Ato de Concentração Ordinário nº 08700.000108/2019-35

SEI/CADE - 0595976 - Voto Ato de Concentração nº 08700.000108/2019-35 Requerentes: Oliveira Energia Geração e Serviços Ltda., Atem Distribuidora de Petróleo S.A. e Amazonas Distribuidora de Energia S.A. Terceiro Interessado: Gopower & Air Locação de Equipamentos Industriais Ltda. Advogados: Patrícia Agra Araújo e outros. Conselheiro-Relator: Mauricio Oscar Bandeira Maia VOTO VERSÃO ÚNICA DE ACESSO PÚBLICO EMENTA: Ato de Concentração. Distribuição de Energia Elétrica. Estado do Amazonas. Inexistência de sobreposições horizontais. Integração vertical entre distribuição de combustíveis e as atividades de locação de equipamentos de geração de energia elétrica. Integração vertical entre as atividades de locação de equipamentos de geração de energia elétrica e distribuição de energia em sistemas isolados. Regulação e fiscalização por parte da ANEEL e MME. Aprovação sem restrições. Palavras-chave: Ato de Concentração, energia elétrica, distribuição, Amazonas, regulação. Requerentes a) Oliveira Energia Geração e Serviços Ltda. (“Oliveira Energia”) A Oliveira Energia está sediada em Manaus-AM e tem como atividade a locação de geradores para geração de energia termoelétrica, desde grupos geradores de pequeno porte até a locação de usinas termelétricas de energia para a Eletrobrás Boa Vista Energia, a locação de grupos geradores de energia para a Eletrobrás Amazonas Energia e, ainda, a instalação de subestações de energia.

A empresa conta com estrutura própria de logística, operação, manutenção e estoque de equipamentos e peças. b) Atem Distribuidora de Petróleo S.A. (“Atem”) A Atem atua predominantemente no ramo de transporte/logística, agenciamento e representação comercial, comércio e fornecimento e distribuição de combustíveis na Região Norte. A Atem, em conjunto com a Oliveira Energia, forma o Consórcio Oliveira Atem, que concorreu em leilões realizados pelo BNDES para desestatização de empresas distribuidoras de energia. c) Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (“Amazonas Distribuidora”) A Amazonas Distribuidora é a empresa responsável pelos serviços de distribuição de energia elétrica no Estado do Amazonas. Os serviços de distribuição de energia elétrica estão regulamentados conforme o contrato de concessão nº 020/2001-ANEEL, processo ANEEL no 48100.002181/97-95, e a Resolução ANEEL n° 053/2001. A Amazonas Distribuidora passou por um processo de desverticalização em 2013, concluído em 2015, por meio da 162ª Assembleia Geral Extraordinária da Eletrobras Holding. Houve separação dos ativos de distribuição dos ativos de geração e transmissão a partir da criação de uma subsidiária integral da Amazonas Distribuidora: a Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A. Terceira Interessada Em 28 de janeiro de 2019, nos termos do artigo 50 da Lei 12.529/11, bem como dos artigos 83 e 158 do Regimento Interno do CADE, a empresa Gopower & Air Locação de Equipamentos Industriais Ltda.

requereu intervenção como Terceira interessada no presente processo. A GoPower atua exclusivamente no Sistema Isolado do Amazonas, através da locação de Grupos Geradores junto à Amazonas Distribuidora de Energia, sendo a terceira maior locadora do referido mercado. Descrição da Operação Trata-se da aquisição, pelo Consórcio Oliveira Energia Atem, da Amazonas Distribuidora. O referido Consórcio foi o vencedor do Leilão n° 2/2018-PPI/PND, conduzido pelo BNDES, relativo à assunção da concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, associada à alienação das ações da Amazonas Distribuidora, cujo resultado foi publicado em 7/1/2019 no D.O.U[1]. Em decorrência do Leilão, foram colocadas à venda 16.569.012.655 (dezesseis bilhões, quinhentos e sessenta e nove milhões, doze mil, seiscentas e cinquenta e cinco) ações ordinárias, todas nominativas e sem valor nominal da Distribuidora e de titularidade da Eletrobras. As ações correspondem a aproximadamente 90% (noventa por cento) do capital social com direito a voto e total da Distribuidora. As Partes justificam a Operação sob o ponto de vista estratégico, ressaltando que, a partir da análise dos dados econômicos da Distribuidora, as compradoras avaliam que com uma gestão eficiente, aproveitando a sinergia com suas outras atividades empresariais e o seu conhecimento geográfico/logístico para atuação na região isolada do país, é possível se reduzir as perdas de distribuição.

Em 15 de fevereiro de 2019, a Superintendência-Geral recomendou a aprovação da Operação sem restrições, nos termos do art. 13, XII, da Lei 12.529/11 (SEI 0582104). Em 27 de fevereiro de 2019, a Conselheira Paula Azevedo, por meio do Despacho Decisório n° 16 (SEI 0586477), determinou a avocação pelo Tribunal do processo para julgamento. Segundo a conselheira: Muito embora o mercado de geração de energia já tenha sido analisado pelo CADE em outras ocasiões, o exame sobre o mercado de venda e locação de geradores ainda não recebeu uma atenção significativa por parte deste Conselho. Esse mercado foi analisado poucas vezes pelo CADE, tais como nos Atos de Concentração nº 08012.002146/2012-12 (Requerentes: Aggreko Energia Geradores Ltda. e Companhia Brasileira de Locações) e 08012.006072/2012-85 (Requerentes: Geradora de Máquinas S.A., Mabo Participações Ltda. e outros), mas os seus respectivos exames foram muito diferentes daquele ocorrido na presente operação, por se tratarem da venda e locação de geradores de maneira geral e não abarcarem a venda e locação de tais equipamentos na região norte ou localidades não atendidas pelo Sistema Interligado Nacional. No presente caso, a venda e locação de geradores de energia ocorre em áreas não integradas ao sistema elétrico para atender áreas de difícil acesso.

Dessa forma, um julgamento mais detido sobre a dinâmica competitiva de tal mercado seria, ao meu ver, necessária, até mesmo para verificar se a delimitação de seu escopo geográfico poderia ser definida nos mesmos termos do mercado de geração de energia mencionado acima. Tal fato, aliado às particularidades da presente operação, como fatores regulatórios, integração vertical significativa entre as Requerentes, e o fato de a Oliveira Energia poder atuar como Produtor Independente de Energia (“PIE”) em uma região de remoto acesso e não atendida pelo Sistema Interligado Nacional, exigem um exame mais detalhado da operação e, logo, um melhor entendimento sobre os seus possíveis efeitos anticompetitivos. Em 27 de fevereiro de 2019, na 188ª Sessão Ordinária de Distribuição, o processo foi distribuído para minha Relatoria, conforme Certidão de n° SEI 0586940. Do Mercado de Distribuição de Energia no Estado do Amazonas O mercado de distribuição de energia elétrica, como buscarei demonstrar ao longo deste voto, é alvo de intensa regulação. Nesse sentido, antes de adentrar no mérito da operação entendo ser necessária uma breve e simples contextualização sobre seu funcionamento. A energia elétrica no Brasil pode ser distribuída por meio de dois tipos de sistemas: o Sistema Interligado Nacional (SIN) e os Sistemas Isolados.

