foi autorizada a transferência De recursos do Tesouro Nacional mediante a previsão orçamentária previsão no orçamento Geral da

União u a partir de 2017 a publicação da das leis número 13 299 de 21 de junho de 2016 e 13360 de 17 de novembro de 2016 novas mudanças foram introduzidas a CDE como alteração do gestor financeiro rogação de objet de objetivos e criação de novos subsídio além de definição de um novo critério de rateio do encargo tarifário como estabelecimento de um Período de transição até 2030 para eliminar as diferenças e custos entre regiões regiões e introduzir a diferença entre os níveis de tão de de atendimento a do Consumidor o decreto número 922 de 31

de março de 17 regulamentou A CDE com base nas alterações mais recentes promovidas pelas leis 12783 de 13 12 839 também de 13 13 299 e 13 360 de 16 por meio da Medida Provisória número 99 de de Setembro 2020 posteriormente Convertida na lei 14120 de 1 de Março de foram excluídos e ou alterado diversos dispositivos relacionados às contasis com especial reflexo no orçamento e cotas da dcd das quais se destacam Os Contos a seguir com repercussões a partir do orçamento de 2021 a destinação a CDE de recursos não utilizados em projetos de pesquisa desenvolvida

desenvolvimento eficiência energética lei 9991 alteração da diretriz do cálculo CRR médico utilizada para fins de apuração de reembolso CCC e repasso tarifários dos curos de compra de energia de concessionários beneficiários beneficiárias reclassificação das áreas de concessão para fim de recolhimento de quotas anuais de CDE observando os critérios geográficos de modo e as conares do Acre rondó embora estarem interconectados ao Sim no submercado sudeste centrooeste passem a contribuir de forma similar às demais concessionárias do Norte e Nordeste destinação de recursos da rgr para pagamento de ativos não depreciados classificados como sobras físicas e ativo imobilizados em

curso a c das distribuidores privatizados nos termos da lei 12783 de 2003 passo ao voto retorno ao voto além dessas alterações em 2021 e 2022 foram aprovado outros dispositivos legais que ampliaram destinações e fontes de recursos para a CDE a saber lei 14 1446 de 26 de abril de 2028 21 ampliou os recursos os reparte de recurso da CCC para concessionários que atendem sistemas isolados para F de modicidade tarifária dessas calidades e ou permitiu permitir melhor equilíbrio financeiro para as concessionaris privatizadas nos termos da Lei 712 783 De23 em específico se ampliou o repasso dos

custos decorrentes da sobrecruzamiento R mé na definição do reembolso mensal para as concessionárias da mapá e Pará lei 1478 14 182 de 12 de junho de 2021 consignou o repasso de recursos para CDE decorrente da privatização da Eletrobras com objetivo de compensar as distribuidoras com contrato ambiente contratação regulado ACR que sejam afetados pela desco tização dos Contratos de Eletrobras a resolução s número 15 de 31 de agosto de 2021 definiu os valores a serem destinados à CDE no período de 22 A 47 a lei 14203 de de 10 de setembro de 2021 que alterou a

orientação para a inscrição dos benefícios da tarifa social de energia elétrica passando a prever a inscrição automática de unidad consumidores a lei 14299 de 5 de Janeiro de 2022 instituiu a subvenção Econômica paga com recursos Da CDE às concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica de pequeno porte a lei 14300 de 6 de janeiro de 2022 que criou o Marco legal da micro e minigeração distribuída o sistema de compensação de energia elétrica e o programa de de energia renovável social entre outras providências com repercussões da de novas despesas a serem cobertas pela CDE

a partir de 2023 a resolução normativa 9953 de 30 de novembro de 2021 Posteriormente consolidada na resolução 1000 de 2021 regulamentou a lei 14203 de 2021 tornando obrigatória a inscrição automática benefício da tarifa social de energia elétrica a partir de 2022 a resolução homologatória 3175 de 7 de março de 2023 aprovou orçamento da CDE com gastos totais previstos de 34 bilhões 985 milhões deais quotas de uso cotas uso de 28,87 bilhões e cota CD GD de 1,5 52 bilhões as cotas CD GD foram definidas para arrecadação concatenada dos processos tarifários 2023 na 30ª nona sessão

ordinária de sorteio de distribuição dos processos realizado dia 9 de outubro de 23 O processo foi a mim distribuído de maneira antecipada dada a necessidade deação de cotas anuais ainda no exercício de 2023 através da carta CT ccee 13904 2023 na data de 11 de outubro de 2023 a câmara de comercialização de Energia elétrica encaminhou a proposta de orçamento da CDE 2024 considerando informações fornecidas pela anel o ministério de Minas e energia o operador Nacional do sistema a Eletrobras e empresa de pesquisa e a empresa de pesquisa energética e ap em 11 de outubro de

