35ª Reunião Pública Ordinária ANEEL – 24/09/2024

Senhoras e senhores muito bom dia cumprimento os servidores e colaboradores da Agência Nacional de Energia Elétrica aqui presentes e também a todos aqueles que nos acompanham pela internet sejam todos muito bem-vindos a esta reunião pública ordinária da Diretoria da Nel cumprimento os diretores Ricardo Fernando e a diretora Agnes Saúdo o nosso Procurador Geral Dr Raul Pereira Lisboa e também o nosso Secretário geral Dana senhoras e senhores temos o quórum de quatro diretores portanto hábitos a deliberar declaro aberta a sessão da 35ª reunião pública ordinária da Diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica temos alguns comunicados

importantes a serem feitos Informo que na sexta-feira dia 27 de setembro será realizado o leilão de transmissão 2 de 2024 na sede da B3 em São Paulo nessa oportunidade serão licitadas a construção e a Manutenção de 783 km de novas linhas de transmissão e que representam também nesse mesmo leilão uma capacidade de transformação de 1000 mva 1 GB de capacidade de transmissão de transformação desculpe com previsão de 3,35 bilhões deais esse leilão contemplará lotes em seis Estados da Federação Bahia Espírito Santo Minas Gerais Paraná São Paulo e Santa Catarina espera-se com a realização deste leilão

E a construção desses Empreendimentos a geração de mais de 7.000 empregos diretos e indiretos nessas obras também informamos que dia 26 de setembro encerra-se o prazo de contribuições para a tomada de subs 11 de 2024 com a qual se busca obter subsídios para a definição dos assuntos e ações regulatórias necessárias para modernização das tarifas de Distribuição também gostaria aqui de destacar alguns fatos relevantes da agenda da Anel ao longo da última semana no dia 16 de Setembro a neel participou do workshop apresentação dos resultados da cooperação est estratégica União Europeia Brasil este evento ocorreu na

sede da delegação da União Europeia em Brasília este evento foi organizado pela Associação Brasileira de recuperação energética de resíduos abrem faz parte do projeto European Union climate dialogs e teve como tema reduzindo emissões através da produção sustentável de biogás e biometano no setores de resíduos agrícolas e urbanos este evento foi financiado pela união europeia e implementado por um consórcio liderado pelos serviços internacionais da giz no dia 18 de Setembro representantes da aneel participaram do segundo seminário nacional dos consumidores de energia evento promovido pela frente Nacional dos consumidores de energia elétrica ainda no dia 18 de

Setembro mro o cônsul geral britânico no Rio de Janeiro sediado no Rio de Janeiro anjon norani visitou a aneel o objetivo da visita foi discutir temas sobre a atualização da política energética do Reino Unido incluindo a Global Clean Clean Power Alliance E também o relacionamento ofg que é o regulador britânico de energia e e gás e e anel e futuras áreas de cooperação Energética política e Comercial também destacamos neste encontro que a partir desta semana inicia-se o estágio de um dos servidores da agência na off estágio esse eh que foi viabilizado pelo acordo de cooperação

entre as duas agências o servidor está em licença capacitação e portanto aproveitando o o seu direito previsto na legislação para fazer capacitação e graças a um acordo que existe hoje entre os dois reguladores regulador brasileiro e o Regulador britânico estamos de forma inovadora proporcionando esta capacitação que trará frutos para o aprimoramento do marco regulatório do setor elétrico brasileiro também destacar que no dia 19 de setembro anel realizou o terceiro encontro com listas de investimentos do setor elétrico durante esta reunião foram debatidos assuntos relevantes tais como os impactos climáticos nas tarifas de energia a securitização da

conta covid Da conta escassez renovação das concessões de distribuição expectativas relacionadas ao leilão de energia e de capacidade e também outros aspectos relacionados à agenda regulatória da Agência Nacional de Energia Elétrica o principal objetivo dessa iniciativa que já é um Marco na atuação da agência não apenas dessa gestão mas de gestões anteriores é manter a porta aberta de diálogo com os investidores setor privado incentivando desta maneira a Modernização a competição no setor elétrico e também a sua financi abilidade também na quinta-feira dia 19 de setembro a neel recebeu representantes de sete distribuidoras de energia para

avaliar os planos de contingência para o próximo verão foram discutidas medidas para garantir a resiliência das redes de energia elétrica de distribuição de energia elétrica diante da expectativa de chuvas para o período do próximo verão feito os Informes do dia propõe aos diretores a deliberação da ata da 34ª reunião pública ordinária da Diretoria de 2024 4 que foi realizada no dia 17 de setembro se todos concordam com os termos desta ata permaneçam com istão declara aprovada a ata da 34ª reunião pública ordinária da Diretoria da Nel solicito ao secretário geral que por favor enunci os

processos com sustentação oral e a ordem de julgamento definido por esta presidência Bom dia senhores diretores Senhora Diretora senhor Procurador Geral todos aqui presentes todos que nos assistem pelo Canal Dael no YouTube a pauta dessa 35ª reunião pública ordinária de diretoria foi publicado na internet na última quinta-feira dia 19 de setembro contendo 42 itens os itens 5 a 42 correspondem a itens de bloco para esses itens votos e atos foram disponibilizados previamente no momento da disponibilização da própria pauta não há pedido não há itens Destacados do bloco foram retirados de pauta os itens 13 e

19 e a pedidos de sustentação oral para os itens 3 e 4 dessa forma ordem de deliberação definid pela presidência erá iniciado pelos itens do bloco na sequência serão deliberados os itens 2 1 3 e 4 Era isso que tinha abordar senhor presidente Agradeço ao secretário geral e submeto aos senhores diretores e à diretora os itens do bloco para julgamento eu aprovo os itens do bloco Eu também aprovo os itens do bloco também bloco Eu também aprovo os itens remanescentes do bloco e proclamo que essa diretoria colegiada por unanimidade decidiu pela aprovação dos itens do

bloco referente à 34ª reunião pública ordinária da Diretoria de 2024 solicitao ao secretário geral que apregoou o primeiro item para julgamento item do processo 48500 00269 2024 81 resultado da consulta pública número 20224 instituída com vista a acolher subsídios para a regulamentação das cotas extraordinárias dos recebíveis da conta de desenvolvimento energético a CDE cedidos e definição do fluxo de destinação dos recursos da CDE para as cotas de escassez hídrica e covid de que tratam os artigos sexto e sétimo da portaria interministerial mmf e MF número 1 de 2024 dir relatora Agnes Maria de Aragão da

Costa Obrigada eh em 8 de Abril de 20 Foi publicada a medida provisória 950 que dispôs sobre medidas temporárias emergenciais destinadas ao setor elétrico para enfrentamento do Estado de calamidade pública reconhecido pelo decreto legislativo número 6 de 2020 e da emergência da Saúde Pública de importância internacional decorrente da pandemia de coronavírus entre as medidas instituídas pela Medida Provisória 950 foi incluído o inciso 15 no Artigo 13 da Lei 10438 de 26 de abril de 2002 para Permitir que a conta desenvolvimento energético presse recursos exclusivamente por meio de encargo tarifário para permitir a amortização de operações

financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos no setor elétrico decorrentes da pandemia para atender as distribuidoras de energia elétrica em 18 de Maio de 20 o decreto 10350 regulamentou a medida provisória 950 de 20 autorizando que a CCE criasse e fizesse a gestão de uma Conta contábil denominada conta covid destinada a receber recurso para cobrir déficits ou antecipar receitas Total ou par mente referentes a uma série de itens relativos às concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica 23 de junho de 20 foi publicada a resolução normativa 885 de2020 que estabeleceu

critérios e procedimentos complementares para a gestão da conta covid incluindo diretrizes para a contratação da Operação financeira pel CCE os valores máximos de captação Associados a cada Distribuidora e forma de repasse dos critérios das tarifas de distribuição posteriormente em 13 de dezembro de 21 foi publicada a medida provisória para 1078 que dispoe sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica entre as medidas instituídas pela Medida Provisória 1078 de 21 foi Incluído o inciso 17 no Artigo 13 da Lei 10438 de 26 de abril de 2002 para

permitir que a CDE provesse recursos arrecadados exclusivamente por meio de encargo tarifário para amortização de operações financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica e dos diferimentos aplicados no processo tarifário anterior a liberação dos recursos da operação financeira Conforme definido em regulamento em 13 de Janeiro de 22 o decreto 10939 regulamentou a medida provisória 1078 de 21 autorizando que a CCE criasse e fizesse a gestão da conta escassez hídrica destinada a receber recursos para cobrir Total ou parcialmente os custos adicionais decorrentes da situação de escassez

hídrica para os concessionários e permissionários de serviço público distrib de energia elétrica e os diferimentos tarifários em 15 de março de 22 foi publicada a resolução normativa 1008 que cuidou da regulamentação complementar da CDE escassez hídrica definindo procedimentos similares aos adotados para conta covid por sua vez a lei 14182 de 21 de julho de 21 dispôs sobre o processo de desestatização da Eletrobras consignando a obrigação de pagamento pela Eletrobras acde para fing de modicidade tarifária do montante de 50% do do valor adicionado à concessão pelos novos Contratos de concessão em 31 de agosto de 21

Um Conselho Nacional de política energética aprovou a resolução cnp número 15 que estabeleceu o valor adicionado pelos novos contratos de concessão de geração de energia elétrica nos termos da lei 14182 de 21 e a obrigação anual de pagamentos pela Eletrobrás a ocorrer no período de 2022 a 2047 em 9 de Abril de 24 foi publicada a medida provisória 1212 que autorizou a CCE a negociar a antecipação dos Recebíveis da CDE de que trata a lei 14182 de 21 para fins de modicidade tarifária dos consumidores do ambiente regulado e para quitação antecipada da conta covid e

da conta escassez hídrica a portaria interministerial MF número 1 de 4 de julho de 24 estabeleceu as diretrizes da operação caracterizando a operação financeira como securitização de direitos creditórios Além disso definiu diretrizes complementares e aspectos tarifários relacionados à conta Às contas covid escassez hídrica no âmbito dessa portaria foi da Anel a competência para fixar as cotas extraordinárias a serem arrecadadas pelos beneficiários da operação de crédito em caso de eventual inadimplência pela eletrobase os recebíveis da CDs editos em 8 de agosto de 24 por meio da correspondência ctcc 18834 de24 a CCE deu conhecimento anel da

assinatura dos documentos da operação de antecipação dos recebíveis da CD Eletrobras de que trata inciso 1 do capte do artigo 4º da lei 14182 de 21 para quitação integral das contas covid escassez nos termos da Medida Provisória 12 12 de 24 e da portaria interministerial MF número 1 de 24 bem como da homologação da caracterização do benefício ao consumidor por meio despacho mme sem número de 6 de Agosto de 24 na 31ª sessão pública ordinária de distribuição de processos realizada em 12 de agosto de 24 processo referente a regulamentação das cotas extraordinárias dos recebíveis da

CD cedidos e a definição do fluxo de destinação dos recursos da CDE para as para as contas de escassez hídrica e covid de que trata os artigos 6to e sétimo da portaria interministerial mme MF número 1 de 2024 foi distribuído para minha relatoria desde então foram realizadas reuniões com Ministério de minos energia e acce com vistas a Compreender o escopo quanto a regulamentação que foi incumbida pela portaria interministerial anel e os cronogramas perseguidos para propiciar a efetividade da política pública Considerando o compromisso assumido pela CCE junto ao Sindicato de de bancos por meio da nota

técnica 132 2024 STR anel de 28 de Agosto de 2024 a superintendência de gestão tarifária e regulação Econômica apresentou a proposta de regulamentação da matéria e Recomendou que a minuta de resolução normativa para atualização do submódulo 5.2 do proret fosse submetida à consulta pública na 32ª reunião pública ordinária realizada em 3 de setembro de 24 a diretoria colegiada Instalou a consulta pública número 20 de 24 por intercâmbio documental com duração de 10 dias e período de contribuições entre 4 de setembro e 13 de setembro de 24 com o objetivo de receber subsídios para a regulamentação

das cotas extraordinárias Dos recebíveis da CDE cedidos e definir o fluxo de destinação dos recursos da CDE para as contas de escassez hídrica e covid de que trata os artigo 6to e séo da portaria interministerial mme MF número 1 de 24 após abertura da consulta pública também realizei reuniões com sindicato de bancos ocasião em que os representantes apresentaram contribuições à regulamentação proposta e com mme e cc é oportunidade em que a área técnica pode esclarecer dúvidas Acerca das contratações recebidas desculpa contribuições recebidas por meio da nota técnica 146 2024 STR anel de 18 de Setembro

de 24 a STR consolidou a proposta de regulamentação da matéria após análise das contribuições recebidas na consulta pública 20 de24 mediante o memorando 42 2024 eh diretoria anel de mesma data solicitei A análise dos aspectos jurídicos e da legalidade pela procuradoria da proposta de regulamentação apresentada pela área Técnica respondida por meio do parecer 201/202 da procuradoria de 19 de setembro de 24 em que se opinou pela juridicidade da da minuta de Norma é o relatório procuradoria obrigado e muito bom dia senhor diretor geral senhores diretores cumprimento caríssimo secretário geral os colegas que nos acompanham neste

plenário todos os que nos acompanham pela transmissão no YouTube nesse caso senhora relatora como bem Citado por sua senhoria a procuradoria federal junta a Agência Nacional de Energia Elétrica Expo elaborou sua manifestação por meio do parecer número 201 de 2024 firmado pelo Dr Marcelo escalante Gonçalves em que concluiu-se que considerando a competência da anel para regulamentar as cotas extraordinárias dos recebíveis a CDE bem como a competência fiscalizatória da agência em relação aos atos praticados pela CCE Opinou se pela juridicidade da minuta de Norma proposta pela nota técnica 146 da STR estando a matéria portanto em