Segundo definição da ANEEL[2], o Sistema Interligado Nacional (SIN) é o conjunto de instalações e de equipamentos que possibilitam o suprimento de energia elétrica nas regiões do país interligadas eletricamente. A energia que alimenta esse sistema é proveniente principalmente das diversas usinas hidrelétricas do país. Já os Sistemas Isolados[3] são definidos como sistemas elétricos de serviço público de distribuição de energia elétrica que, em sua configuração normal, não estejam eletricamente conectados ao Sistema Interligado Nacional. Tal sistema funciona predominantemente a partir da geração térmica de energia, em que predomina o uso do óleo/combustível diesel. As figuras abaixo procuram ilustrar as diferenças e abrangências dos sistemas[4]: A maior parte dos Sistemas Isolados brasileiros se encontra na região Norte, com destaque para o Estado do Amazonas, que possui 95 sistemas dessa natureza. Tais sistemas estão localizados em pequenas comunidades, com população de 15 habitantes, até em cidades como Parintins-AM (cerca de 100 mil habitantes)[5]. Dada a predominância da geração a partir do óleo diesel, o suprimento de energia elétrica nos Sistemas Isolados depende de uma complexa logística de fornecimento desse combustível, o qual sofre interrupções em épocas de estiagem, limitando o calado[6] das embarcações.

Essa situação exige que as usinas de certas localidades disponham de tanques de armazenamento de grande porte para estocar o combustível necessário para os períodos de seca, que podem perdurar por meses[7]. Segundo informações do relatório de “Planejamento do Atendimento aos Sistemas Isolados – Horizonte 2023 – Ciclo 2018”[8], as informações coletadas para o ciclo de planejamento 2018 apontam a existência de 270 Sistemas Isolados no Brasil, distribuídos em 8 estados, conforme tabela abaixo: Fonte: Empresa de Pesquisa Energética[9] Os serviços de distribuição elétrica são definidos como monopólio natural. Nesse sentido, no que se trata da Requerente Amazonas Distribuidora, sua estrutura em relação a sistemas isolados no Estado do Amazonas é formada por 95 usinas termelétricas implantadas em 59 municípios e 36 localidades. Com a desverticalização da empresa e sua interligação ao SIN, a Amazonas foi submetida as restrições constantes do § 4° do art. 5° da Lei 9.074/1995, que vedam o desenvolvimento de atividades de geração e transmissão por parte das concessionárias de distribuição de energia[10]. Percebe-se, portanto, a importância dos sistemas isolados na região Norte do país. Nesse sentido, cabe destacar que o modelo de contratação de energia nos Sistemas Isolados vem se modificando nos últimos anos. Até antes da Lei 12.111/2009, as distribuidoras adquiriam ou contratavam diretamente a locação de grupos geradores para o atendimento de regiões isoladas.

Atualmente (pós Lei 12.111/09 e Portaria MME n° 67/2018), passou-se à contratação de geração de energia por meio de licitações de projetos de Produtores Independentes de Energia (PIEs), modelo mais vantajoso para as distribuidoras, já que pagam apenas pela quantidade de energia contratada, sem encargos com a própria geração de energia. A Lei 9.074/1995 prevê a figura jurídica do PIE e o define como: Art. 11. Considera-se produtor independente de energia elétrica a pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco. Parágrafo único. O Produtor Independente de energia elétrica estará sujeito às regras de comercialização regulada ou livre, atendido ao disposto nesta Lei, na legislação em vigor e no contrato de concessão ou no ato de autorização, sendo-lhe assegurado o direito de acesso à rede das concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição e das concessionárias do serviço público de transmissão. (Redação dada pela Lei nº 11.943, de 2009). Sobre esse ponto, destaca-se que, das 95 localidades do Sistema Isolado no Estado do Amazonas já mencionadas, 87 estão licitadas para que passem a funcionar no modelo de PIE, e 8 serão integradas ao SIN.

No tocante às 87 localidades já licitadas e com os respectivos produtores já definidos, o Relatório de acompanhamento mais recente da ANEEL (Anexo I) indica que grande parte dos PIEs têm previsão para início de operação comercial entre os meses de maio e agosto de 2019. Da Análise da Operação Para fins de inteligibilidade, faço a ressalva de que organizarei meu voto da seguinte maneira: em primeiro lugar, farei a tradicional definição de mercado relevante para cada um dos mercados envolvidos na operação. Em seguida, tratarei especificamente da análise de potenciais sobreposições horizontais e integrações verticais, de maneira um pouco mais genérica. Por último, abordarei de forma mais detalhada cada uma das preocupações trazidas pela terceira interessada ao Cade. Nessa última parte, procuro expor de maneira mais minuciosa e didática o funcionamento das travas/barreiras regulatórias existentes no mercado. Ressalto, por fim, que as preocupações trazidas pela ilustre Conselheira Paula Azevedo por ocasião da avocação estarão também contempladas no decorrer deste Voto, embora de forma não agrupada, por também estarem compreendidas naqueles outros tópicos. Da Definição dos Mercados Relevantes Segundo já bem definido pela Superintendência-Geral, a presente operação envolve quatro mercados relevantes, quais sejam: (i) mercado de distribuição de energia elétrica (Amazonas Distribuidora); (ii) mercado de geração de energia (Oliveira Energia atua como Produtor Independente);

(iii) mercado de venda e locação de geradores (Oliveira Energia); (iv) mercado de combustíveis (Atem). Como ressaltado pela SG, os serviços de (i) distribuição de energia elétrica são definidos pelo contrato de concessão que regula a prestação desse serviço, por se tratarem de monopólio natural. Nesse sentido, cada distribuidora de energia elétrica presente no Brasil atua em uma área exclusiva e delimitada pelo respectivo contrato de concessão celebrado com a ANEEL. Ainda, as condições de preço e qualidade dos serviços também são regulados pela agência. Destaca-se também que a jurisprudência leva em consideração a concorrência “pelo mercado”, ou seja, os leilões para concessão dos serviços de distribuição em um cenário nacional. No que se trata do (ii) Mercado de geração de energia elétrica, a SG já expôs que o Cade analisa o mercado sob o cenário (a) nacional, avaliando todos os subsistemas regionais que compõem o Sistema Integrado Nacional (SIN); ou (b) regional, de acordo com cada subsistema regional que compõe o SIN[11]. Na dimensão produto, faz-se exame (a) de forma mais ampla, concebendo o mercado de geração de energia como um todo, sem segmenta-lo por matriz energética; e (b) de forma mais conservadora, segmentando o mercado de acordo com a matriz energética[12].

No presente caso, como a integração vertical se dará nos Sistemas Isolados, em que não há interligações relevantes com outros subsistemas, considerou-se o âmbito do mercado de geração de energia por PIE’s na área do Estado do Amazonas, área de concessão da Amazonas distribuidora. O mercado de (iii) locação de grupos geradores é definido como o de locação de equipamentos de geração de energia, pela dimensão produto e como nacional, segundo jurisprudência do órgão[13], já que as empresas desse setor podem atender diversos tipos de clientes, com demandas diferenciadas e em qualquer lugar do Brasil. Esta definição geográfica se coaduna ao menos com o mercado de energia de sistemas isolados, nos quais a demanda por energia é significativa em termos de consumo energético e com necessidades mais permanentes ou duradouras, diferentemente do mercado de locação para eventos de curto prazo, no qual se poderia cogitar de uma delimitação geográfica menos abrangente. No que se trata do mercado de (iv) combustíveis, o CADE tem firmado entendimento no sentido de considerar que o mercado relevante é integrado por uma cesta de combustíveis (gasolina C, óleo diesel e etanol hidratado). Em âmbito geográfico, o mercado de distribuição de combustíveis é considerado estadual, tendo em vista o fato de a logística das distribuidoras ser coincidente com as fronteiras estaduais[14].

