Ato de Concentração Sumário nº 08700.005007/2018-70

SEI/CADE - 0517463 - Parecer PARECER Nº 225/2018/CGAA5/SGA1/SG PROCESSO Nº 08700.005007/2018-70 requerente: Equatorial Energia S.A. Ementa: Ato de Concentração. Lei nº 12.529/2011. Procedimento Sumário. Requerentes: Equatorial Energia S.A.. Mercados afetados: geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. Natureza da operação: aquisição de controle. Art. 8º, incisos III e IV, Resolução CADE nº 02/12. Aprovação sem restrições. VERSÃO ÚNICA DE ACESSO PÚBLICO I. PARTES I.1. Equatorial Energia S.A. ("Equatorial" ou "Requerente") A Equatorial Energia é uma sociedade holding não operacional que, por meio de outras sociedades, consórcios e empreendimentos (“Grupo Equatorial”), atua nos segmentos de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. I.2. Companhia Energética do Piauí S.A. (“Cepisa” ou “Sociedade Alvo”) A Cepisa, por sua vez, é uma sociedade anônima de economia mista e capital fechado que explora, em regime de monopólio, serviço público de distribuição de energia elétrica em todo o território do Estado do Piauí, nos termos e condições estabelecidos no Contrato de Concessão nº 04/2001, firmado com a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) em 12.02.2001 (com os ajustes estabelecidos por meio da Medida Provisória 706/2015, convertida na Lei n.º 13.299, de 21.06.2016). II. ASPECTOS FORMAIS DA OPERAÇÃO Quadro 1 - Aspectos formais da operação Ato de Concentração de notificação obrigatória?

Sim Taxa processual foi recolhida? Sim, conforme Despacho Ordinatório SECONT (0515950) Data da notificação 20/08/2018 Data da publicação do edital O Edital nº 292, que deu publicidade à operação em análise, foi publicado no dia 23/08/2018 (0516341) III. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO A presente operação se refere à aquisição de controle acionário da Cepisa pela Equatorial (a “Operação”), por meio da compra de ações representativas de cerca de 89,94% do capital social total da Sociedade Alvo, atualmente detidas pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (“Eletrobras”). As partes informam que a Operação é resultado do Programa Nacional de Desestatização (“PND”) e também do Programa de Parcerias do Investimento (“PPI”)[1], contexto sob o qual a Equatorial Energia se sagrou vencedora em sessão pública do leilão de desestatização da Cepisa, realizada em 26.07.2018, ao ofertar: (i) desconto de 100% sobre a flexibilização tarifária calculada pela ANEEL para a nova concessão e um valor de outorga de 19%, o que, segundo a ANEEL, representará uma redução de tarifas para o consumidor final da ordem de 8,5%; e (ii) o aporte de R$ 720 milhões na Sociedade Alvo, o que contribuirá para a expansão dos investimentos em seus negócios. Segue abaixo a estrutura societária da Cepisa antes e após a Operação: Tabela 1 - Estrutura societária da Sociedade Alvo antes e após a Operação Fonte: Requerentes. IV. ENQUADRAMENTO LEGAL (ART. 8º, RES.

CADE Nº 2/2012) III – Baixa participação de mercado com sobreposição horizontal. IV - Baixa participação de mercado com integração vertical. V. PRINCIPAIS INFORMAÇÕES SOBRE A OPERAÇÃO Quadro 2 - Efeitos da operação Sobreposição horizontal Sim (no cenário de concorrência nacional "pelo mercado") Integração vertical Sim Setores em que há sobreposição horizontal e integração vertical Sobreposição horizontal: metamercado de distribuição de energia elétrica Integração vertical: mercados de geração e transmissão de energia elétrica (upstream) e mercado de distribuição de energia elétrica (downstream); mercados de distribuição de energia elétrica (upstream) e comercialização de energia elétrica (downstream) Participações de mercado Reduzidas VI. Considerações sobre a Operação Inicialmente, é importante delimitar que o mercado amplo de energia elétrica se divide, de acordo com a jurisprudência do CADE, em quatro mercados relevantes distintos: (i) geração de energia, que corresponde ao processo de criação de energia por diversas matrizes diferentes (hidráulica, termelétrica, nuclear, biomassa, eólica, solar fotovoltaica, entre outras); (ii) transmissão de energia, que consiste na atividade de transporte de grandes quantidades de energia elétrica em alta tensão por longas distâncias das usinas de geração até as estações para rebaixamento de tensão, por meio de uma rede (denominada rede básica) de linhas de transmissão e subestações, em tensões iguais ou superiores a 230 kV, ;