condições de ser deliberada pela Diretoria colegiada da agência é o parecer Obrigada Raul eh então para para vou solicar uma apresentação técnica né ao Felipe Moraes da STR E queria aproveitar para agradecê-lo Estendeu com os cumprimentos e e o agradecimento à área técnica porque foi um trabalho bastante intenso né de fechar essa Consulta pública eh dentro do prazo né do para efetivação da operação pela CCE eh e assim né preservar o objetivo da política pública então Felipe por favor eh Bom dia a todos Obrigado diretor Agnes pelas palavras eh bom o objetivo aqui é apresentar

a consolidação né da da consulta pública número 20 de 2024 que trata das cotas extraordinárias né relativas à política pública dos da antecipação dos recebíveis da Eletrobrás Eh essa política pública ela está prevista né na medida provisória 2 que autorizou a CCE a negociar a antecipação e junto com os bancos e a antecipação dos dos recursos a serem aportado que a Eletrobras aporta ano a ano na CDE desde desde que eh mediante né o benefício aos consumidores hum eh esses recursos a medida provisória define que eles são destinados para mocidade tarifária e em especial eh

para quitação antecipada das contas covid e escassez eh Posteriormente a medida provisória o o ministério de Minas e energia em conjunto com o ministério da fazenda publicou a portaria interministerial número 1 de 2024 e essa portaria estabeleceu as diretrizes para CCE negociar a antecipação bem como definiu a metodologia de cálculo do benefício para os consumidores então com base nessas diretrizes a CCE procedeu a negociação com os bancos calculou o benefício e encaminhou a Ministério n e No dia 6 de Agosto de 2024 por meio de despacho o ministério de Minas e energia atestou o benefício

aos consumidores e a CCE assinou o contrato com os bancos para realizar essa operação finan então a política Ela é bem clara que ela elegeu como principais atores né o min o próprio Ministério de Minas energia e a CCE para fazer todo o operacional da negociação com os bancos e o cálculo do benefício e isso impacta afeta o escopo de atuação da Nel né então para fins de Comparação eh nas operações financeiras anteriores que foram as contas ACR covid e escassez a teve uma atuação bem Ampla né por meio da medida provisória e dos decretos

dessas contas anel regulamentou todos os aspectos da das operações por meio da resolução ela tratou por exemplo do teto de captação o teto por distribuidora eh o contrato firmado entre a CCE e os bancos foram avaliados pela anel nessas contas né E tiveram anuência prévia e todo o desembolso de Recursos também passaram por avaliação da Nel e foram autorizados por meio de despacho da agência Então esse esse foi a atuação da agência nas outras contas e nessa política foi uma atuação mais restrita e pontual né a portaria interministerial ela dá o comando para a agência

para regulamentar ou fixar as cotas Extraordinárias em caso de eventual inadimplência da Eletrobras então a única competência delegada à agência de Dessa política foi a fixação dessas cotas no caso de uma eventual inadimplência né Eh então isso ainda alguns agentes ainda T memória da atuação da Anel nas outras contas né E isso até impactou de certo modo as contribuições que nós recebemos né que eu vou eh eh explicar adiante então na na na consulta pública nós recebemos contribuições de 14 agentes aqui eu ressalto uma participação interessante Dos conselhos de consumidores né e desses 14 agentes

nós recebemos 36 contribuições dessas 36 entre aceitas e parcialmente aceitas nós acatamos de algum modo 45% né dessas 36 e nas contribuições classificadas como não se aplica ou fora de escopo eh nós tivemos 17 ou quase 50% das contribuições e isso aqui tá muito relacionado com o escopo né que os agentes com a memória de escopo que os agentes t da Nel n nas contas anteriores Né porque quando a gente faz uma avaliação né do que versaram essas contribuições como classificadas como Não aplicáveis elas os conselhos né contribuíam no sentido da publicação do benefício aos

consumidores né Eh transparência dos custos a taa de desconto comissões e outras taas que podem ter ocorrido nessa operação né então aqui faço um esclarecimento que a portaria interministerial já prevê deu um comando Né para a CCE após eh para CCE fazer a publicação e a divulgação desses benefícios bem como eh as taxas envolvidas e eventuais propostas que também recebeu e não foram as vencedoras né então isso aqui escapa um pouco da competência que foi delegada à agência eh outra contribuição trata da atuação da é na gestão das contas setoriais eh a a câmara contribuiu

pra gente trazer alguns elementos da Atuação dela para essa regulamentação da cota extraordinária a gente considerou fora de escopo por entender que a regulamentação as normas vigentes já suportam a atuação da CCE inclusive foi delegado por meio da Medida Provisória portaria então não teria necessidade de trazer elementos além da cota extraordinária para essa regulamentação eh e outra contribuição também tratou dos efeitos tarifários dessa quitação antecipada no nos reajustes e revisões Aqui eh esse tema é de competência da n né mas para fins até de deixar claro assim o que tá sendo tratado aqui que seria

a cota extraordinária todos os desdobramentos tarifários Eles serão tratados num processo específico porque a gente precisaria ter a informação de qual seria a data de cor né ou seja qual seria a última parcela desses empréstimos que as distribuidoras pagariam e teremos ajustes entre mercado cativo e Mercado Livre por conta de Comandos legais Então e o próprio efeito tarifário agregado né dessa quitação antecipada e a retirada do da dos recursos da Eletrobras então a gente deixou isso por um processo específico para fazer o os devidos encaminhamentos e em relação às contribuições aceitas a gente acatou o

pleito das distribuidoras e dos conselhos de de consumidores que no caso de eventual fixação dessa cota eh quando a CCE informar a anel eh ela informe de Informe também né no mesmo momento eh as distribuidoras e os conselhos para fazer para fazerem as devidas gestões né a distribuidora uma gestão no fluxo de caixa e os conselhos junto aos consumidores eh também foi aceita a contribuição de que a cota na verdade esse aqui já é um mecanismo que já existe né assim já já estava previsto na conta covid escassez aqui a gente só deu um esclarecimento

adicional que a cota extraordinária ela É suficiente para quitação de eventual débito né E ela será fixada até a quitação integral e as outras contribuições aceitas eh trataram de ajustes de texto para deixá-lo mais claro conciso né e e de certo modo foram Nós acatamos também eh já indo agora para o último slide né que onde a gente traz os parâmetros das cotas extraordinárias e aqui eu eu lembro que esse mecanismo não é novo tá eh cota extraordinária É uma garantia Aos credores e esse mecanismo foi adotado tanto nas contas ACR covid e escassez tanto

que nós buscamos reproduzir eh os parâmetros e os conceitos que foram considerados lá atrás nessas operações aqui também fizemos os devidos ajustes né por conta da da natureza que muda um pouco mas procuramos não Inovar eh em nenhum aspecto então uma vez necessária a fixação dessas cotas a a anel teria o prazo de 30 dias eh O rateio seria na Proporção do mercado cativo e o pagamento também seria pelo eh pelos consumidores cativos eh Isso aqui é uma diferenciação em relação à cota extraordinária das outras contas mas aqui a gente tá respeitando o comando tanto

da lei 14182 da medida provisória e da portaria interministerial porque o comando legal diz que os recursos que são aportados na CDE pela Eletrobras são para mocidade tarifária do Consumidor cativo então Para evitar algum subsídio cruzado entre cativo e livre né A a medida provisória Manteve esse tratamento então eventual o benefício eventual benefício dessa operação ele será alocado no cativo né E esse e essa relação cativo e livre a gente vai tratar no processo específico dos efeitos tarifários tá eh e eventual também fixação as distribuidoras farão o pagamento dessa cota sem relação com a data

de processo Tarifário né porém terão o devido reconhecimento eh quando passar por reajuste ou revisão e com os e com os ajustes cabíveis né Eh nos moldes da CVA né que eu acho que é o principal mecanismo que captura essas variações eh e por fim eh quando a se a Eletrobras ficar inadimplente e depois fizer o pagamento esse valor será eh encaminhado às distribuidoras e por consequência aos consumidores para fins de ressarcimento bom eram essas as minhas considerações Obrigado obrigada Felipe eu vou passar então paraa leitura só eh dos dos dispositivos Porque de fato sua

apresentação ela foi bastante eh esclarecedora eh então Diante do exposto e do que consta do processo voto por aprovar A emissão da resolução normativa para alterar o submódulo 5.2 do pret após a realização da consulta pública 20 de 24 é é o VTO em discussão a matéria bem diretora Agnes primeiro Parabéns pela pela Condução do processo e também a Superintendência de tarifas e a todos que trabalharam nesse processo eu queria só apenas entender um ponto e talvez aqui caiba fazer uma pergunta até pro Felipe se ele puder me esclarecer que seria o seguinte E desde

o momento que teve a publicação da MP 12 12 e compreendeu que seria possível ter a securitização teve um um encaminhamento no sentido do que poderiam ser eh os benefícios para o consumidor e Eventualmente então possibilitar pagar as contas covid e escassez hídrica Por meio dessa securitização e eu compreendo que aqui como foi esclarecido agora na apresentação técnica eh não tem nenhum tratamento em relação a qual que seria uma atividade da agência em termos de homologar qualquer espécie de valor mas desde o momento em que eu tomei conhecimento que foi possível realizar essa operação Eu

sempre tive uma dúvida muito grande aí eu digo até uma dúvida Na condição de diretor de uma agência reguladora eu não vi e eu não sei se veremos eh qual que foi o benefício pro consumidor eh aonde está isso eh Porque pelo que eu compreendo a medida provisória ela remetia para que tivesse uma portaria conjunta do Ministério da Fazenda com o mme para estabelecer diretrizes do que seria o benefício essa esse benefício seria calculado pela CCE e posteriormente o ministério de Minas e energia poderia chancelar ou não esse Valor então Eh como isso vai ser

repassado pra tarifa do Consumidor eu fico eh na dúvida e também curioso para entender aonde está essa análise do benefício não sei se o Felipe poderia me esclarecer bem eh Felipe não por favor Felipe eh Bom dia diretor mo eh de fato essa atribuição ficou por conta da da CCE né ela fez o cálculo na na na durante a negociação com os bancos encaminhou ao Ministério e e o Ministério atestou o benefício né ainda que ele não esteja ainda publicado no site da câmara e com a devida divulgação eh O que a Nel fez inicialmente

foi que quando foi assinado Esse contrato o que a Nel divulgou em seu site a qual que é a participação da das contas covid e escassez na a tarifa então cada distribuidora tem um peso então a gente colocou que ao retirar essas essa essas contas a gente tem um efeito imediato de 1 e me dois a depender de cada Distribuidora eh o que a gente não fez até porque a gente não tinha ainda todas as informações a gente vai tratar ainda no processo específico e qual que é o efeito agregado né da gente retirar essas

contas e ao mesmo tempo a gente abrir mão dos recursos da Eletrobras que vai que é o objeto dessa antecipação por 3 anos né Então essa conta agregada a CCE fez de forma Global encaminhou o ministério e e ele atestou como benefício aos consumidores então no Segundo processo num processo específico que a gente vai tratar isso de uma forma mais eh detalhada tá não entendi então vai ter um outro processo e nesse outro processo vai Justamente a atividade da agência vai ser no sentido de Eh aí qual que seria a palavra a testar certificar eh

o benefício eh tem esse outro processo e a Agência Nacional de Energia Elétrica ela tem Qual atividade bom e nesse caso em específico eu entendo que a anel tem como responsabilidade definir Quais são os efeitos tarifários os tratamentos mas sobre o benefício em si eu creio que não cabe mais uma análise uma vez que ficou por conta da CCE com avaliação do ministério né que foi atestado por meio do disparo eh do do secretário de energia elétrica Então por conta disso talvez a gente tenha o papel mais de divulgar por distribuidora Mas talvez não tenha

mais e a parte de homologar acho que talvez não não seria competência da Nel nesse Momento entendi é porque me preocupa um ponto que foi dito agora que talvez em termos de análise de benefício Global possa ter uma disparidade de benefício entre as concessionárias e era Justamente por isso que eu perguntava em relação a qual que era o encaminhamento daquelas diretrizes do benefício e porque eh eu não não sei se de repente a análise análise levou em conta vamos dizer que o benefício Ele deveria ser Pelo menos superior a 1% do valor da conta covid

e pelo menos as informações que nós tínhamos era que a securitização seria da ordem de 7 bilhões e teria recursos da ordem de 4 bilhões de maneira que o valor Global das contas seria e Bi então Eh eu não sei se de repente uma uma vantajosidade um benefício pro consumidor seria uma redução em Talvez 1% o que faria com que de modo bem direto bem objetivo bem factual eh tivesse que atingir ainda que Em termos globais talvez ali um benefício de R 110 milhões reais pro consumidor Então eu não sei se de repente estaria vinculado

a eh pelo menos o benefício do Consumidor superar qualquer eventual taxa de administração que fosse Paga pro Sindicato de bancos e que estavam responsáveis pela operação eh esse que é meu ponto mas eu acredito que eh como o s é uma entidade que ela é regulada ainda que nós não podemos fazer qualquer tipo de análise em relação ao Despacho do secretário de energia elétrica eu penso que nós teríamos como analisar de maneira aprofundada e detalhada a correção e a assertividade da vantajosidade do benefício econômico que foi feito pela CCE e isso daí seria levado tudo