Sobreposição Horizontal Pelo cenário de regime de concorrência “no mercado”, considera-se 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. Neste cenário, não haveria que se falar, portanto, em sobreposição horizontal. Pela ótica de concorrência “pelo mercado”, a sobreposição horizontal se mostra irrelevante, já que pós operação o Consórcio Oliveira Atem continuaria com participação bastante reduzida no Brasil (menos de 1,5% dos consumidores do Sistema elétrico como um todo)[15]. Integração Vertical As principais preocupações concorrenciais com a presente operação decorrem das duas integrações verticais que podem ser suscitadas, quais sejam: (i) entre distribuição de combustíveis, pela Atem (integrante do consórcio vencedor da licitação), e as atividades de locação de equipamentos de geração de energia elétrica; e (ii) entre as atividades de locação de equipamentos de geração de energia elétrica e distribuição de energia em sistemas isolados. No tocante à integração vertical (i) entre distribuição de combustíveis, pela Atem (integrante do consórcio vencedor da licitação), e as atividades de locação de equipamentos de geração de energia elétrica, cabe ressaltar que, embora de fato existente, ela ocorre dentro do consórcio vencedor do certame (Consórcio Oliveira Energia Atem).

Assim, tal verticalização é anterior e não tem qualquer relação causal com a operação em tela. Sobre esse ponto, a SG ressaltou que, recentemente, no Ato de Concentração n° 08700.005793/2018-13 (Oliveira Energia/Atem/Boa Vista Energia), que também se tratava de concessão de distribuidora local de energia, o CADE desconsiderou essa possibilidade de verticalização. A título de reforço argumentativo, a Superintendência-Geral destaca: Ademais, ainda que fosse possível vincular essa integração vertical entre os dois integrantes do consórcio e possíveis práticas derivadas dessa integração vertical com a aquisição da concessão da Amazonas Distribuidora pelo referido Consórcio, é notória a baixa participação da Atem's no território nacional em distribuição de óleo diesel, 1,16%, considerando ainda que as quatro maiores distribuidoras de combustíveis líquidos (BR Distribuidora, Ipiranga, Raízen e Alesat) atuam no Amazonas. Outrossim, a formação de consórcios para fins de participação em licitações promovidas pela Administração Pública não é considerada ato de concentração nos moldes do art. 88 da Lei Antitruste, daí porque não me parece válida a sua consideração para fins de integração vertical sob esse mesmo prisma concentracional.

A integração vertical (ii) entre as atividades de locação de equipamentos de geração de energia elétrica e distribuição de energia em sistemas isolados deve ser vista em detalhes, já que envolve a discussão acerca da possibilidade de um eventual abuso de posição dominante do Grupo Oliveira Energia, o qual teria 100% no mercado de distribuição de energia no Amazonas e elevada posição no mercado de geração de energia termoelétrica nesse Estado, com a atividade de aluguel de grupos geradores a óleo para geração de energia (entre 50% a 60% desse mercado, conforme Relatório de Administração da Amazonas Distribuidora de Energia – 2017, p. 34). Para analisar essa integração vertical, é necessário frisar, novamente, que a Oliveira Energia, atualmente, pode atuar na geração de energia térmica nos sistemas isolados de duas formas: (i) estabelecendo-se como Produtor Independente de Energia (PIE- Lei 9.074/1995); (ii) ou fornecendo, por meio de aluguel, grupos geradores a óleo para geração de energia. Contudo, embora hoje o atendimento ainda esteja acontecendo por meio das duas formas de atendimento, o fato é que, com o advento da Lei n° 12.111/2009 e da Portaria MME n° 67/2018, inclusive as localidades dos Sistemas Isolados passaram a ter a obrigação legal de serem atendidas por PIE’s.

Assim, das 95 localidades atendidas por Sistemas Independentes, as 87 que não serão interligadas ao SIN já passaram por processo de contratação para se tornarem PIEs, segundo informado no Ofício ANEEL n° 12/2019 (SEI 0573781). É o caso, por exemplo, do Leilão n° 02/2016, em que o Consórcio Oliveira Energia Atem se sagrou vencedor de três lotes para atendimentos a 42 localidades, conforme tabela abaixo: Sobre as locações de geradores, a Amazonas Distribuidora informou que os “produtores independentes - PIEs, vencedores do Leilão 02/2016-ANEEL, entrarão em operação ao longo de 2019, especialmente entre os meses de maio e agosto”, segundo Relatório mais recente de Acompanhamento das Centrais Geradoras Termelétricas (Anexo I). Ainda, como informado pela Amazonas Distribuidora, os geradores próprios da empresa serão alienados, em obediência à Resolução Normativa n° 691/2015 da ANEEL. Destaca-se que, enquanto os PIEs não entrarem em funcionamento, as localidades dos Sistemas Isolados continuarão a ser atendidas por meio do sistema de locação de máquinas geradoras ou mesmo mediante geradores próprios da Amazonas Energia. Nesse sentido, os contratos de atendimento entre as empresas locadoras de máquinas e a distribuidora já preveem a possibilidade de rescisão unilateral do contrato caso os PIEs entrem em funcionamento. Em casos excepcionais, na hipótese de o atendimento ser inviável por meio de licitação, ou o processo licitatório restar deserto, o art.

9º do Decreto n° 7.246/2010 estabelece que o Ministério de Minas e Energia poderá qualquer das seguintes alternativas: (i) suprimento da localidade pelo próprio agente de distribuição, limitado ao valor máximo proposto pela EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e aprovado pelo Ministério de Minas e Energia; (ii) aditamento para aumento de quantidade e de prazo em contratos firmados após 30 de julho de 2009, desde que resultantes de procedimento licitatório e; (iii) contratação emergencial de energia e potência elétrica de agente vendedor, bem como aluguel ou aquisição de unidades de geração de energia elétrica para operação pelos próprios agentes de distribuição, por meio de chamada pública a ser realizada por agente indicado pelo Ministério de Minas e Energia. Nesse sentido, o inciso III do art. 9º do Decreto n° 7.246/2010 prevê expressamente que a possibilidade de contratação emergencial deverá ocorrer com supervisão do MME e limitada ao valor máximo proposto pela Empresa de Pesquisa Energética quando o suprimento se der pela própria distribuidora. Mesmo nesses casos, inclusive, o inciso III do art. 9º do aludido Decreto determina que as contratações deverão ser realizadas por meio de chamada pública a ser realizada por agente indicado pelo MME.