(iii) distribuição de energia, que corresponde ao transporte de energia das estações de rebaixamento de tensão aos consumidores finais; e (iv) comercialização de energia, intermediação financeira envolvida nas transações de compra e venda de energia no atacado que requer autorização da ANEEL. De maneira geral, o CADE considera que os mercados de distribuição e transmissão podem ser vistos sob dois tipos de cenário de mercado relevante, sob a ótica geográfica: (i) regime de monopólio natural (devido às especificidades técnicas e aos elevados custos fixos relacionados) e (ii) concorrência pelo mercado (o cenário de concorrência nacional pelo mercado é também observado em outros mercados objeto de concessões e consequente regulação governamentais, como por exemplo os serviços de saneamento de abastecimento de água e de tratamento de esgoto). Pelo cenário de regime de monopólio natural, considera-se que cada empresa concessionária atua na prestação de seus serviços em área delimitada e exclusiva regulada pela ANEEL relativamente ao respectivo contrato de concessão. Já pela ótica de concorrência pelo mercado, considera-se a existência de um mercado nacional de disputa entre as empresas pelos contratos de concessão, por meio de licitações.

Essas licitações se traduzem na prática por meio dos leilões de concessão promovidos pela ANEEL de acordo com a natureza do serviço a ser prestado (transmissão, distribuição ou comercialização de energia elétrica), sendo promovidos em bases nacionais. Ademais, a concorrência é aberta em geral a qualquer empresa do país, independentemente de sua localização, ou até mesmo para empresas internacionais. Sobre este cenário, destaca-se o estudo Análise do Ambiente Concorrencial do Setor Elétrico no Brasil, elaborado pelo Grupo de Economia da Infraestrutura e Soluções Ambientais da Fundação Getúlio Vargas[2], por meio do qual o grupo reconhece a tendência de o CADE analisar a concorrência nos setores regulados sob a ótica de disputa pelo mercado, tecendo, dentre outros, o seguinte seguinte comentário a respeito do aspecto de rivalidade: "Uma redução no número de participantes do mercado, por exemplo, tem efeito nocivo à competitividade e à concorrência do mercado. Sendo essa concorrência pelo mercado, a pouca rivalidade e número reduzido de players tende a reduzir a disputa nos leilões e licitações, prejudicando o equilíbrio competitivo, com maiores preços, menor qualidade e menor comprometimento com investimentos.

Com maior concentração entre poucos agentes não se permite a comparabilidade entre empresas, o que é necessário nos modelos de regulação baseados em incentivos que usam benchmarking." (capítulo 3.3, página 40) Em todos os mercados, independentemente do cenário concorrencial, observa-se forte regulação por parte da ANEEL. Conforme informações constantes dos autos, o prazo de outorga para o exercício da atividade de geração de energia elétrica, por exemplo, é de 35 anos. Outro exemplo de atuação desse controle por parte da ANEEL é o fato de que os contratos de concessão que regulam os termos e condições para a prestação desses serviços preveem regras claras sobre (i) a tarifa aplicável pela prestação desses serviços; (ii) regularidade, continuidade, segurança, atualidade e qualidade dos serviços e do atendimento prestado aos consumidores; e (iii) penalidades aplicáveis nos casos em que a ANEEL constate irregularidades no cumprimento do contrato. Além disso, tais contratos estabelecem que, quanto mais eficiente as empresas forem na manutenção e na operação das instalações de transmissão, evitando desligamentos por qualquer razão, melhor será a sua receita (as partes informam, como exemplo disso, que a receita das transmissoras de energia está diretamente vinculada à qualidade dos serviços prestados e à satisfação dos consumidores).