a um novo processo que é esse que você faz referência agora não é isso perfeito Tá certo obrigado bem obrigado Felipe mais alguma observação em Vot em votação Eu voto com a relatora também acompanho o voto da Relatora Eu também Acompanho a relatora e proclamo que a diretoria da Nel por unanimidade decidiu alterar o submódulo 5.2 dos procedimentos de regulação tarifária pret após a realização da consulta pública 20 de 2024 também aqui mais uma vez registrar os parabéns aí ao Felipe pela exposição e a unidade técnica pela condução Rápida desse processo e também claro a

relatora que trouxe o processo para apreciação do Colegiado da agência próximo item secretário item um processo 48500 00241 202 44 sandbox tarifário submetido pela Light serviço de eletricidade sa a modalidade de faturamento fixo associado a mecanismos de incentivos não tarifários diretor relator Fernando Luiz mo Ferreira da Silva obgado Dana a resolução normativa número 966 regulamentou o desenvolvimento e aplicação de projetos piloto que envolv faturamento diferenciado pelas Concessionárias e permissionárias de serviço público distribuição de energia elétrica em 17 de maio de 22 por meio do despacho 1291 foi aprovado o projeto de governança de sandbox tarifários

apresentado pela CPFL Paulista em conjunto com outras 31 distribuidoras em 4 de outubro de 22 por meio da R 1045 anel aprovou os procedimentos do programa de pesquisa desenvolvimento e inovação para PDI com vigência a partir de 1eo de julho de 2023 contendo o novo Modelo para realização de investimentos em pesquisa envolvimento do setor elétrico regulados pela anel e revogou a resolução normativa 754 em 19 de setembro de 2023 por meio da resolução normativa número 1074 a anel aprovou a revisão um dos módulos 1 2 3 4 567 do Pró PDI e o plano estratégico

quinquenal de inovação peq do programa de PDI da anel para quinquenio 2024 2028 em 6 de novembro de 2023 após a deliberação pela Diretoria da Anel foi Publicado no doou o aviso de chamada pública tornando públicos os critérios para elaboração de propostas de projeto do programa de pesquisa desenvolvimento inovação PDI cujo objeto é a segunda chamada pública para recebimento de projetos de sandbox tarifários no âmbito do projeto de pid governança de sandbox tarifários no âmbito da segunda chamada pública de sandbox tarifários transcorrido prazo para envio dos planos de projetos a anel recebeu cinco Propostas de

projeto de quatro distribuidoras e as encaminhou para avaliação do comitê gestor do projeto de pid governança de sandbox tarifários dentre os projetos recebidos encontrava-se o projeto da Light intitulado modalidade de faturamento fixo associada a mecanismos de incentivos não tarifários em 7 de junho de 2024 após o encaminhamento do relatório de avaliação pelo comitê gestor do projeto de Governança a strtr emitiu a nota técnica número 88 2024 e recomendou a autorização de execução dos projetos incluindo o projeto da Light com ressalvas em 18 de junho de 2024 na 21ª reunião pública ordinária da Diretoria da Anel

a diretoria por entender que registaram variáveis não definidas no plano de projeto da Light que impediam sua aprovação naquele momento decidiu facultar a light a continuidade da execução de seu projeto piloto de Sandbox tarifários permitindo nova apresentação do plano de projeto para avaliação e aprovação da Anel após realização da fase de diagnóstico e elaboração do correspondente relatório na forma do Artigo terceiro da Rin 966 em 3 de julho de 24 por meio do Ofício Circular número 20 a astr endereçando as concessionárias endereçado às concessionárias E permissionárias de distribuição de Energia elétrica com o intuito de

incentivar e oportunizar a participação de todas as empresas nos projetos de sandbox tarifários a Superintendência informou distribuidoras a respeito da possibilidade de envio de planos de projetos sem estarem atrelados com chamadas públicas em 4 de julho de 24 anel recebeu manifestação favorável do Conselho de consumidores da área de concessão da Light em relação ao seu projeto de sandbox tarifário Recomendando sua aprovação em 8 de julho de 24 mediante a carta Light número 224 a light submeteu a anel nova versão do seu projeto de sandbox tarifário para avaliação no intuito de sanar os apontamentos feitos pela

diretoria colegiada E permitir sua aprovação pela agência em 17 de julho de 24 por meio do Ofício número 204 a STR encaminhou para o projeto de governança a nova proposta de plano de projeto apresentada e a manifestação do Conselho De consumidores solicitando uma avaliação expressa a respeito de sua conformidade em relação aos apontamentos trazidos na avaliação anterior do comitê de governança Inovar e no voto condutor da aprovação da avaliação dos projetos da segunda chamada dos sandbox tarifários em 8 de agosto de 24 no âmbito do projeto de governança de sandbox tarifários o comitê gestor emitiu

o novo relatório de avaliação do projeto modalidade de faturamento fixo Associada a mecanismos de incentivos não tarifários da Light opinando pelo encaminhamento do projeto anel para apreciação e aprovação em 3 de setembro de 23 eu acredito que seja de 24 a as emitiu a nota técnica 13 de24 por meio da qual recomendou autorização pela diretoria do projeto de sandbox tarifário proposto pela Light que deverá ser acompanhado pelo projeto de governança e pela anel em 9 de setembro de 24 na 35ª Sessão pública ordinária de distribuição de processos fui sorteado relator da matéria é o relatório

Ah meu Deus procuradoria desculpa gente procuradoria Obrigado Senhora Diretora senhor diretor relator nesse caso não houve encaminhamento portanto não há manifestação da procuradoria Obrigado Dr Raul Eu solicitei que a est fizesse uma apresentação que vai ser conduzida pelo especialista Felipe Eh desculpa Diego Felipe foi o anterior Olá bom dia a todos então fazer alguns apontamentos aqui eh sobre a do reenvio do projeto da Light do sandbox tarifário e comentar sobre o afastamento normativo e só para Recordar que a relevância do tema né a modernização das tarifas está no mapa estratégico da agência no item dois

modernizar as tarifas e os sandbox tarifários fazem parte da agenda regulatória da agência para o Ben 242 Relembrando aqui né o objetivo do sandbox tarifários queremos testar diferentes modalidades de tarifa ou formas de faturamento e medir a reação dos consumidores a isso de tal modo que a gente tem alguns aprendizados aprendizados estes para a realidade Brasileira de tal modo a PR provê a regulação tarifária Econômica ensinamentos destaco também que depois da do da avaliação da segunda chamada né foi emitido saiu o Decreto da Renovação Das concessões e no decreto cita a possibilidade de tarifas diferenciadas

para áreas com elevadas perdas técnicas e inadimplência que é um dos objetos aqui do sandbox proposto pela Light aqui trago dois recortes do voto da aprovação dos projetos da segunda chamada Ah o primeiro recorte ressaltando a a necessidade de complementação do plano de projeto da Light para atender principalmente a fase De de Diagnóstico que dessa fase diagnóstico é possível então definir a amostra e o segundo recorte é da facultar Light o reenvio do projeto que seria avaliado então Eh pela agência e pelo projeto de governança recebido então o o projeto a encaminhou ele pro projeto

de governança a a decisão do projeto de governança foi só refazer a análise metodológica das duas análises técnica e eh e metodológica foi tomada a decisão de Manter a avaliação técnica da da avaliação da segunda chamada então só foi feito o parecer a avaliação pela parecerista independente da inovari a inovari recomendou a aprovação na avaliação da inovari todos os critérios metodológicos foram atendidos não há mais nenhuma pendência como na segunda chamada e de tal forma que a nota da avaliação da segunda chamada se mantém o projeto na avaliação Inicial tinha a nota s Na avaliação

metodológica Manteve essa nota e como não foi feita a reanálise técnica foi mantida a nota de 4,10 dos cinco pontos possíveis aí mantendo a nota final de 9,10 e Fato Novo é que nessas reanálise nós tivemos a manifestação do Conselho de consumidores eles solicitam a aprovação do projeto e e destaco aqui que eles demonstram preocupação né com os demais consumidores aqueles que estariam então eh não objeto do projeto ou seja aqueles Consumidores que não teriam uma tarifa diferenciada uma preocupação para que a o teste seja avaliado também a sustentabilidade da proposta a longo prazo né

que seja avaliado o impacto para os demais consumidores algo ressalto que está no plano de projeto apresentado pela distribuidora e aqui trago um comparativo entre as duas submissões destaco aqui então e é na submissão atual né a definição do local onde será Executado piloto né em especial na Baixada Fluminense na zona oeste a definição do tamanho da amostra né são 10.000 consumidores regulares e e e com alguma pendência de regularização mais três pares de comunidades o detalhe aqui dos três pares é que tem que ser comunidades com características semelhantes uma vai ser a comunidade com

experimento e a outra vai ser o grupo de controle Eh a empresa então também detalhou um pouco mais os custos né o valor a a ser eh custeado pelos Recursos de PDI se Manteve em 12,5 milhões e aí tem uma contrapartida por parte da da distribuidora que pode chegar ao montante de 6 milhões esse pode chegar a um valor de 6 milhões é porque isso depende eh do sorteio dos consumidores regulares o quanto o quanto eles vão participar do do do do do projeto Então esse valor aí É uma estimativa máxima da contrapartida da distribuidora

e o último alteração então em relação aos prazos envolvidos né o projeto Então vai foi reduzido para 36 meses e 16 meses eh de teste de tal forma que com essa redução do prazo né ele se adca ao nosso prazo de máximo de primeiro de junho julho de 27 permitindo então que o projeto de governança faça a avaliação final do projeto para encerrar então aqui trago Um resumo do do projeto apresentado né e a recomendação da STR pela sua autorização todos os as pendências na avaliação Inicial foram da nossa parte no nosso entendimento atendidas ah

estamos encaminhando a mesma minuta resolução autorizativa da que foi encaminhado na na nota da segunda avaliação ou seja condições para a criação do ambiente regulatório diferenciados estão mantidas e mantendo também o prazo de primeiro de julho de 2027 para envio do relatório final para avaliação do projeto de governança eram esses os pontos que nós tínhamos a trazer obrigado muito obrigado Diego bem clara a apresentação diante da apresentação técnica eu vou direto pro dispositivo diante do expost que consta do processo número 48500 00241 2024 44 voto por um autorizar a execução de sandbox tarifário proposto modalidade

de faturamento fixo associada A mecanismos de incentivos não tarifários pela Light nos termos do plano de projeto apresentado dois aprovar a publicação da resolução autorizativa conforme minuta anexa com objetivo de determinar as condições do ambiente regulatório experimental e temporário para a execução do projeto trê delegar a competência as para publicação por meio de despacho das tarifas experimentais associadas ao sandbox Tarifário aprovado quro determinar que o projeto de pid governança de sandbox tarifários aprovado pelo despacho anel número 1291 de 17 de maio de 22 acompanhe o sandbox tarifário autorizado e cinco determinar que a light executora

do sandbox tarifário autorizado prestem informações periodicamente e participem de reuniões e grupos de trabalho no âmbito do projeto de governança é o voto em discussão a matéria acho que só uma pergunta Primeiro parabenizar mais uma vez a o trabalho que tá sendo feito pela STR STE também esse processo ele faz parte de uma de um planejamento amplo de modernização tarifária salvo cano Esse era o último processo projeto que precisaria ser avaliado que no primeiro momento ele não foi aprovado E aí houve complementações e que agora a recomendação de aprovação tanto da área técnica como também

do relator eh o fato de nós aprovarmos hoje depois decorrido Um tempo dos demais projetos já aprovados Há algum comprometimento no projeto mais amplo do sandbox tarifário não entendo que não até porque a época isso aí foi um ponto que foi levado em conta que eles tinham apresentado o projeto o projeto num primeiro momento ele tinha alguns desafios a serem superados que abriri uma segunda etapa naquele momento não concordava com isso e também tinha a impossibilidade de cumprir o cronograma então agora já não Tem esse obstáculo em termos de análise quanto ao projeto em si

e também em relação ao cronograma não perfeito e um um outro ponto também é para Mas aqui é para ressaltar o trabalho que tá sendo feito aí Diego Parabéns aí Robson também Flávia toda a equipe da STR que está diretamente envolvido no projeto e Dra Camila Dr Felipe e dizer que nós desde 2018 nós fazemos experimentações e talvez esse projeto seja o mais amplo nessa Perspectiva eu acho que é inclusivamente inclusive muito adequado ao tamanho do desafio que é o desafio de alterar a tarifa de baixa tensão que hoje traz diversos desafios inclusive o sinal

de preço que a gente consegue na alta atensão a exemplo da resposta da demanda mas aqui por limitações da medição e limitações da própria formatação da tarifa não é possível então eu sigo aí muito otimista que nós consigamos aí ao fim desse projeto Conseguir traçar as principais eh diretrizes e balizas para re para modernizar a tarifa de distribuição eh bem esses são os meus comentários já submeto a proposta de voto do eminente relator para votação em votação Eu voto com relator eu acompanho o voto do relator Eu também acompanho o voto do relator e proclamo

que a diretoria da Anel decidiu por unanimidade autorizar a execução do sandbox tarifário proposto abre aspas modalidade de faturamento Fixo associada a mecanismos de incentivos não tarifários pela Light serviços de eletricidade sa nos termos do do plano de projeto apresentado e tem dois determinar as condições do ambiente regulatório experimental e temporário para a execução do projeto item trê delegar a competência à superintendência de gestão tarifária e regulação Econômica STR para publicação por meio de despacho das tarifas experimentais associadas ao sandbox tarifário aprovado E tem quatro determinar que o projeto de pid governança de sandbox tarifários

aprovados pelo despacho 1291 de 2022 acompanhe o sandbox autorizado e por fim o último item item cinco determinar que a light serviços de eletricidade sa e a executora do sandbox tarifário autorizado prestem informações periodicamente e participem das reuniões e grupos de trabalho no âmbito do projeto de governança Esse é a decisão da diretoria colegiada solicito o Próximo item secretário item três processo 48500 0043 73 2021 88 resultado da consulta pública número 61/2021 instituída com vista acolher subsídios e informações adicionais para aparamento da proposta de regulamentação da contratação de reserva de capacidade na forma de potência