Assim, se as empresas do Grupo Oliveira Energia Atem pretenderem, sob qualquer circunstância, vender produtos e serviços diretamente para a Amazonas Energia, serão obrigadas a se colocar como um fornecedor qualquer, se habilitando e competindo em leilão regulado ou em chamada pública, sem a possibilidade de "auto-contratação" pura e simples. Ademais, segundo cálculos realizados pela SG, a Oliveira Energia, por meio da locação de geradores ao final de 2017, concentrava 56,1 % da potência contratada e 51,8% da potência instalada, e mantinha 51,2% do valor faturado para essa finalidade de locação de geradores. No modelo de geração de energia por PIEs, após a instalação dos empreendimentos previstos, a Oliveira Energia deterá cerca de 37,4% da potência instalada e 40,1% dos valores contratados. Ou seja, haverá diversificação maior de agentes contratados. Argumentos Trazidos pela Terceira Interessada – GoPower Preocupação com possível fechamento de mercado de locação de grupos geradores que atendem Sistemas Isolados A GoPower expressou preocupação com potencial fechamento de mercado de locação de geradores que atendem a sistemas Isolados, com prováveis prejuízos aos concorrentes da Oliveira Energia no mercado de locação de geradores (o que inclui a GoPower), mas também aos consumidores de energia elétrica da Amazonas Distribuidora, os quais poderiam sofrer aumento em suas tarifas.

Sobre este ponto, cabe salientar que o mercado de locação de grupos geradores não inclui somente o atendimento ao serviço público de distribuição de energia. Pelo contrário, diversas empresas que prestam outros tipos de serviços podem ser incluídas no rol de clientes para aluguel de grupos geradores. Para enumerar alguns potenciais clientes, podemos citar serviços tais como projetos de construção, fabricação e engenharia, atendimento a eventos com necessidades temporárias de energia, e soluções de energia permanente para indústria e comércio privado. Embora seja provável que as demandas de energia por parte desses outros clientes seja menor em termos de energia e de prazo de fornecimento, isso não quer dizer que o mercado seja restrito ao atendimento do serviço público de distribuição de energia. Nesse sentido, no caso em concreto, conclui-se que o fato de a empresa Gopower oferecer seus serviços de forma limitada às distribuidoras de energia elétrica constitui escolha comercial da empresa, e não uma impossibilidade do mercado. Relembre-se aqui que o mercado de locação de geradores foi definido como nacional, e não apresenta segmentação por indústria. Além disso, o funcionamento dos sistemas isolados por meio desse modelo de locação de geradores teve a sua “morte” decretada pela Lei n. 12.111/09, de modo que a sua sobrevida se dará apenas até a instalação dos PIEs e/ou da interligação aos SIN.

Ou seja, não há garantia de continuidade desse mercado específico de geração para suprimento de localidades isoladas, até porque esta decisão se insere no âmbito de uma política pública federal. No concernente à preocupação com um aumento das tarifas cobradas dos consumidores, observa-se intensa regulação da ANEEL sobre o assunto, sobre as quais os compradores (distribuidoras) e os fornecedores (geradores) não possuem qualquer ingerência na formação dos preços do mercado. Vale dizer, os mecanismos regulatórios não proporcionam à distribuidora a possibilidade de obter receita adicional por meio de aumento de custos de geração e de seu repasse aos consumidores, como demonstrarei adiante. Em reunião realizada em meu gabinete no dia 28 de fevereiro de 2019 (SEI 0588680), representantes do Ministério das Minas e Energia, do Ministério da Economia e da ANEEL afirmaram que a agência reguladora estabelece a tarifa a ser aplicada pelas distribuidoras, visando assegurar receita suficiente para cobrir custos operacionais eficientes e remunerar investimentos necessários para expandir a capacidade e garantir o atendimento com qualidade. Nesse sentido, a ANEEL, em manifestação protocolada nos autos (SEI 0590646) informou que a tarifa é formada, basicamente, por duas parcelas: (i) a Parcela A, que remunera os custos não gerenciáveis (compostos pelos custos de aquisição e de transporte de energia e os encargos setoriais);

(ii) e a Parcela B, que remunera os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora (compostos pelos custos operacionais, receitas irrecuperáveis, remuneração de capital e cota de depreciação, deduzidas de outras receitas recebidas). Os custos de Parcela B passam por um processo de Revisão Tarifária a partir do disposto no Contrato de Concessão ou Permissão. Ainda, há um Reajuste Tarifário no período entre as revisões, em que a Parcela B é atualizada anualmente pelo índice de correção monetária constante Contrato de Concessão ou Permissão, subtraído de um fator de eficiência (chamado fator X). Nessa toada, é importante ressaltar que a identificação do nível eficiente de custos é obtida pela comparação entre as distribuidoras por meio de um método de benchmarking que leva em consideração os atributos de cada concessionária. No caso de distribuidora que possua parte de seu mercado ainda não conectado ao Sistema Interligado Nacional - SIN, ou seja, que possuam sistemas isolados para serem atendidos, como é o caso da Amazonas Distribuidora, o repasse de custos de geração (item da Parcela A) para atender esses sistemas isolados é coberto em parte pela tarifa cobrada dos seus consumidores, tendo como teto o valor médio do custo da energia adquirida pelas distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulada - ACR.

Os custos de geração superiores a esse teto são ressarcidos à distribuidora por meio da Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, cujos recursos provêm da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, encargo setorial incidente sobre todos os consumidores do país. A Resolução Normativa n° 427, de 22 de fevereiro de 2011, estabelece os procedimentos e regras para gerenciamento da CCC[16]. Como já exposto pela SG, embora seja verdade que o custo da geração a partir de Grupos Geradores locados no âmbito das Usinas da Amazonas Distribuidora influi diretamente na tarifa de energia repassada ao consumidor final, isso não quer dizer que tal fenômeno seja resultado da presente Operação. Ou seja, esse custo incorreria sobre o valor das tarifas de todo o país, com ou sem a Operação. Explico. O custo de geração de energia nos sistemas isolados é bem superior ao custo no SIN. A regra é que o consumidor da distribuidora do Sistema Independente (ou isolado) arca com o valor de geração até a média do custo de geração no SIN. O custo de geração de energia excedente à média do SIN é coberto pela CCC. Por exemplo, digamos que no SIN o custo de geração seja de R$ 250,00 reais por MWh e no Sistema Isolado de R$1.500,00 por MWh. O valor de até 250,00 é incluído na tarifa para o consumidor da distribuidora local pagar.

A diferença entre R$ 250,00 e R$ 1.500,00 é rateada entre todos os consumidores do Brasil via CCC, independentemente da natureza pública ou privada do ente responsável pela distribuição da energia. O que é importante discutir neste Voto, portanto, é a possibilidade de a Oliveira Energia, a partir da presente operação, inflar tais custos, a fim de receber (via Amazonas Distribuidora) um valor superior ao que usualmente vinha recebendo[17], repassando propositalmente ineficiências provindas de seus custos de aquisição de energia de si mesma, com locação de geradores mais caros e ineficientes, ou até mesmo com custos majorados de combustíveis da Atem, criando um cenário de vantagem competitiva em relação a seus concorrentes. Sobre tal ponto, concordo com a SG na conclusão de que tal prática não se mostra viável. Como demonstrado pelas Requerentes nos autos, a Resolução Normativa Aneel n° 801/2017 inviabiliza a contratação de produtos e serviços a preços não-competitivos com repasse às tarifas. A referida Resolução, ao enunciar parâmetros para o planejamento, formação, processamento e gerenciamento da CCC nos Sistemas Isolados, traz em seu artigo 33 que o custo de geração, nos casos de locação de máquinas ou grupos geradores, “será limitado ao valor total de referência definido no Anexo III, observado o porte e a tecnologia de geração”.