2023 a CC reuniu com anel para apresentação da proposta de orçamento através da nota técnica número 140 de 2023 a sgm Sff datada de 8 de novembro de 2023 analisar a proposta da CCE indicaram alterações recomendaram a abertura de consulta públ para discutir o orçamento sugerido e aprovação de cotas mensais provenientes CDE uso é o relatório procurador Eduardo procuradoria opina pela abertura de consulta pública nos termos do Artigo 9 da Lei 13848 Eh D para melhor discriminação e trazer melhor didática no nesse processo solicitei a área da SRT que faça a uma apresentação para trazer

mais esclarecimento vai ser feito pelo André Fire acertei Fire ou feio correto Dr ti isso mesmo fa Obrigado senhores diretores eh dando sequência aqui eu já tô vendo o primeira falha aqui 2024 hoje eu já tô no ano 2024 por conta da CDE né mas estamos em 14 de novembro de 23 bom eu vou falar Rapidamente aqui do orçamento da proposta de orçamento e da do de cotas Aí eh a ser submetida à consulta pública Eh vamos [Música] lá o Dr ti na no relatório Inicial já já fez a abordagem do do das principais da

principal legislação que envolve ACD é né lei 10438 e as alterações mais recentes aí com reflexo Principalmente nos anos de 2021 22 nesse último para 2024 a gente não tem nenhuma alteração Específica de legislação que afeta mas em destaque em vermelho no slide os principais pontos aí que ainda tem alguma repercussão eh a gente vai ver nos próximos slides no caso eh a questão dos descontos fondes incentivadas no em específico a definição de um prazo eh para para obtenção desses descontos por conta dos geradores que resultou aí num numa ampliação desse desse Parque aí com

direito a desconto eh os aportes da relacionados a privatização da Eletrobras que não não guardam uma relação eh uniforme o impacto principal o ano passado de uma queda de 5 bilhões para algo em torno de 500 milhões né esse ano a gente vai ver que isso muda um pouquinho eh os efeitos do cadastro automático de tarifa social ampliação do número de famílias beneficiadas e também da Lei eh 14 300 subsídio da GD que impacta h o os valores aí submetidos à consulta pública eh de forma esquemática aqui o que que envolve o orçamento anual Lembrando

o orçamento anual ele é proposto pela CCE que faz com todo Rigor e de certa forma eles são muito conservadores na proposta e a ideia ele submete a anel para homologação e dentro dos procedimentos a gente submete à consulta pública eh nesse ano a gente fez uma avaliação eh Inicial com algumas alterações como veremos à frente eh mas vamos lá de um lado a gente tem no orçamento uma previsão de despesa de outro receitas eh nas Despesas a gente possui então principalmente universalização programa Luz luz para todos mais luz Amazônia conta de consumo de combustíveis

Car eh subsídios pro carvão mineral Nacional subsídios relacionados aos descontos tarifários seja na tarifa de transmissão ou de distribuição que envolve tarifa social irrigação água água água esgoto e saneamento e Rural que já foram reduzidos no caso encerrados né nesse ano a gente só tem uns reflexos de Ajustes por conta de cobertura em processos tarifários eh Fontes incentivadas Seja na geração ou na carga as subvenções para cooperativas por conta de baixa densidade de carga e e os os as venções para as pequenas distribuidoras no caso de descolamento entre tarifa e dessas pequenas distribuidoras em relação

a a distribuidora principal em sua área eh e também os custos relacionados a a caft da CCE né as cobertura dos custos Administrativos da da CCE pra gestão aí da da CD e ainda no lado de despesas a gente possui as os despesas acionadas ao repasse dos recursos recebidos eh por conta do aporte Eletrobras então é um recurso que é distribuído pras pras pras distribuidoras de energia Como dito na eh na fala do Dr ti é relacionado então uma compensação por conta da desti eh dos contratos de garantia física associada ao grupo Eletrobras e por

último também a gente Tem os subsídios destinados à geração distribuída no caso aqui são aquelas instalações novas a partir de Janeiro de 2023 [Música] eh do outro lado para fazer frente essas despesas a gente tem uma série de receitas eh as principais conhecidas as todas as receitas associadas a ubp São destinadas a CDE as multas da Anel recursos eventuais de sobra n eh encaixa da rgr os recursos iados a a pesquisa e Desenvolvimento e eficiência energética que não são utilizados pelas empresas então eles podem eles são repassados a CDR no caso de não utilização eventuais

aportes de tesouro eh não é o caso nos anos mais recentes [Música] eh mais abaixo a gente tem então ainda as cotas de CD GD o Claro recurso que entra do aporte Eletrobras e toda a diferença então de necessidade entre essas despesas E essas receitas que eu Já citei e o que falta é composto por cotas da CDE uso né então que isso acaba repercutindo nas tarifas dos consumidores né Eh lembrando então que as cotas CD uso elas repercute num componente tarifário encargo da CDE que seja na tusd ou na Tust eh o recurso recebido

pelas distribuidoras da CD Eletrobras também repercute no encargo os processos tarifários é um encargo negativo encargo Da CD Eletrobras TR na tarifa de energia e o e as cotas da CDD repercutem no encargo nos processos tarifários do encargo da CDD também na te especificamente então aqui dos consumidores cativos entrando no na nos valores propriamente apresentados aí pela eh a proposta da CCE quadrinho à direita era de 37,5 5 bilhões eh de análise principalmente da sgm foram feitas algumas alterações sgm e da sff eh uma Redução Na necessidade de recursos para subrogação de menos 33 milhões