Com base no disposto decreto número 10.707 2021 diretor relator Fernando Luiz Moa Ferreira da Silva e a pedidos de sustentação prit Obrigado Dana compete Ao poder concedente nos termos do artigo Tero da Lei 10.848 definir reserva de capacidade de geração a ser contratada com vistas a garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica ao sim os custos Associados à contratação dessa reserva de capacidades erão suportados por todos os hores finais de energia elétrica do SIM incluindo os consumidores Livres consumidores especiais e autoprodutores na parcela da energia decorrente da interligação sim Conforme regulamentação de acordo com

o disposto no artigo 3º a da Lei já o decreto número 10707 que regulamenta a contratação de reserva de capacidade na forma de potência atribui a anel a competência para regulamentar um a forma de rateio e cobrança dos custos incorridos na contratação por meio do encargo de potência para reserva de capacidade rcap dois a aplicação de penalidades em caso de inadimplência dos agentes Responsáveis pelos custos da contratação três a elaboração do contrato de uso de potência para reserva de capacidade copc quatro a criação de fundo de garantia para assegurar o pagamento aos respectivos agentes de

geração e cinco a definição das diretrizes para a estruturação e gestão da conta de potência para reserva de capacidade con Cap e do Fundo de Garantia pela CCE em Face da presença da CCE no arranjo comercial da contratação de Reserva de capacidade o decreto número 10.707 mediante a inclusão de incisos ao artigo 2º do decreto número 5177 estabeleceu novas atribuições à Câmara como a um celebração do contrato de potência de reserva de capacidade com os geradores contratados na condição de representantes dos agentes de consumo dois celebração do copc com os agentes de consumo e três

estruturação e gestão da concap além do ccap e do copc na 36ª sessão de sorteio público Ordinário realizada em 13 de setembro de 2021 O processo foi sorteado a relatoria do então diretor Efraim Cruz em 28 de setembro de 2021 na 36ª rpo dada a recomendação da nota técnica número 93 de 2021 da então srm de 9 de setembro de 21 foi instaurada a consulta pública 61 no período de 29 de setembro a 12 de novembro de 21 com vistas acolher subsídios e informações para minuta de resolução normativa que disciplina pontos Associados à contratação de

Reserva de capacidade na forma de potência e para o modelo do copc em 3 de Março de 2022 por meio de carta a abrace encaminhou contribuição complementar a consulta pública 61 em 20 de Abril de 2022 por meio da nota técnica número 56 A então srm apresentou a análise das contribuições enviadas por ocasião da consulta pública e a proposta de resolução normativa e de copc em virtude do término do mandato do então diretor efr Cruz na 33ª sessão de Sorteio público ordinário de 22 de agosto de 2022 O processo foi distribuído à minha relatoria em

10 de outubro de 2022 realizei reunião presencial com membros da abass oportunidade na qual a associação apresentou considerações sobre sua contribuição na consulta pública em 11 de outubro de 2022 na 38ª rpo O processo foi incluído na pauta e o então diretor évio guerra pediu Vista em primeo de novembro de 22 na 41ª rpo A Diretoria da Anel por unanimidade decidiu instaurar a segunda fase da consulta pública número 61 de 21 com período de contribuições de 4 de novembro a 19 de dezembro de 22 com objetivo de colher subsídios e informações adicionais para a metodologia

de rateio do aircap entre os consumidores de energia elétrica em 10 de julho de 2024 mme encaminhou o Ofício número 178 de 2024 Snte mme informando sobre antecipação de início de suprimento de contrato de reserva de capacidade para potência serc decorrente do leilão de reserva de capacidade na forma de potência de 2021 lrc de 2021 solicitando a NS que informasse até 15 de julho de 2024 a partir de qual mês de 25 h a necessidade apontada na carta CTA ons dgl número 635 de 24 para que a anel possa proceder com as ações para alteração

do início de Suprimento da ute termo Pernambuco em resposta ao Ofício supracitado no dia 19 de julho de 24 o NS encaminhou a carta CTA ons dgl 1048 de24 informando que a necessidade se dá a partir do mês de outubro de 2025 em 22 de julho de 2024 por meio da carta CT CCE 16319 de24 a CCE encaminhou proposta de novas versões de módulos das regras bem como o descritivo de alterações para operacionalização a partir de Janeiro de 25 dentre elas a Proposta de incorporação de novo módulo das regras denominado contratação da reserva de capacidade

cuja versão não inclui a a forma de rateio do rcap em complementação a resposta do Ofício 178 em 6 de Agosto de 2024 por meio da carta CTA uns dgl 1124 de 2024 o operador informou a necessidade de antecipação do início suprimento do CRC número 14 de 2021 já a partir de outubro de 2024 referente ao te termo Pernambuco em 7 de agosto de 24 por meio Do ofício número 196 o mme encaminhou as comunicações realizadas com NS com a n energia controladora da termopernambuco e solicitou anel as providências necessárias para antecipação do início de

suprimento do CRC da ut termo Pernambuco para outubro de 24 em 30 de agosto de 2024 foi realizada a reunião por videoconferência entre sgm e representantes da CCE ocasião em que a câmara entou uma análise das metodologias para rateio do rcap opções 1 a qu objeto da segunda fase da CP número 61 encaminhada por meio da mensagem eletrônica do dia 4 de setembro de 2024 em 13 de setembro de 24 por meio da correspondência de correspondência a abrass solicitou que ocorra a continuidade da instrução deste processo devido à importância que este tem para o sinal

econômico a ser dado aos consumidores energia além da urgência Para viabilizar o pagamento das usinas a carvão referente à lei número 14299 de 2022 e da possibilidade da antecipação do início de supremento da ute termo Pernambuco ainda em 2024 dada a necessidade de aplicação da regulamentação para o mês de outubro de 24 em razão do Ofício número 178 de24 informando sobre a antecipação de início de suprimento do sercap da utea termo Pernambuco para o referido mês em 18 de Setembro de 24 a sgm solicitou a sse que encaminhasse todas as regras e procedimentos de comercialização

que Versam sobre a matéria considerando a opção dois como a metodologia de rateio DOC o mais breve possível em atendimento à solicitação da sgm em 20 de setembro de 24 a CCE encaminhou o descritivo conual conceitual das alterações e as minutas das regras de comercialização Provisórias relativas à adequação do módulo de reajuste dos parâmetros da receita de ccar e a criação do módulo denominado módulo 27 contratação de reserva de capacidade e informou que os Procedimentos de comercialização ainda estão em elaboração em 20 de setembro de 2024 por meio da nota técnica número 164 de 2024

da sgm a sgm analisou as contribuições recebidas no âmbito da segunda fase da consulta pública 61 de2022 em 23 de setembro de 2024 realizei reunião presencial com representante da abass e da biap oportunidade em que expuseram suas contribuições é o relatório são dois Pedidos de sustentação oral será concedido 10 minutos para cada expositor primeiro dele será apresentado pelo Senor Vitor ioca representante da Associação Brasileira de grandes consumidores industriais energia e consumidores Livres a abrace senhor dispõe de até 10 minutos agora foi foi então novamente Bom dia a todos bom dia diretor Sandoval diretor moz diretora

Agnes secretário bom primeiro agradeço a oportunidade de Estar aqui justamente para trazer aqui novamente a visão da abraça e reforçar muito o que Que Nós pensamos e acreditamos com relação à regulamentação do do rcap né aqui eu vou resumir como encargo de potência né E por que nós entendemos como abrç representantes dos grandes consumidores que esse processo ele é realmente muito importante eh aqui é uma visão Nossa mas não só nossa né aqui são cálculos da epe do tamanho que pode se tornar esse encargo a verdade é Que na próxima década O encargo de potência

ele pode superar facilmente o volume de custos da CDE então provavelmente o aircap daqui 10 anos a gente vai est discutindo aqui como o novo maior encargo do setor elétrico superando novamente aí a CDE que tem um custo da ordem de 40 bi eh e a gente traz para motivar porque essa visão primeiro cálculos da epe né O que que a epe já no no planejamento do próximo pde enxerga de eventual necessidade de Potência adicional para o sistema Então por volta ali de 2032 a ep estima que o país teria uma necessidade da ó de

20 GW adicionais chegando até eventualmente 40 MW de potência adicional isso tem um custo né E que custo se eh seria esse né Nós ao final do ano passado começo desse ano nós também fizemos uma contratação da PSR e uma das questões era Justamente a estimativa do que pode ser O encargo de reserva de capacidade nosso estudo foi só até 2032 então considerando dados Oficiais aqui de novo da epe mas considerando a base do ano passado eh a PSR estimou aqui que esse o custo desse encargo tá ali no gráfico de baixo ele pode ser

em torno de R 18 a R 30 1 mwh em 2032 então daí a a o nosso a contribuição linha principal das nossas contribuições que na definição da metodologia do encargo de potência a é fundamental que exista a sinalização de um sinal econômico e por que que isso é Fundamental essa sinalização do sinal econômico Quanto que vai custar a potência para os próximos anos chegando na ponta final dos consumidores e não só no ambiente de contratação livre mas assim como o ambiente de contratação regulado o ACR e justamente porque esse encargo ele pode ter um

peso muito grande na tarifa dos consumidores então a possibilidade de demonstrar que aos poucos esse encargo ele vai crescendo e o consumidor tendo essa percepção na sua Conta final do dia a dia é possível que os consumidores eles possam modular os a o o o a sua forma de consumo e aqui a gente não fala só dos grandes consumidores Nós realmente acreditamos que um sinal econômico muito bem comunicado para os consumidores residenciais E acabamos de tratar no processo anterior do sent Box tarifário futuramente Quando tivermos tarifas no mercado cativo que tenham evoluído se modernizado elas

terão a capacidade de Dar esse sinal econômico também então primeiro a nossa grande defesa é justamente que na nessa formulação de agora e seja possível traduzir todo o custo que esse encargo provavelmente vai ter lá na frente para os consumidores finais e para todos os consumidores bom de uma forma bem objetiva Ah aqui eu não coloquei a quarta eu comento sobre ela mas as três primeiras opções que foram foram discutidas ao longo desse desse último ano a primeira delas é é uma Proposta muito simplista que é com base no consumo líquido mensal aqui é um

viés completamente energético não traduz de forma alguma para os consumidores finais que existe que nós estamos tratando aqui de um custo de potência e aqui eu faço um adendo por mais que nós estamos tratando do remuneração da receita fixa das termoelétricas que foram contratadas no primeiro leilão já realizado isso não quer dizer que não se trate de potência é uma receita fixa mas que a partir do Momento do rateio desse encargo você demonstre para o consumidor que a origem da Necessidade dessa receita fixa é uma potência por algumas poucas horas do dia é isso que

deveria ser traduzido eh já na opção número dois que o diretor relator encaminhou eh seria assim com base no consumo líquido horário de cada consumidor e então seria feito exatamente ao final do mês pela CCE uma avaliação onde foi ali o pico de consumo de cada agente da CCE E é exatamente Nessa hora que ele iria observar a proporção do seu rateio e a opção número três é o consumo l no período de maior demanda do sim eh e avançando é exatamente a opção número três que nós da abrace acreditamos dentre aquelas que foram colocadas

no âmbito da consulta pública a que a mais se adequa aquela que tem a melhor condição de transferir esse sinal econômico do custo de potência para os consumidores finais ela tem na nossa opinião uma visão Clara de Deslocar eventualmente o consumo caso ela seja suportada o custo do encargo seja calculado numa janela horária a cada dia e que janela que seria essa exatamente o período de maior stress do ponto de vista de atendimento do sistema elétrico e aqui a gente já possui atualmente diversas experiências nós temos aqui a tarifa de ponta hoje a t de

ponta que dá um sinal Claro para alguns consumidores que possuem flexibilidade reduzir o seu consumo durante 3 4 horas Outro mecanismo que está vigente e tá acontecendo operacionalmente é o resposta da demanda estrutural todo mês antes do início do mês seguinte o operador ele calcula Qual que é a janela horária Por submercado que ele entende que seria interessante terem as ofertas de redução de demanda justamente para contribuirem na operação do sistema elétrico então na opinião da abrass a opção de número três colocada nos parece ser a mais interessante vou comentar Rapidamente como alternativa a opção

número qu a opção três busca dar esse sinal econômico tanto pro mercado cativo quanto pro mercado livre a opção número quatro blindar daria esse sinal econômico diretamente para ambiente livre estamos falando hoje de 35% do consumo do deste país em crescimento e os outros 65% seriam um rateio simples pelo consumo bloquearia esse mercado por enquanto não teria esse sinal econômico enquanto nós não evoluímos nos nossos Processos de novas tarifas para esse tipo de mercado eh e já caminhando aqui como uma na visão da abrç e agradeço o diretor Mosna por nos ter recebido novamente ontem

e debatido de forma exaustiva esse tema eh ao longo da conversa de ontem com o diretor relator nós apresentamos uma visão alternativa da abrace do pequeno ajuste que poderia ser feito no encaminhamento que está sendo dado que é opção número dois então aqui conforme foi colocado na opção Número dois e Este é o nosso entendimento é um exemplo muito resumido em tabela eh aqui a gente tá na vertical na coluna superior às horas do do do mês então tô pegando um mês 720 horas e na coluna perdão na vertical são os agentes hoje a gente