Por conseguinte, percebe-se uma preocupação do regulador em limitar o repasse às tarifas ou à CCC de valores excedentes a um parâmetro de referência definido pela própria ANEEL, a partir de comparações (benchmarking) com outras contratações consideradas eficientes. A ANEEL procura estabelecer parâmetros e limites também para a aquisição, medição e consumo de combustíveis, atividade que também é exercida por um dos integrantes do Consórcio Oliveira Atem. Nesse sentido, destaca a Amazonas Distribuidora: Em teoria, são três as potenciais formas de manipulação ou favorecimento no mercado de combustíveis para geração de energia elétrica: i. fraude na medição da quantidade de combustível comprado ou consumido; li. desvio ou ineficiência no consumo de combustível; ou iii. aquisição por um preço superior ao do mercado. Em relação ao primeiro tópico, a solução regulatória que a Aneel vem adotando há vários anos, e reeditada na Resolução Normativa Aneel n° 801/2017, é a exigência de um Sistema de Coleta de Dados Operacionais - SCD (arts. 21 à 25), em cada unidade geradora. Além das medições de natureza elétrica, os SCDs trazem também uma medição detalhada e auditável de estoque, movimentação e consumo de combustível. Esses SCDs permitem o constante monitoramento destes parâmetros pela CCEE, que os considera no seu processamento mensal da CCC.

A Requerente aponta outro parâmetro regulatório estabelecido pelo parágrafo 18 da Resolução Normativa Aneel n° 801/2017, consistente na definição de um consumo específico, ou seja, no estabelecimento de um limite de litros/kg por kWh de energia produzida. Segundo informado, esse parâmetro é definido por tipo e porte de máquina, bem como por tipo de combustível utilizado. Assim: (...) não adianta a distribuidora informar uma quantidade de combustível comprado ou consumido que não seja compatível com a quantidade de energia gerada, porquanto este desvio será detectado pelos SCDs ou terá o seu reembolso limitado pela extrapolação do consumo específico. Não só há limite de litros/kg por KWh de energia produzida, como também limite de valor em R$ por litro/kg/m³ para a aquisição do combustível, de acordo com o artigo 17 da referida Resolução. Nesse sentido, destaca a Requerente: Com efeito, este dispositivo dispõe sobre o preço de referência, que consiste no valor médio praticado no mercado local (município onde se encontra a central geradora ou a média do Estado, caso a referência do município não esteja disponível), conforme pesquisa de mercado, realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ("ANP"). Grosso modo, a ANEEL estabelece como limite de repasse à CCC o valor médio do combustível na região onde é consumido, utilizando-se como parâmetro os dados do regulador de combustíveis.

Com isso, impede-se na prática que seja realizada uma contratação de combustível por valores lesivos à distribuidora ou aos consumidores, em detrimento ainda da competição no mercado em referência. Assim, verifica-se que o arcabouço legal e regulatório em vigor não permite que a distribuidora de energia repasse qualquer aumento de tarifa ao consumidor de maneira arbitrária, motivo pelo qual não há ligação entre este argumento e a Operação ora em análise. Conforme se verá adiante, essa discussão tem maior conexão com a Medida Provisória 855/2018, a qual prevê em seu art. 2º a possibilidade de ser fixada carência de 5 anos para aplicação de limites de reembolso, porém condicionada à assinatura de termo de compromisso da distribuidora com a ANEEL, que fixará critérios regulatórios para usufruto da carência. Preocupação com Assimetria de Informação e Risco de Abuso de Posição Dominante Segundo argumentado pela terceira interessada, o possível fechamento do mercado de locação de grupos geradores de energia elétrica no Estado do Amazonas elevaria a assimetria de informação e o risco de abuso de posição dominante por parte desse agente. Entendo, assim como a SG, pela insubsistência desse argumento. Embora a Oliveira Energia e a Atem atuem como fornecedores de distribuidoras de energia, não é possível afirmar que possuam know-how acerca da atividade da distribuição de energia em si.

Relembre-se que as empresas iniciaram nessa atividade a partir da obtenção da concessão de distribuição de Roraima, cujo leilão teve seu resultado definitivo publicado em 26/09/2018, sendo a Operação em tela sua segunda concessão. Não há que se falar, destarte, em expertise na área de distribuição de energia por parte do referido consórcio, pois sua atuação nesse ramo não atingiu sequer o primeiro ano de atividade. Preocupação com Repasse de Baixa Eficiência Segundo a terceira interessada, as requerentes poderiam repassar a baixa eficiência de seus geradores e de sua operação de geração de energia por meio de dois mecanismos: (i) o intercâmbio de custos entre os elos da produção e distribuição de energia, o que implica atribuir à tarifa de distribuição eventuais ineficiências de seus geradores, em termos de operação ou uso de combustível; (ii) a atribuição de custos maiores à CCC, sem que a ANEEL tenha condições para fiscalizar, em face dos efeitos da MP 855/2018. Consigno que a primeira hipótese levantada já foi de alguma maneira discutida no item 5.1 do presente Voto. Contudo, importante ressaltar que os preços no mercado de distribuição de energia não são formados pelos compradores (distribuidoras), tampouco os fornecedores atuam como tomadores de preços (geradores de energia). São, na verdade, estabelecidos pelo regulador com base em critérios pré-definidos nos contratos de concessão, seja na relação com os fornecedores ou na relação com os consumidores.

Não só o preço de tarifa a ser cobrada dos consumidores é previsto em contrato, como também a possibilidade de reajuste, revisão e revisão extraordinária possuem cálculo padrão, segundo informado pela ANEEL. A fórmula de receita de venda, trazida pela própria SG[18], não parece deixar espaço de manobra relevante para que a adquirente da Amazonas Energia utilize sua posição no mercado de aquisição de energia e no mercado de aluguéis de geradores de energia (ou mesmo como PIE) de maneira desvantajosa à concorrência, tendo em vista o fato de que as principais variáveis da fórmula são controladas pelo agente regulador, bem como o seu resultado final. Ademais, relembre-se que, das 95 localidades, 8 serão integradas ao SIN e as outras 87 já foram licitadas no período compreendido entre 2016 e 2017, sendo que há previsão para que os PIEs entrem em funcionamento ainda em 2019. Como será tratado adiante, em casos de eventuais atrasos e excepcionalidades, há regulação expressa e rígida da ANEEL e do MME para lidar com o tema, neutralizando-se potenciais fechamentos de mercado e outras condutas anticompetitivas ou mesmo antieconômicas. Igualmente, de acordo com o Contrato de Concessão anterior da distribuidora, ao comprometer os resultados da distribuidora, seus controladores poderiam ter que enfrentar sanções econômicas. É o que fica perceptível pela subcláusula contratual reproduzida abaixo:

Subcláusula Primeira - O descumprimento por parte da DISTRIBUIDORA dos Critérios de Eficiência com relação à Gestão Econômico-Financeira definidos no Anexo II implicará, sem prejuízo de outras ações fiscalizatórias: I - a limitação de distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio cujo valor, isoladamente ou em conjunto, supere 25% do lucro líquido diminuído ou acrescido pelos montantes destinados à reserva legal (art. 193 da Lei n° 6.404, de 1976) e à reserva para contingências (art. 195 da Lei n° 6.404, de 1976) e reversão desta última reserva formada em exercícios anteriores, até que os parâmetros regulatórios sejam restaurados e observáveis a partir das demonstrações contábeis regulatórias do ano civil subsequente entregues à ANEEL; e II - a aceitação de um regime restritivo de contratos com partes relacionadas; Ante o exposto, não reputo possível cogitar de repasse de ineficiências por meio do intercâmbio de custos entre os elos da produção e distribuição de energia em decorrência da Operação. No que se refere aos efeitos da MP 855/2018 (segunda hipótese aventada), editada para dispor sobre o reconhecimento de direito a recursos associados às concessões de distribuição incluídas pelo art.