A empresa objeto da operação, a Cepisa, atua apenas no segmento de distribuição de energia, ao passo que a Equatorial, como visto na Seção I deste parecer, atua nos segmentos de (i) geração (por meio da Geramar - Geradora de Energia do Maranhão S/A - “Geramar”); (ii) transmissão (por meio da Equatorial Transmissão S/A - “Equatorial Transmissão” - e da Integração Transmissora de Energia S.A - “Intesa”); (iii) distribuição (por meio das concessionárias Companhia Energética do Maranhão - “Cemar” - e Centrais Elétricas do Pará - “Celpa”); e (iv) comercialização (em Ambiente de Contratação Livre - “ACL” - por meio da SOLenergias Comercializadora de Energia S.A. -“Sol Energias”). Pelo cenário de regime de monopólio natural[3], como se considera que cada concessionária atua na prestação de serviços de distribuição de energia elétrica em área delimitada e exclusiva regulada pelo seu respectivo contrato de concessão, não haveria o que se falar em sobreposição horizontal, uma vez que Equatorial e Cepisa atuam em áreas distintas: a Equatorial no Maranhão (via Cemar) e no Pará (via Celpa), e a Cepisa no Piauí. Já no cenário de concorrência pelo mercado, como o CADE entende que a concorrência pode se dar nacionalmente pela disputa entre as empresas pelos contratos de concessão, por meio de licitações, considera-se a possibilidade de potencial sobreposição horizontal entre as atividades de distribuição de energia elétrica desenvolvidas pelas partes.

Do ponto de vista das relações concorrenciais entre o mercado de distribuição de energia e os demais, independentemente do cenário adotado a fim de se verificar a incidência de sobreposição horizontal para o segmento de distribuição de energia, é possível afirmar que a Operação suscita integrações verticais, considerando que (i) a Cepisa atua no mercado de distribuição de energia e que (ii) a Equatorial atua nos mercados de geração, transmissão e comercialização de energia. Na dimensão produto, no mercado de geração de energia elétrica, conforme a jurisprudência do CADE, a análise pode ser feita (i) de forma mais ampla, considerando o mercado de geração de energia como um todo, sem segmentá-lo conforme a matriz energética; e (ii) de forma mais restrita, segmentando o mercado de acordo com a matriz energética (hidrelétrica, térmica, eólica e solar)[4]. Com relação à dimensão geográfica, o CADE entende[5] como possíveis tanto um (i) cenário nacional, contemplando todos os subsistemas regionais que compõem o Sistema Interligado Nacional (SIN[6]), quanto um (ii) cenário regional, de acordo com cada subsistema regional que compõe o SIN, numa definição mais restritiva.

Portanto, à luz da jurisprudência do CADE, o mercado relevante de atuação da Geramar pode ser definido como o mercado de geração de energia termelétrica do SIN, considerando o Subsistema Norte como um possível cenário (apesar de o Maranhão fazer parte da região geográfica nordeste do país, o Estado do Maranhão pertence ao Subsistema Norte do SIN)[7]. Também de acordo com a jurisprudência do CADE[8], por se tratar de serviço prestado com características de monopólio natural, os contornos de cada mercado de transmissão de energia elétrica são definidos pelo contrato de concessão que regula a prestação desse serviço (assumindo assim características de monopólios naturais regulados pela ANEEL). Portanto, à luz da jurisprudência do CADE, os mercados de atuação do Grupo Equatorial poderiam ser definidos como cada uma das linhas de transmissão ("LT") pelas quais a Equatorial Transmissão e a Intesa são responsáveis pela implantação, operação e manutenção, quais sejam: (i) LT 500 kV – Rio das Éguas – Barreiras II – Buritirama[9]; (ii) LT 500 kV – Buritirama – Queimada Nova II[10]; (iii) LT 500 kV – Igaporã III – Janaúba 3 – Presidente Juscelino[11]; (iv) LT 500/230 kV – Vila do Conde – Marituba – Castanhal[12]; (v) LT 230kV Tramo Oeste do Pará; e, por fim, (vi) LT 500 kV Interligação Norte Sul III – Lote B[13]. Mas também neste segmento o mercado relevante pode assumir um caráter nacional por meio de concorrência pelo mercado.