tem ali quase 13.000 agentes na CCE então imagine o tamanho dessa Matriz de apuração que a câmara vai ter que fazer eh então o agente número um que que eu tô sinalizando é que na hora 18 de um mês inteiro foi o Pico de consumo dele mas eventualmente pode ocorrer do agente número dois esse pico de consumo ele aconteça na madrugada pelo pelos mais diversos motivos eh e observe a última linha ali seria exatamente o agregado de potência demandada do sistema do do do nosso país que ele ocorreu exatamente por volta das 17 horas mas

cada uma dessas caixinhas laranjas de cada um dos quase 3.000 agentes da CCE é onde ocorreria a apuração do encargo relativo a esse Agente conforme a opção número dois que que nós estamos propondo novamente é um pequeno ajuste que ao invés de se bus o pico de consumo individual de cada consumidor que se que se busque exatamente o Pico do sistema para fazer a apuração deste encargo então é uma simplificação é uma evolução muito tênue do que tá sendo proposto na opção número dois mas faz toda a diferença e por que que faz toda a

diferença traria pelo menos uma sinalização Clara que a maior Probabilidade de ocorrência de stress na demanda da ponta do do do nosso país por exemplo neste mê é no final da tarde né ali entre as 17 e as 20 horas eh Então nesse exemplo daria esse sinal Claro e aqueles consumidores eh que tiveram o seu pico de consumo nessa nesta hora específica do mês deveriam ter a maior responsabilidade eles demandaram muito mais do sistema elétrico Então são exatamente esses consumidores que deveriam fazer uma gestão melhor do seu Consumo da sua demanda para que nos meses

seguintes com considerando as probabilidades de pico da demanda justamente contribu com o sistema respondendo ao sinal de preço Ao pld participando de program de resposta da demanda ou mesmo fazendo aqui a gestão da sua demanda para não incorrerem em um peso tão elevado deste encargo que é O encargo de potência então para reforçar muito a a a visão da abrace nós entendemos que a opção número três seria A melhor pro sistema mas considerando todo o diálogo com o diretor Fernando moosa Nós acreditamos que um pequeno ajuste na opção dois é capaz de dar uma sinalização

Econômica para todos os consumidores e trazer a maior finalidade e importância do rateio desse encargo que é justamente mostrar pros consumidores que a potência também custa tem um valor e esse valor provavelmente vai crescer de forma exponencial nos próximos 10 15 anos bom era isso tô no Tempo muito obrigado segunda e última sustentação oral será apresentado pelo Senor Daniel Pina representante da Associação Brasileira dos investidores em autoprodução de energia abap senhor dispõe de até 10 minutos só aguardar não sei se vai entrar a minha apresentação bem Bom dia a todas Bom dia a todos queria

agradecer o diretor mozna que teve extrema colaboração com contato Direto conosco nesse tema que para nós é muito importante cumprimentar também diretor Sandoval diretora Agnes secretário geral a gente queria apresentar um pouco das nossas considerações também com relação ao tema Eu acho que o o colega da abass já trouxe uma discussão muito grande com relação à carga e o auto produtor ele também vai pagar esse encargo e mas como a oferir essa esse pagamento do encargo para nós é muito relevante eu gostaria De mostrar algumas considerações só dando um passo atrás assim que acho que

uma discussão que é bastante válida é dizer que o leilão de reserva de capacidade ele efetivamente cont algo que o mercado hoje não tem que seria essa potência adicional que o mercado hoje precisaria e que o ons Aí teria como disponibilidade para poder agregar confiabilidade e Segurança ao sistema do sim e um ponto que eu gostaria de chamar atenção Para fing de autoprodução é que O autoprodutor ele também tem a questão de agregar confiabilidade e Segurança ao sim então no momento da avaliação das da do encargo de reserva de capacidade deveria estar refletido se ele

agrega ou não confiabilidade e Segurança ao sim isso que eu vou comentar um pouco mais à frente com essa metodologia que tá sendo trabalhada que a discussão do número dois como vocês conhecem a metodologia né o O encargo de reserva de capacidade ele vai ser rateado por esses agentes Consumidores e autoprodutores justamente porque eles usufruem dessa confiabilidade e segurança do sistema que é dado por meio dessa contratação do leilão por outro lado destacando que o autoprodutor ele também agrega confiabilidade e Segurança ao sim então isso deveria ser levado em consideração um ponto Que Eu Gostaria

de reforçar e que também foi falado extensivamente nas discussões dentro da consulta pública é a questão da alocação correta de custos E aqui para nós é muito claro e a gente já viu isso em outros processos da agência que a questão do sinal econômico é um fator muito relevante para uma regulação por incentivos então nós acreditamos que a defesa do aircap que a regulamentação do rcap ela recaia sobre quem mais utiliza o sistema nos momentos de maior estresse Então a partir do momento em que eu avalio que aquele consumidor ele tem o maior consumo ou

aut produtor no momento de maior Estresse que é justamente o momento em que essa Usina Foi contratada para ser despachada para por potência Então esse consumidor ou Auto produtor deveria contribuir mais apesar das discussões que a gente teve durante a a nota técnica e tudo com relação à questão dos custos fixos e de fato efetivamente isso é um custo fixo do leilão de hoje mas o sinal econômico ele serve daqui para frente então a partir do momento em que eu tenho um sinal econômico para esse Encargo de reserva de capacidade eu estou sinalizando individualmente para

que os agentes reduzam os seus requisitos de potência nos momentos mais críticos e dessa forma a gente reduza a contratação de potência adicional de futuros leilões de reserva dessa forma O encargo acaba sendo menor para todos no futuro Então esse é um ponto bastante relevante por isso justamente que nós defendemos a opção três durante a nossa durante a consulta pública mas eu queria Chamar atenção um ponto específico sobre a contribuição do aut Produtor a gente concorda com o que o colega da abrass colocou com relação ao consumo a modulação do consumo como poderia contribuir mas

eu queria também pensar um pouco na questão da geração do auto produtor o aut produtor ele paga hoje os encargos como por exemplo energia de reserva na medida em que ele contribui ou não para segurança e confiabilidade do Sim lá no encargo de energia de Reserva Talvez seja mais simples de se observar porque o encargo de energia de reserva é em MW H você tá falando em termos de energia então se a geração é maior do que o consumo no período de referência não incide O encargo de energia de reserva no autoprodutor aqui porém a

gente esperaria que houvesse já que os dois encargos inclusive São muito parecidos e de vem são oriundos de um mesmo trecho da Lei porém a metodologia que tá sendo implementada na nossa Percepção ela não capta essa contribuição que o autoprodutor tem na segurança e confiabilidade do sim por quê eu queria fazer algumas considerações com relação a isso primeiro a metodologia que tá sendo colocada ela faz com que o encargo seja rateado proporcionalmente ao maior consumo líquido mensal do agente Então você como o Vittor bem demonstrou aqui você tá pegando o consumo líquido mensal do agente

que tem horas e e datas Específicas ao longo de de todo mês e faz aquele somatório de forma geral na nossa percepção essa metodologia ela pode inclusive resultar num valor maior do que o consumo líquido máximo do sistema então faria sentido a gente estar rateando o pelo consumo por um consumo a base de consumo que é maior do que o consumo líquido máximo do sistema que é justamente quando as essas essas essas usinas que foram contratadas vão ser despachadas Então esse é um primeiro Ponto que já nos traz um pouco de questionamento com relação a

essa metodologia que tá sendo proposta e a segunda que eu gostaria de enfatizar bastante aqui é com relação aos cortes de geração renovável nós temos não só de eólicas e Solares mas o próprio constrain edof de hidroelétricas também isso faz com que em uma determinada hora do mês o autoprodutor tenha geração zero e a partir desse momento em que o auto produtor tem geração zero na metodologia Já que se pega o maior consumo líquido do mês mesmo que ele tenha uma carga flat você pega a geração dele zerada ou seja ele é sempre penalizado por

qualquer hora de corte de geração uma vez que a única hora se ele ficar apenas uma única hora fora do sistema por um motivo externo que não depende dele a metodologia pega aquela hora apesar do consumo flat como o consumo líquido máximo dele e coloca o pagamento dos encargos em relação a isso isso na nossa Percepção Desconsidera a segurança e a confiabilidade do Auto produtor que ele provê ao sistema uma vez que no nas outras horas do mês ele está provendo confiança confiança eh confiabilidade e segurança mas de forma que a metodologia está sendo implementada

o consumo líquido dele sempre vai desconsiderar a geração aí no final do mês e por último eu queria só trazer uma questão que a gente já colocou como vocês conhecem a contribuição da bap é em torno da Opção Três só que nós entendemos também que dado as discussões relacionadas a à à opção dois O encargo também poderia ser rateado na hora de maior consumo líquido mensal do sim e não do agente esse pequeno ajuste que para nossa percepção também não demandaria muita alteração tanto na minuta quanto no voto proposto ele aproximaria mais o conceito de

potência máxima requerida O que é extremamente relevante pro tema que a gente tá falando que é justamente a Contratação de leilões de reserva de capacidade essa metodologia na nossa percepção essa simples alteração ela traria aí uma contribuição do autoprodutor na hora mais crítica do mês e aqui eu trouxe alguns grafico como um exemplo ilustrativo a gente pensando num autoprodutor três perfis de autoprodução aqui diferentes com o mesmo nível de carga uma carga flat e a curva aqui que está colorida a área colorida seria a curva de geração a partir do Momento a partir do momento

em que eu pego a hora de maior consumo líquido do SIM eu efetivamente estou avaliando Qual a contribuição do autoprodutor em termos de geração para aliviar o sistema e dessa forma efetivamente fazer a correta locação dos encargos Então esse é um ponto bastante sensível para nós e a nossa contribuição é efetivamente a opção três mas de forma como as coisas têm caminhado a gente acredita até pela conversa com com o diretor Mosna ontem Que poderíamos aí fazer esse pequeno ajuste e de certo de forma acertada a gente gostaria a gente conseguiria aqui avaliar qual que

seria a contribuição efetiva do autoprodutor para que seja refletido no encargo que é pago por ele devolvo a palavra muito obrigado B bem eh gostaria de agradecer ao Dr ao Dr Vitor pela sua manifestação por parte da abrace e também a manifestação do Dr Daniel Pina representante da abap Muito Obrigado a ambos procuradoria Obrigado Senor diretor geral também cumprimento os representantes senhores Vittor ioca e Daniel Pina nesse caso o senhor relator não houve encaminhamento portanto não há manifestação da procuradoria Muito obrigado Dr Raul eu pedi uma apresentação técnica PR sgm que vai ser conduzida pela

servidora Fabiana mas antes até para orientar toda a apresentação Ontem eu fiz uma reunião Conjunta com a Brace e com a BAP e na na reunião após ouvir todos os esclarecimentos e os pontos em relação à eventual oportunidade de não acompanhar a opção dois e que poderia ser opção três ou uma opção dois com ajustes eu até de modo muito claro transparente e direto eu falei que o meu convencimento ele era acompanhar a instrução técnica do conteúdo da nota técnica sendo portanto integralmente a opção dois sem qualquer espécie de ajuste aprimoramento Alteração ou modificação e

é justamente nessa linha que a área técnica vai fazer a apresentação técnica que eu estou endossando por completo Bom dia tá funcionando Bom dia obrigada Bom dia eh vou fazer a apresentação do resultado da segunda fase da consulta pública 61 Alô eu vou fazer o a apresentação do resultado da segunda fase da consulta Pública 61 de 2021 relativa à metodologia de rateio do encargo de ência de reserva de capacidade entre os consumidores de energia elétrica eh aqui a gente ia passar né pelo fundamento legal e uma breve contextualização então o diretor relator já já falou

no relatório vou passar rapidamente eh a fundamentação legal ela consta dos artigos terceiro e terceiro a Da lei 10848 de 2004 que foi alterada pela lei 14120 e em síntese ela estabelece que compete ao poder concedente definir a reserva de capacidade de geração a ser contratada com vistas a garantir a continuidade do fornecimento de energia elétrica e que os custos Associados à contração dessa reserva de capacidade serão suportados por todos os usuários finais de energia elétrica incluindo consumidores Livres especiais e autoprodutores na parcela de Energia decorrente de interligação ao sim conforme a regulamentação e esse

tema também foi regul entado pelo decreto 10707 de 2021 aqui com relação à contextualização então houve a primeira fase da consulta pública 61 que buscou colher subsídios e informações para minuta de resolução que disciplina os pontos Associados a essa contratação de reserva de capacidade incluindo o modelo do contrato de uso de potência Eh por meio da nota técnica 56 de 2022 a a antiga superintendência de regulação econômica e de estudos de mercado apresentou a análise das contribuições recebidas no âmbito do fechamento dessa primeira fase da consulta pública eh na 38ª reunião pública de 2022 então

na ocasião do fechamento da primeira fase o diretor Elva pediu Vista desse processo e na 41ª reunião pública de 1eo de Novembro eh a diretoria danel decidiu instar essa Segunda fase com vistas acolher subsídios para essa metodologia do encargo de rateio do encargo e com base na fundamentação do voto Vista que analisou quatro opções regulatórias eh aqui cabe destacar a relevância e urgência dessa análise em virtude da solicitação do ministério de Minas e energia para que ael tomasse as providências necessárias para antecipação do início suprimento do do contrato de potência de reserva de Capacidade da

usina termoelétrica termopernambuco para outubro de 2024 dentre essas medidas eh constam então a aprovação da minuta do termo aditivo de antecipação esse item consta do item o da pauta da dessa reunião pública e a análise das contribuições da segunda fase da consulta pública objeto da presente análise aqui passando pelas informações relativas à abertura da segunda fase Então as quatro opções regulatórias Postas paraa segunda fase dessa consulta pública que consta do voto vista são as opções um de rateio do encargo Com base no consumo líquido essa opção ela foi exatamente a da abertura da primeira fase