8º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, as preocupações da Gopower estão relacionadas à carência de cinco anos concedida pela MP n° 855/2018 em relação aos parâmetros de eficiência econômica e energética para fins de reembolso da CCC, circunstância essa capaz de reduzir o poder de fiscalização da ANEEL em relação à geração a diesel ineficiente nessas localidades. Como explicarei adiante, esse argumento não procede. Esclarece a ANEEL que o comando da Medida Provisória decorre de política pública legislada para viabilizar a desestatização, haja vista a necessidade de tempo para que o novo empreendedor (seja ele quem for) possa recuperar progressivamente a eficiência operacional da distribuidora. De fato, a MP, em seu artigo 1º, prevê que as concessões de distribuição de energia elétrica que não tenham sido licitadas na data de publicação da Medida Provisória receberão recursos da Conta de Reserva Global de Reversão - RGR no valor de até R$ 3.000.000.000,00 (três bilhões de reais), para pagamento de valores não reembolsados, entre 1º de julho de 2017 e a data de transferência do controle acionário, por força das exigências de eficiência econômica e energética e do limite de reembolso de que tratam o § 12 e o § 16 do art. 3º da Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009, mediante apuração dos valores pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, Gestora do fundo.

Contudo, o artigo 2º da mesma Medida Provisória estabelece que a carência de cinco anos fica condicionada à assinatura de um termo de compromisso com a ANEEL. Tal Termo de Compromisso (Anexo II), de natureza pública e constante do data room do Edital de n° 2/2018-PPI/PND, preceitua: (i) A carência relativa aos parâmetros de eficiência econômica e energética, previsto no parágrafo 12 do art. 3º da Lei n° 12.111/09, não se aplica aos eventuais novos contratos firmados com base no disposto no art. 8º, inciso II, e no artigo 9º, inciso III, do Decreto n° 7.246, de 28 de julho de 2010; (ii) A carência aos parâmetros de eficiência econômica e energética, previsto no parágrafo 12 do art. 3º da Lei n° 12.111/09, não se aplica a eventuais majorações, acima de 5% do consumo específico de combustível verificado nos últimos 12 meses anteriores à assinatura deste Termo de Compromisso, para cada central geradora; (iii) A carência não dispensa o acionista controlador e a Amazonas Energia de submeterem contratos com suas partes relacionadas à anuência prévia da Aneel, nos termos da Resolução Normativa n° 699, de 26 de janeiro de 2016. Ou seja, das subcláusulas do Termo de compromisso acima reproduzidas, fica nítida a existência de travas ou barreiras regulatórias para que a distribuidora não receba repasses indevidos passíveis de serem verificados nas hipóteses de "auto-contratação", em que o Consórcio Oliveira fosse gerador e distribuidor da energia do Estado.

Ainda, percebe-se que os parâmetros para eficiência econômica e energética não fazem referência somente à perda e consumo, mas também ao preço do diesel e da energia gerada, pois do contrário não se poderia falar em eficiência econômica. Ainda, como pontuado acima, o termo se aplica tão somente aos contratos firmados à época da Medida Provisória. Ou seja, na hipótese de o Consórcio Oliveira decidir pela rescisão imotivada dos contratos de locação atualmente vigentes para contratar somente com agente verticalmente integrado e, com isso, conseguir qualquer tipo de vantagem econômica, não haveria possibilidade de a distribuidora continuar recebendo o benefício da carência de cinco anos para a aplicação de parâmetros de eficiência econômica e energética e do limite de reembolso, previstos nos parágrafos 12 e 16 do art. 3º da Lei n° 12.111/09. É um caminho que não parece apresentar racionalidade econômica, ante a perda de benefícios instituídos pela medida provisória. Preocupação com Questões Referentes à Contratação A Gopower também manifestou preocupação com aspectos de contratação, especialmente com referência a possíveis atrasos nos PIEs. Argumenta que (i) os atrasos nos PIEs postergariam uma situação de contratação de geração, pela Amazonas Distribuidora, por meio de contratação emergencial de aluguéis de grupos geradores ou provisão de geração própria;

e que (ii) o modelo de contratação a ser realizado por meio de aluguel de grupos geradores permaneceria precário, com intervenções insuficientes da ANEEL, da EPE e do MME. Os dois pontos acima refletem um receio com eventual incentivo por parte da distribuidora (enquanto agente privado), após a operação, em se aproveitar economicamente da integração vertical entre distribuição e geração de energia e de eventual atraso na implantação dos PIEs, para atrasar a instalação dos seus PIEs, ou rescindir os contratos de locação ora vigentes com demais fornecedores, no intuito de contratar/manter a locação de máquinas da própria Oliveira. Em primeiro lugar, relembro que, tendo em vista as mudanças que vêm ocorrendo no setor de geração e distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, observa-se que as situações de contratação previstas no Art. 9º do Decreto 7.246/2010 tendem a se tornar, cada vez mais, exceções à regra, seja em curto ou em médio prazo. Não obstante, consoante informado pela ANEEL (SEI 0581565), existem dispositivos regulatórios (ANEEL) específicos sobre os riscos identificados para os casos de contratação emergencial. Nessa linha, em caso de eventual atraso no início do suprimento pelos PIEs já contratados nas 87 localidades do Sistema Isolado, a Distribuidora deverá solicitar ao Ministério de Minas e Energia - MME a contratação emergencial prevista no art. 9º, III, do Decreto n. 7.246/2010.

Havendo autorização para essa solicitação, a contratação emergencial deverá ser efetivada por meio de chamada pública a ser realizada pela instituição que vier a ser designada pelo MME. Nesse sentido, a ANEEL (SEI 0581565) destacou: Aqui cabe historiar que o MME já disciplinou, em outras ocasiões, autorizações às distribuidoras da Eletrobras para a contratação emergencial incluindo, dentre elas, a AmD [Amazonas Distribuidora]. Naquelas oportunidades, o MME elegeu as próprias distribuidoras para realizar a chamada pública tendo em vista que, sendo empresas estatais, dispunham de estrutura de contratação pública que permitia a busca da economicidade na contratação. Ante o fato de que a própria distribuidora já foi, no passado, designada para a realização de chamada pública, e tendo em vista a preocupação com os incentivos dos agentes econômicos diante da integração vertical já mencionada acima, é recomendável, nessas situações excepcionais de necessidade efetiva de tal chamada pública, que o MME designe a própria ANEEL para sua execução, com vistas a garantir a preservação da competição no mercado de locação de geradores para Sistemas Isolados até que os PIEs entrem, de fato, em funcionamento. Ainda que se pense na eventual ocorrência concomitante de dois fatos: (i) o MME opte por designar a própria AmD para realizar a chamada pública;

e (ii) seja vencedor da chamada pública pessoa física ou jurídica que tenham correlação societária com a Oliveira Energia (partes relacionadas), a regulação setorial estabelecida pela ANEEL já dispõe de ferramentas de fiscalização econômica e financeira capazes de mitigar os riscos concorrenciais decorrentes, a serem operacionalizadas pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira –SFF da ANEEL, com fulcro na Resolução Normativa nº 699, de 26/1/2016, que enuncia as condições para contratação entre concessionárias, permissionárias, autorizadas de energia elétrica e suas partes relacionadas. A Resolução n° 699 traz duas regras gerais a serem observadas: (i) necessidade da contratação; e (ii) comutatividade, que devem ser comprovadas pelo agente setorial, e é verificada quando suas cláusulas econômicas e financeiras são compatíveis com as praticadas no mercado. Assim, os preços praticados na contratação, para serem considerados comutativos, devem gravitar dentro de intervalo de preços ofertados por concorrentes, bem como serem exequíveis e adequados (pagar os custos e prover remuneração alinhada com os padrões de mercado). Ainda consoante a ANEEL, na hipótese de descumprimento desses ditames, é aberto processo administrativo punitivo no qual se pode punir os agentes por meio de aplicação de multas, até a situação limite de se determinar o desfazimento da operação.