A comercialização de energia elétrica, também conforme jurisprudência do CADE[14], ocorre por meio de dois cenários distintos de contratação: (i) o Ambiente de Contratação Regulada (“ACR”), onde a compra de energia ocorre apenas por meio de contratação regulada (licitação) e (ii) o ACL, onde as empresas podem comercializar energia livremente, inclusive com liberdade para estabelecer preços e volumes de compra e venda. A rede de transmissão de energia elétrica permite a compra de energia de qualquer empresa geradora do SIN, independente da sua localização e, deste modo, o mercado geográfico da comercialização de energia deve ser compreendido como o próprio SIN, ou seja, como nacional. Feitos os esclarecimentos acima, esta SG entende desnecessário um maior aprofundamento sobre quais seriam os cenários de mercado mais precisos, uma vez que mesmo nas hipóteses mais restritas entende-se que a Operação não oferece riscos de danos ao ambiente competitivo, como será visto adiante. À luz do discorrido até este momento, para fins de clareza, segue abaixo uma tabela resumo dos mercados relevantes e das relações concorrenciais entre a Equatorial e a Cepisa decorrentes da Operação, de acordo com a jurisprudência do CADE considerando os cenários mais restritos para fins de análise concorrencial, quais sejam: (i) quanto ao mercado de geração de energia, o mercado de geração de energia termelétrica do SIN (dimensão produto) considerando o Subsistema Norte (dimensão geográfica);

(ii) quanto ao mercado de transmissão de energia, cada uma das linhas de transmissão pelas quais a Equatorial Transmissão e a Intesa são responsáveis pela implantação, operação e manutenção, como visto no parágrafo 18; (iii) quanto ao mercado de distribuição de energia elétrica, a própria atividade de distribuição desempenhada pelas partes (dimensão produto) considerando-se o cenário nacional de concorrência pelo mercado (dimensão geográfica); e, por fim, (iv) quanto ao mercado nacional de comercialização de energia elétrica, a exploração da atividade deste serviço no ambiente ACL, já que se trata do único ambiente de negociação de energia por atacado em que a empresa atua (dimensão produto), em ambiente nacional (dimensão geográfica): Tabela 1 - Mercados relevantes e relações concorrenciais entre eles sob a ótica mais restrita Fonte: elaboração própria. Esta SG procederá, doravante, à averiguação dos possíveis efeitos concorrenciais suscitados pela Operação com relação à sobreposição horizontal no mercado de distribuição de energia, por conta da hipótese de concorrência nacional pelo mercado, bem como dos possíveis efeitos concorrenciais derivados das relações verticais entre o mercado de distribuição da Cepisa e os demais da Equatorial.

Para tanto, serão analisadas as participações de mercado das empresas envolvidas, bem como outras informações que contribuam para o entendimento de se a Operação possui o condão de (i) ensejar possibilidade de conferir posição dominante à Equatorial no mercado nacional de distribuição de energia (o que seria uma condição necessária mas não suficiente para o exercício de poder de mercado, o qual, por sua vez, é caracterizado como sendo o poder de uma determinada empresa em um dado mercado de manter seus preços sistematicamente acima do nível competitivo de mercado sem com isso perder todos os seus clientes[15]), bem como (ii) ensejar a possibilidade de fechamento de algum dos mercados afetados pela Operação. Em relação ao mercado de geração de energia elétrica, a participação da Equatorial, por meio das duas usinas termelétricas que opera no Estado do Maranhão, as quais em conjunto respondem por 331.740 kW[16] de potência, é de: (i) 0,21% do total de potência associada a empreendimentos de geração de energia elétrica em operação; (ii) 0,77% do total de potência associada a empreendimentos termelétricos em operação; e (iii) 5,65% se considerados apenas os empreendimentos termelétricos do Subsistema Norte.