processo judiciais eh foi excluído uma uma um provisionamento da CCE associado ao processo da eh o processo judicial da Raisa é algo é algo semelhante já foi feito nos anos anteriores já tem decisão da Anel eh em em processos específicos Que destinaram recursos a à raesa então eh a sff não identifica isso como um risco de de de haver essa necessidade de recurso durante o o próximo ciclo então Foi excluído 455 milhões e também eh foi incorporado eh um aumento aqui na questão da de custo da C eh por conta de um cenário de alteração

do gerador responsável responsável pelo controle de frequência no estado de Roraima passando um cenário em que seria esse controle feito pela o tte Cristo isso implica em 132 milhões de custo adicionais na proposta da CCE esse custo estava sendo proposto como reserva técnica no caso a CCE considerava isso como uma redução Das necessidade de receita então cer forma foi incorporada essa proposta da da CCE de alterar de incorporar recursos para eventual alteração desse controle de frequência eh vou passar aqui em alguns pontos principais de variações do orçamento primeiro o total da CDE lá no final

a gente tá vendo um aumento da de cerca de 2,2 bilhões na eh nas despesas totais na movimentação de recurso Total dentro da CD pro ano de 2024 é 6,2 maior do que do ano anterior do orçamento anterior eh aqui eh a gente precisa eh sempre retirar duas componentes que elas têm eh fonte de recurso específica no caso a CDE eh te que são é associado a CD GD Então os recursos da das CDD são são destinados exclusivamente para o pagamento dessa Despesa tá tá do ponto de vista de orçamento de 2024 a gente tem

um aumento de quase 1 bilhão deais Mas por que isso por conta da regra de concatenação no ano passado a gente considerou 702 milhões no oramento ou seja pro ano Civil de 2023 de despesa Lembrando que então por conta da concatenação o pagamento pela CD começou nos processos tarifários de cada distribuidora então boa parte do ano de 2023 essa despesa foi zero eh se a gente Olha do ponto de vista de cotas anuais que foram que deu base a esse número aqui eh a despesa para um ano quando a gente olhava no ano passado era

de 1,5 bilhões da CDD eh e nesse ano a gente revisitou essa previsão da CDD Ela vai para um custo anual da ordem de um 8 B mas levando em consideração a regra de concatenação no ponto de vista das despesas durante o ano 24 ele passa para 1,60 1 V Praticamente 1,7 bilhões e e do outro lado a gente tem ainda a CD Eletrobras e que também tem uma fonte recursos específica são os aportes da da Eletrobras e é esperado que lá no mês de maio a gente tenha um repasse da ordem de 1.3 B

paraas distribuidoras né é um valor de em torno de 680 milhões a mais do que o observado no ano passado ano passado a gente como eu falei no início a gente teve uma queda de 5 bilhões para quase para 600 milhões Eh eh enfim levando agora para pro lado das despesas remanescentes que são tipicamente as despesas associadas a serem cobert com recursos eh da da CD uso eh a gente tem um destaque aqui na universalização programa Luz Para Todos um aumento significativo de 879 milhões Esse número é é um número direto do aprovado pelo Ministério

de Minas e energia eh em eles fazem consulta Pública e tudo e aprova em portaria então é uma meta usada aí de investimentos no luz para todos mas é o número eh aprovado pelo Ministério a tarifa social tambémm ainda a gente tem um incremento no número de famílias atendidas é um aumento da ordem de 584 milhões tem algum reflexo de tarifa também e embutido nisso mas a gente ainda vê um ciclo de aumento dos beneficiários Eh carvão mineral não tem destaque Continua as mesmas mesmas usinas beneficiadas e níveis de de preço de combustível eh mes

no patamar o impacto não é significativo accc dos sistemas isolados a gente tem uma queda Vou passar num slide específico descontos tarifar de distribuição também eu vou eh enfim eh o principal ponto aqui eh são as fontes incentivadas também vou passar num slide específico descontos tarifários na transmissão essencialmente São descontos de geradores eh de fonte incentivada e e não houve eh dentro do do ciclo de definição das tarifas de de transmissão não houve uma mudança na base de de beneficiário significativa o megaw médio sujeito a desconto se permaneceu num nível semelhante ao adotado no ano

passado eh Teve alguma repercussão de de aumento de tarifa de uso então o desconto aplicado aumentou um pouquinho eh subvenção de cooperativas e Pequenas concessionárias o aumento de 111 milhões decorre princip ente eh da revisão de valores de subvenção eh Lembrando que nos quando uma a gente teve um ciclo de revisões tarifárias com várias empresas Eh que que são referência para cooperativas eh no no ano de 23 e e quando se revê a por exemplo a RGE a Celesc eh também se revê a subvenção das cooperativas que estão no eh no âmbito de de de