Para além disso, a Agência registrou a rigidez da regulação com a anuência da celebração de qualquer negócio jurídico entre partes relacionadas, podendo aplicar restrições e até mesmo determinar a abstenção do próprio ato ou contrato. Assim, distribuidoras e locadoras de geradores societariamente relacionadas - caso dos grupos participantes do Consórcio Oliveira Energia Atem[19] - não poderão celebrar, entre si, negócios jurídicos de forma independente, isto é, sem a autorização e supervisão da ANEEL. Destaca-se (SEI 057620): (...) em relação a contratos entre quaisquer agentes do setor elétrico, cumpre destacar a competência da Aneel para efetuar controle, prévio e a posteriori, de atos e negócios jurídicos a serem celebrados entre concessionários e outras empresas do seu próprio grupo econômico, ou seja, os chamados contratos entre partes relacionadas (art. 30, XIII. Lei Federal n° 9.424/1996). Em razão desta disposição legal, percebe-se que a Aneel deve anuir a respeito da celebração de qualquer negócio jurídico entre partes relacionadas, podendo aplicar restrições e, no limite, a abstenção do próprio ato ou contrato. Trata-se, portanto, de mais uma forma de atuação da agência reguladora que afasta a livre atuação de agentes do setor elétrico brasileiro.

Por conseguinte, distribuidoras e locadoras de geradores societariamente relacionadas - caso dos grupos participantes do Consórcio Oliveira Energia Atem - não poderão celebrar, entre si, negócios jurídicos de forma independente, isto é, sem a autorização e supervisão da Aneel. Consoante o art. 18 da Resolução Normativa ANEEL n° 699/2016, os contratos entre partes relacionadas devem ser encaminhados previamente à ANEEL para aprovação, salvo nas exceções contidas no art. 19, as quais cuidam das hipóteses de anuência a posteriori. Sobre esse ponto, o artigo 19, inciso V, estabelece que contratos decorrentes de licitação de empreendimentos de geração, cujo preço ou tarifa faça parte do critério de seleção do certame, passarão por análise da ANEEL somente a posteriori. Esta obrigação engloba tanto a renovação dos atuais contratos com os novos controladores da Amazonas Energia quanto os eventuais futuros contratos de aluguel de grupos geradores, como aponta a terceira interessada. Nesse sentido, justamente pela possível fragilidade de a ANEEL se pronunciar sobre eventuais contratos entre as partes relacionadas somente em momento posterior à efetivação desses contratos, é que reforço a recomendação já feita neste voto, de que, em caso de eventual contratação emergencial de máquinas geradoras, o MME designe a ANEEL para realizar a chamada pública prevista.

Nesse sentido, garantiríamos uma avaliação prévia da ANEEL sobre eventuais partes relacionadas, se fosse esse o caso, evitando assim a efetivação de contratos que apresentassem problemas concorrenciais. Esta análise pela ANEEL ocorre de forma exauriente, perseguindo-se especialmente a regra geral contida no art. 3º da referida resolução de que os “atos e negócios jurídicos entre Agentes do Setor Elétrico e suas Partes Relacionadas devem ser estabelecidos em condições estritamente comutativas”, evitando-se que (i) a distribuidora (monopolista regulado), (ii) o consumidor ou (iii) a competição em si seja prejudicada (o) pela contratação. Nesta esteira, os arts. 24 e 25 da norma contêm uma disciplina detalhada de como deve ser comprovada a comutatividade de uma eventual contratação entre partes relacionadas, o que já demonstra a impossibilidade de uma contratação de locação de grupos geradores de forma lesiva aos consumidores e tampouco lesiva aos demais concorrentes e ao mercado como um todo. Considerações Finais Em síntese, procurei contextualizar neste Voto brevemente o funcionamento do mercado de distribuição de energia elétrica no Brasil, ressaltando que as preocupações concorrenciais do presente caso seriam derivadas de possíveis integrações verticais nos Sistemas Isolados do Estado do Amazonas.

A partir dessa constatação e das preocupações lançadas pela Conselheira Paula Azevedo no ato de avocação e também pela Terceira Interessada, busquei abordar todas as questões concorrencialmente sensíveis, demonstrando em algumas situações a sua insubsistência por si só, a falta de racionalidade econômica ou ainda a existência de amarras regulatórias impeditivas de condutas anticompetitivas. Concluo, em concordância com a Superindendência-Geral que, além de ser o aluguel de máquinas geradoras por parte das distribuidoras de energia elétrica um sistema em processo de transição para um modelo de instituição de Produtores Independentes de Energia, há rígido arcabouço regulatório neste mercado por parte da ANEEL e do MME, inclusive para casos em que eventual contratação emergencial de máquinas geradoras seja necessária. Contudo, (i) diante do papel de CADE enquanto autarquia incumbida de zelar pela defesa da concorrência; (ii) ante o fato de que a própria distribuidora já ter sido, no passado, designada para realização de chamada pública e; (iii) tendo em vista a preocupação com os incentivos dos agentes econômicos diante da integração vertical endereçada neste voto; recomenda-se, caso a chamada pública seja necessária, que o MME indique a própria ANEEL para sua realização, no intuito de garantir a preservação da competição no mercado de locação de geradores para Sistemas Isolados até que os PIEs entrem, de fato, em funcionamento.