Já com relação ao mercado de transmissão de energia elétrica, as partes informam que, dentre todas as linhas de transmissão pelas quais o Grupo Equatorial Energia é responsável pela implantação, operação e manutenção, somente a LT 500 kV – Buritirama – Queimada Nova II passará pelo Estado do Piauí. Elas informam, todavia, que a LT 500 kV – Buritirama – Queimada Nova II ainda não está em operação, não tendo sida nem mesmo construída até o momento, estando ainda em desenvolvimento os projetos de engenharia, topografia, cadastro fundiário de propriedades, estudos ambientais e de construção e montagem. Apesar disso, a Equatorial Energia estima que, ainda que já estivesse em operação, a LT 500 kV – Buritirama – Queimada Nova II (327 km) representaria menos de 1% da extensão total da rede de transmissão em 500 kV do SIN em 2016 (46.630 km). Por fim, considerando as Receitas Anuais Permitidas (“RAP”) aprovadas pela ANEEL para as concessionárias de transmissão de energia elétrica para o ciclo 2018-2019 (total de R$ 24.066.854.871,36) e a RAP aprovada para a LT 500 kV – Buritirama – Queimada Nova II (R$ 109.000.000,00), que, de todo modo, somente poderá ser auferida após sua entrada em operação, a participação desse empreendimento seria de apenas 0,45% sobre a RAP aprovada pela ANEEL para o ciclo 2018-2019.

Quanto ao mercado de distribuição de energia elétrica, por sua vez, as partes trouxeram dados detalhados sobre a participação de cada uma das 47 distribuidoras associadas à Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ("Abradee") sobre o número total de consumidores de energia elétrica e sobre o consumo total de energia em GWh. Esses dados indicam que a Cemar respondeu, em 2017, por 2,95% do número total de consumidores de energia elétrica no Brasil e por 1,89% do total de energia consumida. A Celpa, por sua vez, respondeu por 3,15% do número total de consumidores e por 2,45% do total de energia consumida no país no último ano. Já a Cepisa respondeu por 1,54% do número total de consumidores e por 1,10% do total de energia consumida no país no último ano. Se consideradas em conjunto, a Cemar, a Celpa e a Cepisa representariam 7,64% do número total de consumidores de energia elétrica no Brasil e 5,44% do total de energia consumida no país no último ano. Adotando-se como proxy o número total de consumidores de energia elétrica atendidos para mensurar a participação de mercado das Requerentes no metamercado de distribuição de energia elétrica (concorrência pelo mercado, via licitações), percebe-se que a presente operação não levantaria maiores preocupações sob a ótica estritamente concorrencial nesse ponto.

Relativamente ao mercado de comercialização de energia elétrica, por fim, com base nos principais resultados das operações contabilizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ("CCEE"), os contratos mensais de venda e de compra de energia totalizaram 1.426.481,546 MW médios no ano de 2017. Desse montante, as operações de venda realizadas pela Sol Energias totalizaram 2.056,073 MW médios e as de compra, 2.119,669 MW médios, equivalentes a apenas 0,15% do total de 1.426.481,546 MW. Por todo o exposto, conclui-se que a presente operação não acarreta prejuízos ao ambiente concorrencial, uma vez que as participações das partes situam-se consideravelmente abaixo de 20% em todos os mercados afetados pela Operação, mesmo nos cenários concorrenciais mais restritos. Deste modo, entende-se que a Operação não possui prerrogativas para ensejar possibilidade de exercício de poder de mercado no mercado de distribuição de energia elétrica por parte da Equatorial no cenário pós Operação, tampouco possibilidade de fechamento dos mercados de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. VII. Cláusula de Não-Concorrência Não há. VIIi. Recomendação Aprovação sem restrições. Encaminhe-se ao Sr. Superintendente-Geral. ____________________________________ [1] - Lei nº 13.334, de 13.09.2016; Lei nº 9.491, de 09.09.1997; Decreto Federal nº 2.594, de 15.05.1998 (e alterações posteriores); e Decreto Federal nº 8.893, de 01.11. 2016.