seus estados ou ou São supridas por elas né Eh e teve uma revisão de valores eh significativa em alguns casos o caft proposto pela CCE a eh manteve-se no mesmo patamar Então se a gente olhar as despesas totais associadas a CD uso el lá retirando então a eh CD GD e a CD Eletrobras a gente tem uma variação em torno de 524 milhões é um aumento em orçamento da CD uso de 1.6% de certa forma estável né Eh a gente vê que o número continua Eh é expressivo né total da CDE em torno de 37

bilhões Esse é um número expressivo mas a gente vai ver que do ponto de vista de variação e Impacto tarifário nesse ano esses efeitos não são tão significativos assim né E vamos Seguindo aqui passar na CCC só destacar na CCC que eh a cada ano a gente tem um avanço né de de redução de algun de sistemas isolados né ampliação de atendimento pelo sim Eh isso isso repercute numa menor necessidade de de geração em Sistemas isolados e e acaba deslocando em muitos casos também a necessidade de óleo diesel né que é um óleo caro eh

e do ponto de vista do custo total de geração a gente eh acaba tendo alguma queda nesse ano mas os principais fatores que contribuem aqui paraa redução da da CCC neste ano eh antes disso a gente tem mais uma variação que é importante eh destacar a Gente tem um eh um aumento eh da contribuição eh no caso é um aplicação do fator de corte eh principalmente no caso da Amazonas a Amazonas tinha uma uma proteção eh de não ter corte eh de repasse da iccc eh por conta de da de uma MP e de um

termo de compromisso assinado eh para fins da privatização e E que esse esse termo de compromisso se encerra Agora em março a partir de Abril então não teria mais essa proteção de não ser não ter glosa No repasse de recursos para Amazonas eh e isso implica num num corte aí num fator de corte um resultado adicional de 540 eh milhões em benefício da da CCC de outro lado eh a gente tem no desconto da ACR médio a gente a publicou a CR média para 24 teve uma redução de em torno de R 350 para R

300 isso implica então que a CCC eh terá que reembolsar eh um pouco mais de recursos né então o efeito fator de corte com desconto da CR médio acaba Eh de certa forma eh se compensando eh Mas além disso tem outros efeitos eh acessórios na CCC no caso a subrogação tem despesas menores previstas para 2024 que 2023 eh as os custos com sobrecruzamiento que a gente fala da sobre contratação da Amazonas eh a previsão é um é um pouco inferior ao ao de 2023 eh reflexo principalmente dos montantes envolvidos eh não tanto pela conjuntura de

de pld Que são os principais elementos que afetam aqui e claro eh outro elemento é a tarifa média da da Amazonas eh resultado de fiscalização tem uma despesa menor com com a ser repassada para grupo Eletrobras eh em relação ao ano 2023 e e isso que se justifica então paraa queda de das despesas com CCC do ponto de vista dos subsídios tarifários na distribuição todo ano a gente tem apresentado esse gráfico que mostra a Evolução eh da dos descontos tarifários o destaque eh como eu disse no início Fica por conta da do do desconto fonte

incentivada em específico aqui na na na nas tarifas de distribuição a gente trata de carga fonte incentivada e não de geração e um aumento de 1.6 bi nesse ano e de outro lado a gente vê os efeitos eh do encerramento aí dos descontos da classe Rural e água esgoto e saneamento só com Valores residuais inclusive previsto de devolução por parte de distribuidores eh então daqui fica a mensagem do do aumento aí que já vem se propagando por alguns anos eh na carga fonte incentivada os descontos carga fonte incentivada uma visão aqui só para de destinação

dos recursos eh da CDE da do que tá previsto no orçamento esse ano eh Então os descontos fond incentivados já superam todas as outras destinações Inclusive a CCC superando 31% aqui a gente fala de carga e e geração fonte incentivada se a gente incluir ainda junto a os descontos destinados à geração distribuídas a gente tá com quase 50% de descontos para fontes de energia eh renovável né e fonte incentivada então é um recurso significativo Claro objetivo da eh inicial da CDE de incentivar essas eh essas fontes de energia Bom do lado das receitas então Lembrando

que a gente precisa fechar a a gente tem as despesas totais de 37 bilhões e isso precisa ser eh compatibilizado com as receitas eh retirando outras fontes de receita né olhando as outras fontes de receita em principal a gente tem saldo de conta se der uso ano passado a gente teve um saldo em caixa significativo de 2.2 bi Claro de outro lado a gente tinha nas receitas resto restos a pagar também da Ordem de 1 bilhão mas essa esse movimentação aqui acaba sinalizando uma menor disponibilidade de recurso isso afeta diretamente as cotas Daia uso né

a gente tem uma pequena redução na no nos recursos de pid é o pid corrente que não é utilizado pelas distribuidoras e pel Agentes do setor elétrico e no ano passado a gente teve um reflexo de fiscalização por isso que o o número teve uma variação eh acima aí dos 600 Milhões eh ainda fiscalização associada ao passivo do pd o valor inicial lá que foi considerado em 2021 né que passou de R 2 bilhões deais eh do ponto de vista da ubp também tem um incremento relevante quase 360 milhões eh multas da Anel uma variação