da consulta pública a opção do de rateio do encargo de forma proporcional consumo máximo horário do mês ela Corresponde à opção de fechamento da primeira fase da consulta pública analisada pela srm por meio da nota técnica 56 de 2022 e no voto Vista constam essas opções adicionais que é opção TRS e qu a TRS é o rateio do encargo pelo consumo líquido no período de demanda máxima do sim e a quatro do rateio do encargo entre ambiente de comercialização pelo consumo líquido no período de demanda máxima então A4 ela é a a questão do ambiente

de comercialização el ela aplica a opção um pro ambiente comercialização regulada e a opção três pro ambiente eh comercialização Livre passando agora pro resultado da segunda fase dessa consulta pública no âmbito da consulta pública foram a anel recebeu 24 contribuições de 10 participantes 17% foram aceitas ou parcialmente aceitas e 83% não aceitas e a maioria das contribuições apresentar entendeu que deveria ser adotada a opção três mas destacaram que essa proposta necessita de melhorias adicionais em Resumo a área técnica entendeu que como os consumidores do ambiente de contratação regulada não responderão ao sinal econômico produzido pela

opção trê e não deslocarão o seu consumo para o período fora de ponta essa opção perde sua eficácia e não reduzirá a necessidade de futuras contratações de capacidade de potência A então com relação a opção um ela já foi suplantada pela opção dois conforme a análise da nota técnica 56 de 2022 eh Tendo em vista que a opção quatro tá relacionada às opções um e três a área técnica concluiu também que ela não deveria ser adotada além de ser de maior complexidade e operacionalização então a área técnica entendeu que a opção dois é a mais

adequada por oferecer sinal regulatório para induzir um consumo com modelação mais uniforme e tende a contribuir para mitigar a necessidade de novas contratações de Reserva de capacidade eh por fim em atendimento a solicitação do ministério de Minas e energia para que anel tome as providências necessárias para antecipação do início de suprimento do contrato de potência de reserva de capacidade da ute termo Pernambuco para outubro de 24 fazse necessário operacionalizar o disposto normativo a ser aprovado por meio da alteração das regras e procedimentos comerciais calização então a CC Encaminhou o descritivo conceitual das alterações e as

minutas das regras de comercialização Provisórias ou seja o módulo de reajuste dos parâmetros de receita de venda de receita de ccar e o novo módulo de contratação de reserva de capacidade contendo o rateio do encargo baseado na metodologia da opção dois Assim caso a diretoria decida por aprovar a minuta de resolução conforme a presente instrução a área técnica recomenda a instalação de terceira fase Da consulta pública pelo prazo de 15 dias com a aplicação das regras de comercialização em caráter provisório e sujeito a recont abilizar Eu que agradeço pela apresentação técnica Fabiana diante disso eu

vou passar direto à leitura do dispositivo diante dos poster que consta do processo número 48500 0043 73/2021 88 voto por aprovar a emissão de resolução normativa conforme minuta do Anexo segundo da nota técnica número 164 de 2024 da sgm Anel alterando as resoluções normativas da Anel número 957 de 2021 e 199 de 2022 para estabelecer as disposições relativas à contratação de reserva de capacidade na forma de potência aprovar modelo do contrato de uso de potência para reserva de capacidade copc entre outras providências dois instaurar terceira fase da consulta pública número 61 de 2021 pelo prazo

de 15 dias com Vistas acolher subsídios em informações adicionais para o aprimoramento das regras de comercialização propostas em virtude da aprovação do presente processo com aplicação imediata pela CCE em caráter provisório ao voto em discussão a matéria bem mais uma vez aí agradecer a manifestação da abraça e abap também eh entendo que pelas razões aqui expostas pelo relator e também muito bem trazida pela pela apresentação técnica da Fabiana a gente tem o o entendimento de que a proposta dois Ela traz uma melhor aderência aos objetivos que a Nel busca Eu acho que um outro também

a destacar E que esse processo ele estava está na na relatoria do diretor Fernando e ele trouxe para ser julgado em função de uma necessidade trazida pelo Ministério de Minas e energia e pelo operador Nacional do sistema elétrico de que para outubro de 2024 essas esse mecanismo já deveria estar já deve estar funcionando de forma A propiciar a antecipação eh da da operação da Usina termopernambuco então aqui apenas destacar a diligência da agência das áreas técnicas que assoberbados demandas e outras atividades parou se dedicou para estruturar a proposta que foi trazida também ao relator que

também teve a necessidade de paralisar ou postergar outras atividades também igualmente importantes para atender aqui um pedido do ministério de Minas e energia e do operador Nacional do sistema elétrico em sentido amplo um pedido do sistema elétrico brasileiro para que a gente possa eh atender com presteza e com segurança elétrica e energética os consumidores do Brasil Então mais uma vez aqui parabenizar as áreas a área técnica aqui especificamente Dr cantarino Otávio e toda a sua equipe eh que mais uma vez paralisou a sua as atividades para dar relevância a a esse Tema e também é

o relator da matéria eu só queria ponderar diretor Rosa acompanho o seu voto é que de fato até para as associações né eu recebi por WhatsApp ontem à noite um um memorando um documento para mim com essas ponderações então e aí de fato que a gente tá privilegiando é a norma que me pareceu a mais segura de implementar com a urgência que a gente precisa né então é É nesse sentido que eu acompanho assim e de e eu por um lado eu sinto uma pena Porque se houvessem questões que eles que os agentes quisessem debater

assim acho que teria tido no passado oportunidade de trazer isso antes né então Eh por esse lado eu lamento mas eu acompanho Com certeza diretor Fernando é eu acho que também um ponto que Bem lembrado aqui acho que esse ponto que a diretora Agnes ela ela relaciona que de alguma forma está enteressado no voto do diretor relator nós vamos abrir uma terceira fase é possível que depois esse Tema possa ser eh eh discutido rediscutido sempre aprimorado mas nesse momento a melhor decisão que se impõe entendo que é a opção dois como bem colacionado e trazido

pelo relator eh só fazer um registro a terceira fase ela é para aprimorar as regras por conta da aplicação imediata em caráter provisório da maneira de pagamento do encargo ah perfeito mas a sua preocupação acredito que ela também tá endereçada na previsão de ter uma RR daqui a no máximo 2 anos Não daqui a 2 anos mas no máximo 2 anos então vai ser possível verificar esse modelo que nós hoje aprovamos e confirmar o acerto ou a necessidade de algum tipo de aprimoramento obrigado obrigado pela correção Fernando de fato tá tá correto aqui a uma

leitura aqui muito rápida mas atenta o que nós vamos discutir na terceira fase é exatamente as regras para implementar o que estamos a aprovando muito bem então sendo assim Sub a proposta de voto do eminente relator para votação em votação Eu voto com o relator Eu também voto com o relator Eu também voto com o relator e proclamo que a diretoria da Nel decidiu por maioria aprovar a minuta emissão de resolução normativa conforme minuta do anexo 2 da nota técnica 164 de 2024 nota técnica essa elaborada e publicada pela sgm alterando as resoluções normativas 957

de 2021 199 de 2022 com objetivo de estabelecer as disposições relativas à contratação da reserva de capacidade na forma de potência aprovar o modelo do contrato de uso de potência para reserva de capacidade cop Cap entre outras providências e por fim instaurar a terceira fase da consulta pública 61 de 2021 um com o prazo de 15 dias com vistas a acolher subsídios informações adicionais para o aprimoramento das Regras de comercialização propostas em virtude da aprovação do presente processo com aplicação imediata pela câmara de comercialização de energia elétrica em caráter provisório próximo item senhor secretário último

item da pauta de número 4 processo 48500 00127 20204 pedido de medida cautelar protocolado pela cai solar Power limitada com vistas à emissão dos Orçamentos de conexão pela RG Sul distribuidora de Energia SA diretor relator Fernando Luiz moos Ferreira da Silva e um pedido de sustentação oral para este item Obrigado Dana Desde janeiro de 2023 a Kai solar Power limitada alega que tem enfrentado problemas para conectar suas usinas de minigeração à rede da RG Sul distribuidora de energia S RGE tendo suas solicitações de orçamento de conexão rejeitadas pela distribuidora Como tentativa de divisão de central

geradora para se enquadrar nos limites em 7 de janeiro de 2023 a essante submeteu 32,5 MW em projetos de minigeração nos municípios de Uruguaiana e barra do Quaraí distribuídos entre as spes em sete plantas Solares sendo seis plantas de 5 m e uma planta de 2,5 m cada planta é composta por uma série de projetos sendo as plantas de 5 m compostas por CCO projetos de 5 m e a planta de 2,5 m Composta por dois projetos de 1 m e um projeto de 500 kW em 23 de janeiro de 2023 ocorreram as primeiras reprova

por divisão de central geradora dentro do escopo de análise de proteção feito pela distribuidora em 17 de fevereiro de 2023 houve nova reprova dentro do mesmo escopo em ambas manifestações a RGE entende que abre aspas Foi verificado que a região e montante escolhidos pelo consumidor para instalação de sua Usina alteraria o enquadramento como Minigeração distribuída fecha aspas e que abre aspas a potência submetida à avaliação abre aspas novamente ultrapassaria o limite de injeção de potência permitido para mesma região fecha aspas em 27 de fevereiro de 2023 após as negativas apresentadas foi realizada a reunião entre

a acessante e a distribuidora na qual a RGE manifestou conforme ata apresentada pela cai que seu entendimento teria por base a Delegação de competência para verificação de divisão de central geradora concedida pela anel em Nova reunião realizada no dia 25 de abril de 2024 a RGE definiu o prosseguimento das usinas rs010 composta de três projetos totalizando 2,5 m e RS 016 Entretanto limitou a est uzina a 2,5 m dos 5 m Originalmente solicitados entre julho de 23 e fevereiro de 2024 foram realizadas mais Cinco reuniões entre a RGE E aamai conforme Linha do Tempo apresentada

pela requerente na última dessas segundo a requerente a RGE taxativamente negou a cai a possibilidade de se realizar uma consulta conjunta perante anel para resolução da questão controvertida acerca da existência ou não da divisão Central geradora dos projetos em 15 de abril de 2024 diante da frustração em suas tratativas com a distribuidora a requerente civil obrigada a explorar Outras vias para a resolução de seu problema e solicitou pedido de medida cautelar visando a emissão dos orçamentos de conexão dos Empreendimentos da acessante pela RGE em 22 de abril de 2024 na 15ª sessão de sorteio público

ordinário O processo foi distribuído à minha relatoria em 3 de junho de 2024 recebi os representantes da camar em reunião presencial na qual solicitei complementação do Dr documentação Protocolada visando maior detalhamento dos projetos submetidos e das respectivas tratativas junto à distribuidora em 1eo de julho de 24 foi protocolada complementação ao pedido de medida cautelar protocolado pela camai contendo o histórico de interações entre a requerente e a distribuidora bem como um extenso detalhamento de cada um dos projetos da cessante é o relatório sustentação oral será apresentado pelo Sr senhor Igor Sales representante da Camai solar Power

limitada senhor dispõe de até 10 minutos Obrigado Dana não vou precisar dos 10 minutos queria aproveitar o tempo mais para dar um contexto de todos os projetos que a gente protocolar lá no sul primeiramente e Bom dia diretora Agnes diretor ch diretor feitoso moosa o relator diretor relator ah os primeiros slides eu a gente vai usar mais para dar um contexto dos projetos né que foi bem descrito na Introdução do diretos mosa e depois demonstrar o por da urgência né aí tão Os projetos que a gente protocolou lá no sul né Se a gente for

ver não tem nenhum projeto os projetos são em amarelo tá e as substações estão em azul não tem nenhum projeto em amarelo que é uma junção né de projetos que passe os 5 MW que é o limite pra geração distribuída mini geração lá na época Então não temos ess problema Ah todos os proprietários das áreas em Amarelo são diferentes não tem nenhum proprietário que se repete lá na a fronteira é conhecida por ser bem tradicional Então são proprietários aí famílias que tem a década décadas séculos a mesma área tá o mesmo Campo ah as matrículas

são antigas como falei não há indício indício de desmembramento tá de nenhuma área a desmembramento artificial a gente tem eh matrícula aí por exemplo a Rs09 lá em cima à direita que é de 2004 h mais de 20 anos e é uma áa extensa tá é uma áa extensa para você chegar de Alegre até Uruguaiana aí são dois municípios tá Uruguaiana e barra do Quaraí para chegar até Uruguaiana é praticamente São Paulo Brasília tá é uma á extensa a gente tá falando vocês podem ver 50 km 60 km aí de extensão ah da área toda

e é difícil alegar por proximidade que tem divisão de central geradora a a distância do Projeto lá do Sul é 13 ao 04 é de 34 km depois indo do projeto do Meio 4 até o 7 até o 17 16 km e parece perto né Por causa do do zoom mas do 17 pro 16 é mais do que 2 Km tá tem os dois projetos que estão em área contígua tá que são os dois projetos à direita que depois eu eu falo mais adiante mas fora esses dois também nenhum dos outros projetos eles conectam tem

viabilidade de conexão na mesma Substação tá a gente tá vendo aí na figura a gente tem seis substações e sete projetos ou seja cada projeto tem uma viabilidade para uma substação agora com relação aos projetos contiguos tá Ah eu fiz pessoalmente tá a prospecção das áreas e um dos né primeiro a a área como falei R 9 e a 11 São matrículas antigas de 2004 não teve desmembramento artificial Daí o proprietário falou com o vizinho que o vizinho se interessou tá se o proprietário tivesse falado com alguém de São Paulo a iria lá iria protocolar