[2] - O estudo foi elaborado por: Gesner Oliveira, Fernando S. Marcato, Pedro Scazufca, Andréa Zaitune Curi, Rayane Valença P. Conde e Antonio Bolognesi. [3] - Ato de Concentração nº 08700.003678/2017-15 (Elektro Holding S.A. e Neoenergia S.A.); e Ato de Concentração nº 08700.008420/2016-24 (ENEL Brasil S/A e CELG Distribuição S/A). [4] - Ato de Concentração nº 08700.4840/2017-12 (Photon Participações S.A., Steelcons Energy Sol do Futuro I S.A., Steelcons Energy Sol do Futuro II S.A., Steelcons Energy Sol do Futuro III S.A.) e Ato de Concentração nº 08700.002737/2017-38 (AES Tietê Energia S/A, Renova Energia S/A e Renovapar S/A). [5] - Parecer n° 375/2016/CGAA5/SGA1/SG, Ato de Concentração n° 08700.008080/2016-31 (Contour Global do Brasil Participações Ltda. E Neoenergia S.A.). No mesmo sentido, Ato de Concentração nº 08700.007003/2016- 64 (China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L. e Duke Energy International Brazil). [6] - O SIN é o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil, caracterizado por ser um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários. O SIN é dividido em quadro subsistemas: (i) Subsistema Sudeste/Centro-Oeste (SE/CO), que abrange as Regiões Sudeste e Centro-Oeste, o Acre e Rondônia; (ii) Subsistema Sul (S): englobando apenas a Região Sul; (ii) Subsistema Nordeste (NE), que abrange a Região Nordeste, exceto o Maranhão;

e (iv) Subsistema Norte (N), englobando os Estados do Pará, Tocantins e Maranhão. Há regiões do Brasil que não são compreendidas pelo SIN, como é o caso dos Estados do Amazonas, Amapá e Roraima. O fornecimento de energia elétrica para regiões não compreendidas pelo SIN ocorre por meio dos Sistemas Elétricos Isolados. Os sistemas elétricos são interconectados, por meio da malha de transmissão, propiciando a transferência de energia entre os subsistemas e interligando as geradoras de energia seja qual for a fonte de matriz energética. [7] - Para fins de registro, informa-se que a requerente ressalva considerar, contudo, que a definição do mercado relevante para geração de energia elétrica deveria, na realidade, refletir a total substitutibilidade existente entre as matrizes energéticas, o que decorre não só das propriedades idênticas do produto final gerado pelas diferentes matrizes, como também da sistemática dos leilões de energia em ambiente regulado (como será exposto adiante), nos quais as distribuidoras não possuem a faculdade de escolha da usina com qual irão contratar, devendo firmar contratos com todos os geradores vencedores, independentemente da fonte energética. O entendimento de que o mercado relevante para a presente operação pode ser definido como mercado geração de energia termelétrica se baseia exclusivamente na jurisprudência do CADE. [8] - Ato de Concentração nº 08700.002117/2015-37 (J.