de 66 milhões então Eh olhando essas despesas totais retirando essas receitas outras fontes de receitas que tem a CDE a gente Resulta aí numa cota CD uso de 30.8 bilhões é um aumento de 2 Bilhões em relação à cota eh da CD uso pro ano de 2023 n bom então com essa cota eh essas cotas no caso aqui a gente tem as duas cotas a cdus e a CD GD identificadas eh do ano corrente eh E no caso receitas previstas para esse ano a cota da CD GD na verdade ela é maior porque por conta

de concatenação é 1.8 8 Bilhões eh e a gente precisa fazer o rateio disso e como diretor Sandoval já citou no processo anterior a gente tem um um uma trajetória de eh para uniformizar né a a contribuição dos dos consumidores até 2030 eh isso começou lá em 2017 eh e estamos num patamar em que o norte nordeste o o sul Sudeste centroeste contribui uma 1,9 vezes eh mais do que o norte nordeste Eh E também temos trajetórias associadas ao nível de tensão né O que é Originalmente era eh não havia distinção eh tem uma sinalização

legal de chegar em 2030 com uma contribuição do alta atensão em relação ao baixa tensão né de pagar apenas 33% do valor que paga o baixa tensão e o média atenção em relação ao baixa tensão pagar 67% ou 2/3 do valor do do BT eh utilizando essas tarifas de referência o mercado eh do do período de setembro de 2022 a agosto de 2023 a gente constrói o rateio eh das cotas eh sendo que para se der uso a gente usa o mercado total de tzd né Ou seja é é e é fio né fio e

energia enquanto o CDE GD e o ratei é feito pelo mercado te o mercado C né mostrando então Eh finalizando a parte da CDE eh o que ess desse rateio os quadros à esquerda a gente tem o primeiro é o da CD Uso a gente percebe de forma Evidente ali o aumento percentual né da da da contribuição unitária do norte nordeste chegando a 21% de aumento na contribuição do baixa tensão eh n enquanto que no sul-sudeste aumenta de 8.6% no no baixo tensão eh mas também não dá para deixar de se observar que o o

aumento eh em valor unitário né Eh é de 8,47 por mwh no BT norte-nordeste R 7,33 por mwh no sul sudest centroeste eh que não é uma um valor tão distante um do outro e enfim no nível de tensão é no no quadro abaixo é CD agd lembrando é a cota da CD agd de 1.85 bilhões feito o rateio pelo mercado cativo a gente tem essas variações que também repercutem essa essa redução da diferença Regional e e o imposição do das Diferenças por nível de tensão né Eh se um número de destaque aqui é importante

ver também Que talvez o um Marco aí eh se a gente pegar a o custo unitário da CD uso no SUS Dash Centro Oeste eh da CD uso mais a CD GD já superam então R 100 por MW eh de custos Associados a CDE né lembrando CDE normalmente ela não impõe eh ela não agrega custos ao ao ao sistema ao Brasil mas sim ela redistribui esses custos né em relação a uma uma ideia inicial de rateio né então você acaba deslocando cursos de alguns Agentes para outros agentes em resumo Então a gente tem um orçamento

anal de 37 P 1 bilhões para 2024 e cotas anuais você uso de 30,8 bilhões para 2024 6,7 bilhões em relação ao ano de 23 cotas anuais CD agd de 1.8 bilhões um aumento de em de 22% em relação ao ano de 2023 e do ponto de vista de impacto Tarifário a gente vai pode perceber que os aumentos eh o impacto no baixo tensão não são tão significativos embora os números né envolvidos na CD são de grande monta né superando 37 bilhões de orçamento eh o impacto nas tarifas a gente vê no quadrinho à direita

abaixo da Cid uso em torno de 1.1% no norte nordeste 1.03 no su sudeste centroeste na CD GD variando aí de 0,16% norte nordeste 0,22 no sul Sudeste centroeste e um efeito agregado dessas duas componentes na em torno de 1.25 é muito próximo 126 pro norte Nordeste 1.25 Sul Sudeste centroeste eh e destacar que enquanto a CD Eletrobras no e a gente viu no processo da C da CE distribuidora agora a pouco que o efeito de 20 da variação de cota de 22 para 23 foi de 2.2% positivo esse ano por conta da de ter

dobrado a contribuição da CD Eletrobras previsão aí para 2024 esse efeito é de -03 aí esperado da Cid Eletrobras nos processos de 24 eh fazer um última um último detalhe aqui é quanto ao orçamento da rgr é a proposta apresentada também é apresentada junto com com o orçamento da CDE eh a a CCE identifica uma variação significativa na nas despesas né de em torno de 437 milhões de incremento isso se se principalmente eh a indenização foi aprovada para grupo pra Cesp a usina Três Irmãos o G tr irmãos no caso tá citado ali a portaria