o projeto em São Paulo por ser vizinho é um impeditivo né ou se ele falou com vizinho e a gente vai fazer os dois projetos teria que fazer os dois do vizinho e não fazer a no proprietário original então isso eh foge um pouco da minha compreensão né Esse ponto com relação aessas áreas específicas mas como um todo quando a gente vê todas as as sete usinas que a gente protocolou Ah não faz sentido falar em divisão de central geradora Aqui tá um resumo então a letra tá um pouco pequeno mas a gente vê os

critérios aventados ah na consulta pública 51 né que embasou a rein a 1059 e a gente vê que todos os critérios que foram aventados né capacidade dentro Do limite proprietários diferentes matrículas antigas distante das demais usinas substação e de conexão diferente todos eh absolutamente para cinco áreas não tem o que se falar tá E para aquelas duas eh como que eu comentei Ah tem aquele caso mas tambémm não é uma divisão artificial tá os proprietários já estavam lá e há muito tempo foi por isso quando a a RGE falou com a gente que tem tinha

divisão Central geradora a gente ficou surpreso Tá Ah tentou conversar com eles quando a gente viu a negativa definitiva a gente entrou de pronto aqui na com a consulta da Nel tá a A Urgência na decisão fumos Boni eures basicamente não tem como mostrei no slide anterior não tem critério que indique divisão de central geradora tá nada artificial tá já houve posicionamento favorável da antiga SRD sobre casos semelhante eu sei que cada caso é um caso mas já houve a decisão e O perico Em mor é bom a gente os pré-contratos de arrendamento eles têm

termos eles têm prazos a ser cumpridos etc os proprietários Ah eles têm que saber como vão destinar áreas deles né e ainda mais agora que a região do Sul Tá bem foi bem penalizada né Por todas as chuvas Então a gente tem esse ponto e também todas as outras variáveis dos projetos a preço dos equipamentos taxa de câmbio a tributação custo de dívida Então essas variáveis e dependendo de Como se movimentam essa demora da RGE em aprovar pode inviabilizar os projetos Tá e por último eh só pra gente ter uma ideia também da da extensão

as distâncias lá no Sul na fronteira são significativas aqui a gente vê esse quadrado em verde a área dele 76 Km por 76 km é a área da Seb praticamente os projetos protocolados não cabem na área da Seb Então seria o caso da Seb ter só uma usina de minigeração Eu acho que é isso muito obrigado muito obrigado agradeço a manifestação do representante da camai e solicito manifestação da procuradoria Muito obrigado senhor diretor geral Eu também cumprimento o Senor Igor uzum Sales representante da camai nesse caso também não houve encaminhamento portanto não há manifestação senhor

diretor relator Obrigado Dr Raul como já Relatado Vou passar no parágrafo terceiro por favor como já relatado a interessada submeteu 32,5 MW em projetos de minigeração nos municípios de Uruguaiana e Bar do Quaraí parágrafo 13º e barra do Quaraí distribuídos entre as spes em sete plantas Solares sendo seis plantas de 5 MW e uma planta de 2,5 MW na figura a seguir é possível visualizar a localização geográfica de cada um dos projetos assinando lá desem amarelo bem como as respectivas subestações onde se Pretende conectar as usinas assinaladas em azul indicações das principais distâncias essa imagem

é basicamente aquela que foi apresentada ainda há pouco na sustentação oral a central geradora denominada rs03 que é a usina mais abaixo está localizada no município de bar do Quaraí e as demais usinas no município de Uruguaiana ambas no Estado do Rio Grande do Sul a requerente apresentou cópia dos instrumentos particulares de contrato de Locação de imóvel os contratos de arrendamento celebrados com os proprietários das terras entre 8 de dezembro de 2022 e 5 de Janeiro de 2023 bem como cópia das certidões dos registros de imóveis das correspondentes matrículas a partir das quais é possível

verificar que cada Usina está localizada em uma propriedade rural distinta com matrículas distintas e cujos proprietários são únicos completamente diferente dos proprietários das áreas Das demais usinas além disso a partir de Tais documentos é possível confirmar a afirmação da recorrente de que não há indícios de alterações nas matrículas dos imóveis que possam caracterizar algum desmembramento artificial das propriedades visando separar as matrículas e fazer divisão de central geradora as últimas alterações nas matrículas dos imóveis São de longa data ou em casos mais recentes contemplam somente transações particulares das Propriedades ainda de acordo com os aspectos técnicos

do projeto as subestações pretendidas de conexão de cada uma das usinas são distintas entre si a exceção das usinas rs09 e RS 011 para as quais pretende-se a conexão com a substação uruguiana 2 conforme retratado na figura abaixo para na figura abaixo por gentileza na figura abaixo é possível verificar em amarelo as usinas em azul as subestações e o Tracejado o pontilhado em branco demonstrando aonde que cada Central geradora se conectaria dando Justamente a dimensão do que nós nós estamos falando em termos de vinculação de central geradora com correspondente substação pode baixar por favor a

requerente afirma que a análise de seus projetos pela RGE se deu através de três escopos distintos comercial técnica e proteção sendo que as provas que a acessante busca reformar dizem Respeito à análise de proteção cuja negativa da distribuidora reproduzo a seguir então aí tá a motivação da distribuidora no sentido de reprovar o orçamento de conexão e ali é dito ultrapassam o limite de injeção de potência permitido para a mesma região alterando o enquadramento como mini geração distribuída o cliente poderá adequar a solicitação ou manter atividade que totalizam até 5 MW ou adicionar novos pedidos desde

que em Regiões diferentes de acordo com a regulação vigente diante dessas instâncias a acessante apresentou o pedido de medida cautelar com objetivo de com objetivo de obter a emissão dos orçamentos de conexão pela RGE Sul distribuidora de Energia SA em relação a encaminhamento eu vou pular direto pro parágrafo 27 porque os parágrafos 20 a 26 são os argumentos que autorizam a apreciação de pleito Cautelar pela agência pois bem em juízo perfunctório próprio do atual momento processual entendo estar em presentes os requisitos autorizadores da medida cautelar pretendida explico no que tange a probabilidade do direito vindicado

denota-se dos fatos narrados pela requerente que a distribuidora procedeu ao cancelamento dos oramentos de conexão após suspeita de enquadramento dos projetos na vedação de divisão de centrais geradoras em unidades de menor Porte estabelecida no parágrafo sego do artigo 11 da lei 14300 de 6 de janeiro de 2022 a respeito dessa vedação importa salientar que de acordo com a regulação a distribuidora é responsável por identificar os casos de tentativa de divisão de uma central de microgeração ou minigeração distribuída em centrais de menor porte para enquadramento nos limites de potência instalada de microgeração ou minigeração distribuída Conforme

o parágrafo primeiro do artigo 655 e da resolução normativa número 1000 sendo desnecessária anuência ou manifestação prévia da Anel e ali então tá a transcrição do dispositivo como se vê o capt do artigo 655 e parte da premissa de que uma vez constatada divisão de central geradora de modo a possibilitar o enquadramento nos limites de micro e minigeração esta situação deve ser vedada em outras palavras ao ser constatado caso inequívoco de Divisão de de usinas o objetivo do referido artigo é não permitir o enquadramento como micro ou mini geração distribuída contudo no presente caso entendo

que não há como afirmar-se a inequívoca tentativa de divisão permanecendo dúvidas sobre a divisão vedada de maneira que não é possível aplicar imediatamente o artigo 655 e nos termos do parágrafo primeiro do artigo 655 E cabe a distribu identificar essas possíveis irregularidades assim ao Entender que houve a divisão das centrais geradoras com a finalidade de enquadramento nos limites estabelecidos para minigeração distribuída amparada no parágrafo 2 do artigo 65e a distribuidora procedeu a não aprovação dos orçamentos de conexão sobre o tema relembro que no processo de regulamentação da resolução normativa 1059 foi realizada tentativa de definir

critérios objetivos para a caracterização da divisão de usinas como Resultado da análise das 49 contribuições sobre o tema recebidas no âmbito da consulta pública número 51 sob o argumento de que os critérios propostos pelas instituições não eram robustos o suficient de modo de evitar divisões não foram acolhidas as sugestões que poderiam embasar para vedar ou não a análise de divisão no caso aqui tratado a exemplo da consideração de elementos para separar centrais geradoras somatório de carga Das conexões localizadas no mesmo município ou municípios atendidos pela mesma subestação elétrica ou linha de transmissão período e região

onde foram realizadas as solicitações de acesso mesmo solicitante titular CNPJ ou CPF numa mesma região área contígua ento e construção únicos projetos contiguos tempo de existência das unidades consumidoras quantidade de projetos por substação portanto uma vez que a resolução normativa 1059 não traz Critérios objetivos para caracterizar essas divisões é necessário avaliar as particularidades de cada caso conforme entendimento da Anel expresso na nota técnica número 2 de 2024 da STD de 18 de janeiro de 2024 no âmbito do processo número 48500 0044 37 2023 11 obrigado Carlos a distribuidora deve aplicar critérios adequados ao caso concreto

para averiguar se H elementos para entender que houve de fato divisão de necessária de uma central geradora de Maior porte somente para se adequar ao limite de potência da regra e eu faço referência então parágrafo 32 o fato de anel não ter definido em Norma previamente uma lista de critérios a serem observados não significa que a distribuidora não deva adotar critérios objetivos para análise do caso concreto o que importa é que critérios utilizados sejam adequados ao caso concreto que a distribuidora possa motivar A Escolha dos critérios e que os critérios sejam Aplicados de forma isonômica

aos consumidores em situação similar assim seria imprescindível conhecer as razões pela das quais a distribuidora entendeu que os pedidos de conexão efetuados pelo acessante foram interpretados como uma tentativa de divisão sujeita à vedação normativa no entanto a partir da negativa apresentada pela distribuidora não é possível saber quais critérios foram utilizados na análise e nem as razões pelas quais se chegou à conclusão De que as solicitações da acessante abre aspas ultrapassam o limite de injeção de potência permitido para a mesma região alterando o enquadramento como minigeração distribuída fecha aspas e que abre aspas o cliente poderá

adequar a solicitação ou manter atividade que totalizam até 5 megas ou adicionar novos pedidos desde que em regiões diferentes de acordo com a regulação vigente fecha aspas portanto no presente caso há uma divergência entre o Entendimento da concessionária e o da requerente em que o o cerne da discussão reside no fato de as centrais geradoras Considerando o conjunto de solicitações efetuadas pela cai ultrapassarem o limite de 5 m entendo que esse fato avaliado de forma individual não caracteriza a tentativa de divisão a partir das informações e dos documentos fornecidos pela acessante é possível verificar que

segundo alguns dos critérios sugeridos na consulta Pública 51 e comumente utilizados nas análises de divisão de central geradora quais sejam um proprietários das áreas onde se pretende instalar as usinas são diferentes dois matrículas dos imóveis antigas sem indícios de desmembramento artificial três as usinas não estão localizadas em áreas contíguas a exceção das usinas rs09 e RS 011 e quatro as subestações onde se pretendem conectar as usinas são diferentes não se Pode afirmar com grau de certeza adequado que a configuração proposta fere os princípios da lei número 14300 e da resolução normativa número 1059 logo até

que seja identificada uma eventual irregularidade no dimensionamento dos projetos um único projeto de 32,5 m ao invés de de seis projetos de 5 m e um projeto de 2,5 MW não se pode fazer presunção absoluta Yuri a tiuri de que os projetos corresponderiam a uma única usina de Maior porte Dividida com o propósito de enquadramento nos limites de potência estabelecidos nos comandos da lei número 14300 e da resolução normativa 1059 de forma que é necessário analisar o caso concreto de maneira aprofundada em juízo de mérito portanto considerando que a análise efetuada pela RGE carece de

detalhamento e robustez sem os quais não se pode avaliar os critérios utilizados e as razões pelas quais a distribuidora chegou à conclusão de que As solicitações da acessante deveriam se enquadrar na vedação dada pelo artigo 655 e da resolução normativa 1059 e considerando ainda que não há como identificar de maneira equívoca a divisão das unidades geradoras sem a verificação de mérito do caso concreto reputo presente em caso a fumaça do bom direito o mesmo verifico em relação ao perigo da demora senão vejamos modelo de geração dos acessantes não se está em propriedades próprias mas Em