Malucelli Energia S.A., Furnas Centrais Elétricas S.A., Transenergia Goiás S.A.), Ato de Concentração nº 08700.002114/2015-01 (EIG Global Energy Partners, LLC e Abengoa Construção Brasil, Ltda.), Ato de Concentração nº 08700.006696/2015-97 (Wobben Windpower Indústria e Comércio Ltda. e Elecnor S.A.). [9] - Com cerca de 460 km de extensão, devendo percorrer 9 municípios do Estado da Bahia (Correntina, São Desidério, Barreiras, Angical, Riachão das Neves, Cotegipe, Santa Rita de Cassia, Mansidão, Buritirama). [10] - Com cerca de 371 km de extensão, devendo percorrer 9 municípios do Estado da Bahia e do Estado do Piauí (Buritirama, Pilão Arcado, Campo Alegre de Lourdes, Remanso, Dirceu Arcoverde, Coronel José Dias, Dom Inocêncio, Lagoa do Barro do Piauí, Queimada Nova). [11] - Com cerca de 1150 km de extensão, percorrendo 29 municípios do Estado de Minas Gerais e do Estado da Bahia (Caetité, Candiba, Guanambi, Pindaí, Urandi, Augusto de Lima, Bocaiúva, Buenópolis, Catuti, Engenheiro Navarro, Espinosa, Francisco Sá, Glaucilândia, Gouveia, Janaúba, Joaquim Felício, Juramento, Mamonas, Mato Verde, Monjolos, Monte Azul, Montes Claros, Nova Porteirinha, Olhos-D’água, Pai Pedro, Porteirinha, Presidente Juscelino, Santo Hipólito e Guaraciama). [12] - Com cerca de 129 km de extensão e percorrendo 10 municípios do Estado do Pará (Araçá, Ananindeua, Barcarena, Belém, Benevides, Castanhal, Inhangapi, Marituba, São Francisco do Pará, Santa Isabel do Pará).

[13] - Com cerca de 623 km e percorrendo 25 municípios dos Estados do Tocantins e do Estado de Goiás (Colinas do Tocantins, Brasilândia do Tocantins, Presidente Kennedy, Guaraí, Fortaleza do Tabocão, Rio dos Bois, Miranorte, Miracema do Tocantins, Barrolândia, Paraíso do Tocantins, Pugmil, Nova Rosalândia, Oliveira de Fátima, Fátima, Santa Rita do Tocantins, Crixás do Tocantins, Aliança do Tocantins, Gurupi, Peixe, Jaú do Tocantins, São Salvador do Tocantins, Palmeirópolis, Palmeirante, Minaçu e Colinas do Sul). [14] - Vide Atos de Concentração nº 08700.003678/2017-15 (Partes: Elektro Holding e Neoenergia S.A., aprovado sem restrições pelo CADE em 03 de julho de 2017) e Ato de Concentração nº 08700.007003/2016-64 (Partes: Duke Energy International Brasil Holdings S.A.R.L e China Three Gorges (Luxembourg) Energy S.A.R.L, aprovado sem restrições em 03 de novembro de 2016); Ato de Concentração nº 08700.002737/2017-38 (AES Tietê Energia S/A, Renova Energia S/A e Renovapar S/A); Ato de Concentração nº 08700.010470/2014-00 (Pérola Energética S/A, Phoenix Geração de Energia S.A., Savana Geração de Energia S.A. e Silena Participações Ltda.); Ato de Concentração nº 08700.009877/2013-03 (Cemig Geração e Transmissão S/A e Renova Energia S/A). [15] - Guia Prático do Cade - 3ª edição da cartilha do CIEE, ampliada, revista e bilíngue (página 24). [16] - Cf. dados oficiais da ANEEL, disponíveis em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/AgenteGeracao/ResumoEmpresa.asp.

Documento assinado eletronicamente por Rodrigo Monteiro Ferreira, Especialista em Políticas Públicas e Gestão Governamental, em 27/08/2018, às 17:45, conforme horário oficial de Brasília e Resolução Cade nº 11, de 02 de dezembro de 2014. A autenticidade deste documento pode ser conferida no site http://sei.cade.gov.br/sei/controlador_externo.php?acao=documento_conferir&id_orgao_acesso_externo=0, informando o código verificador 0517463 e o código CRC EC870427.