727 2023 que é em torno de 1,7 bilhões valores de 2012 seriam pagos em 84 parcelas a partir de outubro de 23 eh o início desse pagamento já fez com que não houvesse saldo previsto ao final de 2023 e tá também tá indicando um déficit a CC indicava um déficit ao final de 2024 de men 225 milhões em revisão da sff quanto aos números de utilizados pela CCE quanto à previsão de Arrecadação de cotas rgr eh esse sff indica que esse número pode chegar a um déficit então de menos 257 milhões no quadro seguinte eh

se demonstra que esse efeito esse quadro É o da CCE é que esse efeito de insuficiência de recursos já se percebe já a partir de Janeiro então é uma situação crítica para para rgr eh no caso em específico ela possui eh um comando em decreto de que na insuficiência de recursos Eh os beneficiários da da rgr ela a CC deve fazer a glosa equivalente para cada um né né é uniforme eh no entanto no no na portaria específica aí da o He Três Irmãos eh tem um dispositivo também que na insuficiência de recursos ela ficaria

deveria se habilitar a receber em em outra competência quando disponíveis os valores então fica uma discussão de do que poderia prevalecer Mas o mais importante que esse Assunto precisa ficar evidente que que há identificação dess insuficiência de recursos em especial pro Ministério então levar essa posição esse esse mapeamento aqui da insuficiência de recursos e reportar pro Ministério que é o gestor acaba sendo gestor da RGE né Eh por fim aqui pontos de atenção para fechamento eh da CP Eh claro a gente vai vai a gente tá indicando uma uma CP que se encerra em 2024

né E então a gente vai ter conhecimento já do saldo efetivo Das contas e eventual a indicação de restos a pagar eh já iniciamos um trabalho eh já solicitado tanto pelo diretor ti como já também ventilado aí pela diretora Agnes eh quanto a um melhor detalhamento de dos descontos fonte incentivada seja identificação para onde tá indo esse Quais as fontes que estão sendo beneficiadas e também avaliar um potencial de impactos futuros né Quanto quanto ainda pode ser contratado pela Carga e quanto isso representaria aí paraos próximos anos e e claro Esse trabalho é feito será

feito junto com a CCE que que é quem e implementa e faz os cálculos eh nas suas regras de comercialização da quanto a à prática desses descontos então o detalhamento vai contar sem sem dúvida com a com auxílio da da CCE e e claro não é um item que afeta diretamente o orçamento e específico de 24 mas ele dá uma visibilidade né Eh desse ponto tão Sensível aqui paraa CDE eh preço de combustíveis a gente sempre tem que fazer o acompanhamento né nos últimos anos tivemos oscilações de guerra covid enfim e e é um ponto

sensível eh para previsão de despesas da CCC eh E quanto a CCC ainda tem um detalhe que que precisa ser monitorado que é a questão da interligação com a Venezuela eventual substitu eh substituição ou entrada lá da eh do atendimento ao estado de Roraima Novamente eh no nos cenários adotados não foi considerado eh nenhum Impacto disso ainda eh sempre a gente coloca que os resultados de fiscalização em curso serão incorporados assim que no caso se houver deliberação de alguma fiscalização eh sempre a sff tem conduzido várias e a gente ainda tem drg pid eh em

em curso ISS eh rgr como eu citei é necessário fazer tratativas com mme eventual solução desse déficit né o Encaminhamento que vai ser feito e também a gente tem que ficar atento a alterações legislativas a CDE já tem sido ventilado muito nesse nesse ano todo toda semana a gente vê notícias eh de diversos agentes aí eh quanto a potenciais alterações legislativas né e em enfim eh e por a proposta de encaminhamento então é uma consulta pública pelo período de 60 dias então seria até o dia 15 de Janeiro pelo menos com orçamento Definitivo com expectativa

de deliberação em fevereiro de 24 eh para isso a gente precisa definir eh cotas Provisórias até que seriam válidas até o encerramento da CP de de forma a garantir o fluxo financeiro da conta CDE e cumprimento das suas obrigações essas cotas A exemplo que a gente já fez nos anos 21 22 23 elas eh são apenas para paraas concessionárias de distribuição dado que a necessidade para Os demais agentes eh se verifica a partir de março então é possível a gente fazer essa deliberação nesse sentido e claro uma vez conhecidas o o conhecido o orçamento final

as cotas eh remanescentes são definidas eh a batendo aquilo que já foi recolhido pelas distribuidoras bom Era essas minhas considerações agradeço obrigado obrigado Fael eh fo Fael Desculpa mais uma vez e assim aqui só queria fazer algumas algumas ponderações eh e passar direto pro dispositivo mas eu queria destacar aqui é primeiramente que nós o orçamento da CD é sempre crescente com valores bastante significativos na tarifa do dos consumidores estão falando de 3 37 bilhões deais em algumas em algumas áreas de concessões como destacou Rael eh eh passando de r$ 1 o meora valor maiora que

inclusive que o que o Próprio preço da energia destaque também para pro CDE da parte da geração distribuída que pula de 1,2 para 5 Bi eu acho que aqu ele tinha uma Projeção de tarifa pequena no ano anterior e assim mas dizer que trata-se ainda de consult de de abertura de consulta pública acho que nesse prazo da consulta pública vai ser uma oportunidade para gente discutir bastante eh O que pode ser feito eh o que que qual a discricionaridade Que a gente tem na aplicação dessas potas eu acho que não vejo muito conforme tá na