áreas arrendadas os respectivos contratos de arrendamento possuem prazo de carência dos valores de locação enquanto não estão implementadas as usinas solares fotovoltaicas a não concessão da medida cautelar poderá resultar na perda da área e consequentemente do objeto dos projetos de conexão em si por outro lado a única forma de se manter os contratos de arrendamento é se o acessante assumir os valores dos contratos de locação por Conta própria O que Pode render incontáveis prejuízos financeiros ademais no que tange ao risco de irreversibilidade dos efeitos da decisão cumpre consignar que o acatamento do pleito acautelatório no

caso corrente tem como efeito permitir que os interessados prossigam com o desenvolvimento dos projetos até o julgamento definitivo no âmbito administrativo do pedido de emissão dos orçamentos de conexão pela RGE Sul Distribuidora de energia C como se infere trata-se de medida cautelar reversível cujos efeitos podem eventualmente ser desconstituído fim do curso do presente processo após a devida instrução técnica nos termos da legislação vigente cabe ressaltar que a resolução número 1559 possui dispositivos a serem aplicados caso se constate recebimento irregular de benefício associado ao sistema de compensação de energia Elétrica nesse sentido o artigo 65f dispõe

que no parágrafo sego as consequências caso se constate recebimento irregular de benefício associado ao scee a distribuidora deve adotar as seguintes providências vou pular o inciso 1 do pode em vista disso é importante frisar que sendo deferida a presente cautelar caberá os requerente Por sua conta e risco a decisão de prosseguir com o desenvolvimento dos projetos até a Definição de mérito do caso aqui tratado caso o julgamento do mérito seja desfavorável os requerentes perderão enquadramento como minigeração distribuída e deverão ressarcir a distribuidora pelo período em que usufruíram dos benefícios por todo exposto estando presentes os

requisitos autorizadores da fumaça do bom direito do perigo da demora e da reversibilidade da medida entendo cabível a concessão da cautelar requerida dispositivo por Gentileza dispositivo diante do expost que consta do processo número 48500 00127 20204 voto por conhecer e no mérito dar provimento ao pedido de medida cautelar interposto por k+ solar Power limitada no sentido de um determinar a RGE su distribuidora de Energia SA RGE a imediata emissão do orçamento de conexão dois empreendimentos da cessante com consequente enquadramento das usinas como gd1 até o julgamento definitivo do Mérito do referido oramento dois encaminhar o

processo para a superintendência de mediação administrativa e das relações de consumo SMA e para a de superintendência de regulação dos serviços de transmissão e distribuição de energia elétrica STD para análise do mérito é o voto em discussão a matéria acho que diretor acho que já adiantando minha discordancia com seu encaminhamento só vou fazer até para Fundamentar tá só fazer as considerações e tem que pegar meu ó aqui tá difícil ficar multifocal Eh vamos lá na questão da fumaça do bom direito eh entendo que a nossa Norma foi muito clara assim quando eu penso no direito

de estabelecer esse julgamento a priori pra própria distribuidora né e e justamente toda essa discussão se tem critério objetivo se não tem critério objetivo mas a norma não estabelece os critérios objetivos e isso a gente Explorou até num outro processo eh um tempo atrás eem que tinha assim um parecer da procuradoria que também trazia esse ponto eh sobre eh deixa eu ver aqui que eu anotei aqui que a distribuidora é responsável pela identificação da divisão irregular e uma vez que o regulamento e a própria Nel em concreto atribuíram à distribuidora avaliação e decisão a respeito

da divisão irregular da central geradora ao cancelar aí nesse caso era um Cancelamento de eh de eh de orçamento de conexão a subidor apenas cumpriu o seu dever de identificar irregularidade Mas e aí eu volto pro outro item que é fora da questão da Fumaça Doom direito que é h eu entendi que a princípio não existe né um pedido um recurso aqui um pedido principal para essa cautelar que daí você tá encaminhando né para áreas pras áreas técnicas analisarem E aí quando a gente pensa no risco da demora no periculo da demora né Eh eu

acho Muito estranho a gente tratar disso em sede cautelar com urgência sem a área técnica fazer análise quando a gente vê que esse empreendedor acho que requereu essa cautelar mais de 14 meses após as reprovações pela distribuidora então eu não consigo ver essa urgência e esse perigo da demora E aí quando a gente fala do perigo da demora eh eu penso até no no perigo da demora mais reverso que se eventualmente a gente enquadra e concede né o o subsídio depois para Reaver o recurso porque o o na sustentação oral eh eh teve um lado

meu que ficou até sensibilizada né de fato Os Donos das terras Pelo que eu entendi né que estão com as terras paradas eh mas supondo que lá na frente no mérito a gente decida desfazer tudo o que que faz também acho que tem um dano para esses donos da terra da mesma forma então é melhor que a gente tome essa decisão com mais eh segurança né então eu acho que são esses os pontos que eu queria trazer Tá do sobre o que eu refletir sobre esse processo acho que eh só para fazer aqui até para

aproveitar o a fala da diretora Agnes e aí o diretor Fernando tem a oportunidade de se manifestar porque ela é muito convergente com a fala da diretora agres esses pedidos foram feitos na distribuidora há 14 meses atrás então de fato se houvesse Todo essa urgência há 14 meses ou a a empresa teria procurado a agência a própria área técnica as áreas técnicas que também eu Até não tinha essa informação eh não houve uma provocação direto às áreas técnicas então diretamente um pedido cautelar Diretoria O que nos deixa assim praticamente num E aí eu falo por

mim assim num numa análise muito muito superficial de um processo que tem uma dimensão bastante relevante estamos falando de me ressuscitando não ressuscitando mas trazendo enquadramento diretamente para gd1 então é um um sem uma maior Avaliação das áreas técnicas pelo menos de uma avaliação mais pormenorizada mais mais técnica mais aprofundada típico do trabalho das unidades técnicas os diretores por mais que se esforcem possuam informações e a respeito do processo eles não t e por por conceito próprio o aprofundamento necessário para fazer os julgamentos com a máxima certeza possível E como foi trazido aqui pelo diretor

relator ou seja com a com base em uma análise Perfunctória própria de um processo cautelar então Eh esses pontos também trazem uma certa preocupação diretor Fernand mas é essa uma avaliação que que eu faço aqui preliminarmente também certo bem primeiro eu entendo que a gente tem que abordar o aspecto conceitual do que foi feito com a resolução 109 em relação a de que maneira que as distribuidoras atuariam em relação às solicitações de GD ali de modo muito Claro há uma delegação não é uma transferência de competência uma transferência de atribuição então tal como aqui na

agência nós delegamos para as superintendências algumas comp da diretoria nós fizemos uma opção de delegar para as distribuidoras a atribuição de fazer a análise tanto Num caso em que nós delegamos a atribuição para superintendências como nesse caso nós delegamos atribuição para Distribuidora a agência reguladora não abre mão da sua competência própria Então se é possível que um solicitante um acessante ele formule o com base na 14300 com base na 1059 para distribuidora com mais razão ainda em alguma situação que não seja possível chegar um deslinde da questão a juízo do acessante que lhe seja satisfatório

ele tem a possibilidade de entrar com requerimento administrativo seja de um pleito de mérito ou cautelar perante a Agência reguladora então eu entendo que aqui nós estamos sim dentro de toda a atividade própria da agência reguladora apreciando um pleito de um acessante o outro ponto é AD depender de como se encara o problema você pode acabar chegando a uma conclusão de que passou-se 14 meses do momento da reprova até o ajuizamento da cautela a como também você pode entender que todos os melhores esforços interações e respeito à decisão da distribuidora foram feitos Porque como tá

no relatório em 27 de fevereiro de 2023 após a negativa apresentada no entendimento de vocês poderia Então já ser iniciado um processo administrativo perante a agência reguladora fosse de mérito cautelar mas foi realizada a reunião entre a acessante a distribuidora Ou seja já tinha uma reprova já tinha uma negativa mas tentando esclarecer e pontuar os melhores argumentos insistiu se em ter Tratativas com a tribuidora no parágrafo 5º em Nova reunião realizada no dia 25 de abril de 2024 em Julho de 2023 entre julho de 2023 e fevereiro de 2024 foram realizadas mais cinco reuniões e

em 15 de abril de 2024 diante da frustração das tratativas com a distribuidora a requerente seil obrigado a explorar outras vias ou seja Imaginem vocês fosse o caso de todo e qualquer acessante ato contínuo a uma reprova da distribuidora ingressar com uma cautelar o argumento Dito dessa Tribuna seria desse colegiado seria bem nós não podemos fazer com que a agência reguladora unicamente aprecie pleitos geração distribuída o acessante o GD ele deveria buscar algum tipo de tratativa com a distribuidora o que que foi feito aqui ele buscou tratativas cod Distribuidora e a seu juízo no momento

em que foram esgotadas todas as possibilidades de explorar alternativas administrativas junto à distribuidora foi apresentado um pleito cautelar a Agência reguladora que é sim a autoridade própria para tratar de GD a distribuidora então o fato de ter superado se o prazo de 14 meses para então ingressar com uma cautelar no meu convencimento apenas demonstra que há muito boa fé da acessante no sentido de buscar apresentar como nós vimos naquele mapa todos os melhores argumentos para tentar alterar o entendimento administrativo da distribuidora lembrando o que foi dito e me chamou Atenção na sustentação oral que se

fosse buscar a dimensão daquele quadrado que foi colocado aquilo seria equivalente a toda a concessão da Seb fosse isso então aqui na sebbe seria possível apenas uma GD não sei se seria a agd do estádio eu não sei qual que seria a agd mas só poderia uma agd então eu entendo que o fato de 14 meses não desnatura a ideia do pericul mora e quando se fala da preocupação em relação a como que seria no caso de ter posteriormente o Entendimento contrário ao dessa cautelar eu penso que não só a lógica e a natureza da

cautelar que é da reversibilidade mas a regra que nós aprovamos que é a possibilidade de ter reversão de evolução dos créditos e todas as consequências ela se aplica imediatamente bem se uma decisão da distribuidora por delegação da agência reguladora poderia redundar em futuramente identificar que foi categorizado como GD equivocadamente o Que seria apto a aplicar o artigo 655 e determinar a devolução dos créditos nós agência reguladora que aprovamos a resolução normativa 1059 que regulamos todo o setor não podemos então dar uma decisão com base nos requisitos de uma cautelar como tá posto fumaça do bom

direito per termos de resolução nossa própria possibilidade de reversibilidade como que nós vamos nos furtar a ter a melhor decisão E aí apenas para contextualizar Eu entendo que cada um dos diretores no seu melhor convencimento entende como que deve ser o encaminhamento em termos de apreciar uma cautelar mas se naquela oportunidade que nós apreciamos o pleito cautelar daquelas usinas que pediram eh a a cautelar no caso da enel que era em dois municípios do Estado do Rio de Janeiro havia aqui uma discussão a respeito de como é que poderia ser configurado ou não lá era

20 m 8 usinas 2,5 m duas cidades enfim toda uma Questão aqui eu penso que fica eh pelo menos para mim muito claro quando observa-se o mapa e verifica-se que nós temos substações e as unidades geradoras as centrais geradoras são sete elas estão seis em seis substações e uma na mesma substação não há qualquer tipo de contiguidade em termos de uma central geradora está imediatamente localizada ao lado da outra não há coincidência de proprietários não há nenhum tipo de alteração dos registros Imobiliários que Fosse de algum modo possível observar que foram alterados unicamente para burlar

a regra ou seja eh eu entendo e Respeito tenho que respeitar o convencimento de cada diretor mas aqui eu acredito que tem de modo muito Claro e muito muito categorizado como que nós podemos apreciar um pleito cautelar dentro da nossa atividade própria de regular um setor e dentro da nossa atribuição própria de entendendo que a distribuidora entendeu equivocadamente Entendeu mal interpretou mal uma regra Nossa nós temos a possibilidade de dar uma cautelar para que o agente por conta e risco ele desenvolv ou não empreendimento e se a decisão de mérito ela for contrária a uma

cautelar aplique-se a regra do 655 e tem que devolver os créditos bem feito os esclarecimentos do diretor relator submeto a o voto do diretor relator para julgamento em votação eh eu vou abrir divergência aí votar pelo não Concedimento né da cautelar eu acompanho o voto do relator Eu também Acompanho a divergência da diretora Agnes e esse também é um processo que não há decisão por ausência de maioria eh a uma vez que não tem votação permanece a em aberto a decisão até a a composição do colegiado da agência oportunizando então o tema a ser apreciado

pela área técnica até o momento que nós tenhamos um novo diretor a a Secretaria Geral tem o número de Processos que estão pendentes de deliberação por empate na diretoria tem temos sim diretor e com este processo são cinco já no total só queria um esclarecimento nesse ponto nesse processo seguinte é eu acho que a primeira cautelar que nós temos em em questão de empate e lógico a natureza não cautelar já é uma natureza de de urgência se não não estarei aqui eh o processo mesmo assim é encaminhado par até para apreciação de mé continua Tramitando

no enquanto o processo tá suspenso aqui em em nível de de cautelar acho que seria importante diretor Ricardo traz uma uma decisão importante assim nós podemos não nós podemos Vamos pensar aqui não há decisão definitiva com relação ao mérito a cautelar perfeito mas e com relação o encaminhamento do processo poderíamos convergir Nesse sentido porque acho que endera a preocupação do diretor RIC ou Justamente o ag gente pode entrar com o pedido do administrativa aqui né É mas a gente de ofício já tem o pedido já remeteria que que parece não mas eu eu acredito que

Justamente esse ponto é o seguinte tem dois encaminhamentos no dispositivo determinar a RG imediata emissão do orçamento conão como gd1 e ali tem a concordância minha do diretor Ricardo e a discordância diretor Sandoval e Agnes o ponto dois encaminhar o processo para SMA e para STD para Análise de mérito então eu acredito que no item um ficaria dois a do e no item dois aí sim teria a convergência no sentido de determinar que a área apreciasse perfeito acho que podemos fazer assim então eu acho importante porque não faz sentido suspenso o aná de mérito Enquanto

não temos um um quinto diretor tomar e e acho que também é o ponto que pode ser esses pontos exatamente serem levados paraa unidade técnica e quem Sabe nós teros até o próprio mérito convergindo no todo ou em parte com a manif mérito pode ser apreciado antes da cautelar perderia o objet exatamente Apenas me atrever aqui a corrigir o secretário Dana que a gente não tem mais cinco empates apenas 4,5 verdade bem então vamos consignar então que a diretoria eh não há maioria para eh avaliação do pedido cautelar sendo assim o item um ele fica

suspenso por Ausência de maioria com relação ao item dois decide por unanimidade a diretoria encaminhar o processo para a SMA e STD para análise de mérito então sendo assim eh Este é o último item da pauta senhor secretário declaro encerrada a 35ª reunião pública ordinária da Diretoria da Anel desejo um bom dia a todos forte abraço