no relatório do meu voto eh é extremamente regulado a aplicação da CDE e a divisão dos valores que que fiz questão de trazer cada Norma cada lei que que que tem previsão da CDE então assim mas eu acho que uma oportunidade mais uma oportunidade do setor e da sociedade discutir a aplicação desse recurso de subsídio no no no na nossa na nossa legislação dito Isso diretor soval peço ven para ir direto dispositivo disposto que o processo 48500 00546 de 2023 voto por consulta pública intercâmbio documental para fims de colher subsídios e informações adicionais sobre a

proposta de orçamento da CDE de 2024 e das cotas anuar a ser pagas pelos agentes de Distribuição e transmissão de energia elétrica que atendam consumidores finais o período de Contribuição será de 61 dias a ser iniciado de aqui eu vou pedir para poder fazer uma uma um adento porque 15 de novembro é feriado 16 de novembro de no dado 60 dias 16 de novembro de 2023 a 15 de janeiro de 2024 segunda-feira eh Outro ponto que eu só destacando aqui antes de acabar de dispositivo a gente já tá homologando a primeira cota de de C

porque não vai dar tempo de fazer é obrigado a homologar a as cotas pro ano que vem homologar conforme minuto Resolução anexa as cotas mensais Provisórias CDE uso com valor identificado no anexo 1 da nota técnica 140 2023 da SRT STR SG sff a ser recolhido a partir de Janeiro de 24 pelas concessionárias de distribuição até o dia 10 de do mês de competência é o voto em discussão a matéria bem se trata de trata-se de uma abertura de consulta pública de um tema extremamente importante eh sinalizado e e todos os diretores ao longo de

todo o Ano tem sinalizado a preocupação com a elevação dos gastos da CDE e das poucas receitas dessa mesma conta Então como não tem mágica o custo continua aumentando e as receitas não aumentam significa que o consumidor Continuará pagando mais e mais e mais desta cota também não é desnecessário falar que ela já está alta e há diversas proposições legislativas para ela continuar aumentando então a gente espera que ao longo da discussão da consulta pública Eh questões estruturais para a redução da tarifa sejam tratadas sejam discutidas como sempre né Ricardo Nós estamos à disposição do

parlamento brasileiro do Poder concedente do ministério de Minas e energia Ministério da Fazenda e todas as instâncias de governo para tratarmos desse tema que é de fato um tema de interesse Nacional então é esse o comentário que eu faço diretor Ricardo is fazer aqui um na verdade um elogio eu acho que isso aqui Deveria ser assim a uma presença constante aqui da legislação como foi colocado pelo diretor Ricardo acho que isso é muito importante aqui a gente tem aqui tão citadas várias leis né e c são fo citadas cinco leis aqui com seus impactos né

na E aí tem os números S alarmantes números são alares in com subsídios aqui que absolutamente necessários hoje e ferem e ferem Inclusive a a a racionalidade Econômica subsídios para que tem mais Condições de pagar íos eles S na sua essência desenvolver novas tecnologias que estão maduras eh tornam o Brasil hoje uma grande referência eh na na produção de energias renováveis ou seja não há necessidade de mais subsídios subsídios que têm sido deslocados para tecnologias que já são consideradas obsoletas também há também eh incentivos nesse sentido e também eh incentivos para eh camadas da população

que T mais Condições de pagar e aí no final se todo mundo é subsidiado tem uma camada mais pobre que recebe subsídio do governo a tarifa social de baixa renda que ela é limitada e em função dos elevados aumentos tarifários tem trazido cada vez mais efetividade e dessa política pública então há necessidade sim de uma discussão sobre esse tema de subsídios na tarifa de energia elétrica S eu acho que essa ideia só terminando aqui eu vou fazer um um Um desafio não só um desafio mas eu acho que levantar um tema que eu acho que

pode ter patrocinado pela agência acho que a Dr Agnes que é muito muito ligada ao tema do esg que hoje todas as empresas se que que que que tem no mundo eles têm uma preocupação muito grande com esg e o s do SG quando se fala em responsabilidade social e eu vejo empresas de grande grande porte No Brasil se preocupando com a SG e e nesse ponto se tratando de energia Me preocupa Porque a partir do momento que que ela olha pro setor de renovável de energia renovável preocupada com com o ambiental com com com

Ecológico como é da coisa mas se ela deixa um custo desse dessa energia ambientalmente correta não tem discussão mas se ela deixa um custo dessa energia para um consumidor menos eh eh de menos capacidade financeira pagar até que ponto esg dessas empresas estão estão eh eh está sendo aplicado é uma discussão Que precisa ser levantada pela anel Eu não só pela anel Acho que pelo pelo pelo todo será que é efetivo tá sendo efetiva esse esse G é que não não indo contra como uma energia renovável acho que é necessário a gente precisa fazer transição

energético o Brasil é um país muito muito rico nesse ambiente mas o o o o não pode esquecer do s é eu acho eu acho que o social o o o a a preocupar com a com a sustentabilidade com a sociedade em tudo em si é importante ter Energia renovável mas que paga o custo o custo correto dessa energia deixar essa parte dessa desse curso pro menos menos suficiente o o o menor capacidade pagar eu acho que arranha SS SG on discussão A gente pode levantar e eu acho que eu vou levantar isso no durante

consulta pública não sei se a gente faz um workshop eu acho convidando D á para participar comigo que foi relatório acho que tá sempre preocupado com esse tema eu super preocupado assim eu acho muito Eu acho muito legal assim esse olhar que você tem de fazer esse link com a questão do SG porque quando a gente vê o nosso setor no nosso setor são empresas tem pequenas mas temos muitas empresas grandes listadas com investidores institucionais e boa parte delas t esse compromisso de relatório de sustentabilidade e aí quando a gente O problema não é o

incentivo né O problema é a locação do custo do excetivo E se ele tá servindo para aumentar a Desigualdade Então eu acho que a gente tem que sim fazer esse debate acho que de uma forma bem transparente e A Gente Tem trabalhado acho que muito eh na agência para ter as informações para mostrar onde o custo tá indo e quem tá se beneficiando então isso é uma uma questão que a gente tem tratado muito né com STR eh da gente conseguir discriminar Quem são os beneficiários de todos esses incentivos para pra sociedade saber porque assim

eu acho que Incentivos eh pode sempre haver eu acho que é é uma discussão super legítima só que a gente tem que saber quem ganha e quem perde e isso é nosso dever mostrar quem ganha e quem perde E aí a sociedade faz as escolhas que achar que deve E aí da nossa parte eu acho que a gente eh talvez eu acho que de uma forma mais estruturada né a gente tem discutido muito isso como que a gente pode eh usar eh eh a regulação como incentivo até para a melhor o melhor reporte dessas Ações

que esses agentes fazem na área do e que tá mais Evidente com mas na área do S também com esses impactos para os consumidores do setor elétrico eu concordo com o que coloca o histórico do Brasil com incentivos não é bom porque a gente incentiva com a perspectiva de ter o amadureci ento de uma determinada ponte ou uma determinada tecnologia tira depois para ver o que acontece não tira não consegue tirar é o caso do GD GD a gente P até a correção Anunciada né no caso da GD nós não conseguimos ir adiante com uma

correção anunciada 4 anos antes mas enfim eu acho que incentivar a lógica é sempre importante e tem alguns subsídios que são muito bons mas que não deveriam estar no setor elétrico deveria ser política pública por exemplo tarifa social tarifa social deveria est no orçamento público e não na na na no orçamento ACD Mas enfim eh também é uma discussão complexa né porque o o Consumidor também é o contribuinte né então fica essa essa coisa acho legal escolhas do Regulador do do legislador Então acho que Mas o que eu acho interessante gente é que a gente

sempre acha que a solução vai vir do lado do estado seja da regulação seja do legislador o que eu acho que o A tá chamando atenção é que pelo lado eh do mercado pelo lado da demanda eles fazem escolhas então que eles façam escolhas com coerentes com o discurso e Se então a gente tem que ajudar a mostrar isso então assim isso aqui esse tipo de incentivo que beneficie essa fonte dessa empresa tá gerando algum tipo de desigualdade se tá a gente tem que ser capaz de mostrar E aí eu acho que é pelo lado

do mercado a gente não precisa prente talvez mudar a regra eu acho que é muito a história do no fundo se a pessoa tem um compromisso com com e e com s as escolhas que ela faz dentro dos negócios dela tem que ser Aderentes com isso e a gente tem que ter as informações para mostrar o quão longe da realidade pode estar esse tipo de escolha bons ins vamos aguardar aí a consulta pública submeto o voto do diretor Ricardo para votação Eu voto com relat Eu também voto com rel também também acompanha a proposta de

voto do eminente relator e que aor da deu instaurar por unanimidade decidiu instaurar a consulta pública por intercâmbio documental com período de Contribuições de 60 dias compreendido entre 15 de 16 de novembro quinta-feira e 15 de janeiro de 2024 a fim de colher subsídios e informações adicionais sobre a proposta de orçamento da conta de desenvolvimento energético CDE de 2024 e das cotas anuais a serem pagas pelos agentes de Distribuição e transmissão de energia elétrica que atendem consumidores finais e por fim homologar as cotas mensais Provisórias da CDE uso com valor identificado no anexo 1 da

Nota técnica conjunta 140 de 2023 da STR sgm e sff a serem recolhidas a partir de Janeiro de 24 pelas concessionárias de distribuição até o dia 10 do mês de competência agradeço a ao especialista André fa pela sustentação oral e pela apresentação eh feita de forma oral eh e senhores diretores vamos convencionar aqui retornarmos às 14 horas do horário do almoço eh fica bem tudo bem mas 14:15 14:15 14:15 salica 14:15 então retornaremos às 14:15 desejo o um bom almoço a todos e a todas n