Nesse sentido, como recomendação para que não haja ensejo a potenciais condutas anticompetitivas, é aconselhável que os contratos de locação de máquinas geradoras atualmente vigentes não sejam rescindidos imotivadamente pelo novo controlador e que, caso a distribuidora seja a indicada como responsável pela chamada pública pelo MME, esta não participe com empresa do mesmo grupo econômico. Dispositivo Ante o exposto, voto pela aprovação sem restrições do presente Ato de Concentração, referendando o teor da decisão proferida pela Superintendência-Geral. Encaminhe-se cópia do Voto condutor da decisão e da respectiva certidão de julgamento ao Ministério de Minas e Energia (MME) e à Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) para ciência e providências que entenderem cabíveis. É o voto. É como Voto. Brasília, 20 de março de 2019 MAURICIO OSCAR BANDEIRA MAIA Conselheiro-Relator [1] Edição 4, Seção 3, página 27. [2] Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/busca?p_p_id=101&p_p_lifecycle=0&p_p_state=maximized&p_p_mode=view&_101_struts_action=%2Fasset_publisher%2Fview_content&_101_returnToFullPageURL=http%3A%2F%2Fwww.aneel.gov.br%2Fbusca%3Fp_auth%3D5xqpYXgr%26p_p_id%3D3%26p_p_lifecycle%3D1%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_state_rcv%3D1&_101_assetEntryId=15056363&_101_type=content&_101_groupId=656835&_101_urlTitle=sistema-interligado-nacional-sin&inheritRedirect=true>. Acesso em 10 de março de 2019. [3] Disponível em:

< http://www.aneel.gov.br/busca?p_p_id=101&p_p_lifecycle=0&p_p_state=maximized&p_p_mode=view&_101_struts_action=%2Fasset_publisher%2Fview_content&_101_returnToFullPageURL=http%3A%2F%2Fwww.aneel.gov.br%2Fbusca%3Fp_auth%3DwfjL43yl%26p_p_id%3D3%26p_p_lifecycle%3D1%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_state_rcv%3D1&_101_assetEntryId=15056375&_101_type=content&_101_groupId=656835&_101_urlTitle=sistema-isolado&inheritRedirect=true>. Acesso em 10 de março de 2019. [4] Figura 01 disponível em: < http://www.brasil.gov.br/noticias/infraestrutura/2011/12/sistemas-isolados/#conteudo>. Acesso em 11 de março de 2019. Figura 02 disponível em: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/aspectos_institucionais/2_1_2.htm. Acesso em 11 de março de 2019. [5] Disponível em: http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-346/EPE-NT-Planejamento%20SI-ciclo_2018_rev1.pdf . Acesso em 14 de março de 2019. [6] Calado é a designação dada à profundidade a que se encontra o ponto mais baixo da quilha de uma embarcação, em relação à linha d'água (superfície da água).

[7] Idem [8][8] Idem [9] Idem [10] Segundo a SG, de fato, os investimentos com as atividades de geração e transmissão da Amazonas Distribuidora, quando não cessaram, como no caso dos "Programas de Transmissão" (ver rubrica abaixo), foram bastante reduzidos (o valor investido em 2017 foi de pouco menos de 2% do investido em 2013), à medida em que avançou o processo de desverticalização, conforme pode-se constatar na tabela de número 1 do Parecer 52 (SEI 0582092) [11] Atos de Concentração n° 08700.005885/2016-23; 08700.008605/2013-96; 08700.009718/2014-90. [12] Atos de Concentração n° 08700.005885/2016-23; 08700.008605/2013-96; 08700.009718/2014-90. [13] Ato de Concentração n° 08012.002146/2012-12. [14] Atos de Concentração n° 08700.006444/2016-49 e 08700.002587/2017-62. [15] Segundo dados da ANEEL trazidos pela SG em seu Parecer, o mercado brasileiro de consumidores do sistema elétrico é formado por cerca de 80 milhões de unidades consumidoras de energia até o primeiro trimestre de 2018. A Oliveira Energia e a Atem, anteriormente, já haviam vencido o leilão para prestação de serviços de distribuição no Estado de Roraima, onde a Boa Vista Energia, em 2017, prestava serviços a 115.227 consumidores na Capital Boa Vista e 46.457 consumidores no interior de Roraima, totalizando 161.684 consumidores.

Em relação ao Estado do Amazonas, em 2017, a Amazonas Distribuidora atendeu 576.098 consumidores na Capital Manaus e 400.776 no interior do estado, conforme o Relatório de Administração que consta das demonstrações de resultados da companhia. Assim, são 976.874 consumidores no Estado do Amazonas. [16] Os custos da CCC são divididos em: (i) Custo Total da Geração - CTG: Custos/despesas com a geração de energia, seja combustível, frete, contratos de potência e energia; (ii) Reembolso preliminar: existe, por meio de Resolução, a possibilidade do reembolso de (i) ser realizado diretamente ao fornecedor e não à empresa beneficiária; (iii) Tributos: tributos a serem recolhidos; (iv) Contratos de Confissão de Dívida - CCD: trata-se de contratos de repasses de recursos realizados pela Eletrobras, tratados pela Portaria MME nº 81, de 2 de março de 2017;(v) Sub-Rogação, cujas descrições são apresentadas a seguir: incentivo às empresas que buscam reduzir o custo de combustível com programas de eficiência energética. [17] A Demonstração de Resultados da Amazonas Distribuidora registra que, em 2017, a conta "Recuperação de Despesas - CCC" foi de R$ 4,2 bilhões de reais. Em 2016, R$ 3,5 bi. Portanto, a empresa recebeu R$ 7,7 bilhões relativo à CCC nos últimos dois anos. No total, conforme consta no Demonstrativo Financeiro da Conta CCC, divulgados pela CCEE, a conta teve saídas de R$ 3,3 bilhões, entre maio e dezembro de 2017 (não há dados anteriores disponíveis;

a CCEE assumiu a gestão da conta em 2017); R$ 5,6 bilhões, em 2018 e, de acordo com a Resolução Homologatória ANEEL no 2.510/2018, a provisão de recursos para a CCC em 2019 é da ordem de R$ 6,3 bilhões. [18] CONTRATO DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA E POTÊNCIA NOS SISTEMAS ISOLADOS – CCESI (modelo padrão): A RECEITA DE VENDA é obtida mediante o produto da energia entregue no mês, expressa em MWh, pelo Preço de Referência (Pref) constante do Termo de Ratificação do Lance firmado pelo VENDEDOR no âmbito do LEILÃO nº 02/2016-ANEEL(2ª Etapa), no valor de R$ .............,......por MWh, formado pelos seguintes valores declarados: 7.1.1. Receita Anual Fixa (RAF), no valor de R$ ................, para uma energia anual de ................. MWh, perfazendo o total de R$ .............. por MWh; 7.1.2. Custo variável de operação e manutenção (CO&M), no valor de R$ ..... por MWh; 7.1.3. Fator de conversão (i), no valor de ................. (litro/MWh)para o valor do (diesel)de R$ ................., com quatro casas decimais A partir da DATA DE ENTRADA EM OPERAÇÃO COMERCIAL DA USINA, o valor da RECEITA DE VENDA será calculado de acordo com a formulação algébrica a seguir:ܸܴ Onde: RVi,m: RECEITA DE VENDA da USINA “i”, em R$, apurada no mês “m”; PRFi,m: Parcela da RECEITA FIXA da USINA “i, expressa em R$, cujo valor aplicado ao mês “m” representa um duodécimo da RECEITA FIXA; Ei,m:

Montante de ENERGIA associada à geração efetivamente verificada da USINA “i”, no mês “m”, expresso em MWh; FCi: FATOR DE CONVERSÃO da USINA “i”, com quatro casas decimais em L/MWh, destinado a apropriar todos os demais custos incorridos na aquisição e uso dos combustíveis e o consumo específico dos equipamentos de geração, que permanecerá invariável por toda a vigência do CONTRATO conforme valor declarado no cálculo do Preço de Referência (Pref) utilizado durante o LEILÃO; Pi,m: PREÇO MÉDIO do .............................[combustível declarado no LEILÃO]ponderado praticado pelos produtores e importadores na região onde está localizada a USINA “i”, em R$/L, conforme o fator “FC”, publicado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), referente ao mês “m”; Pi,bio_m: PREÇO MÉDIO do biodiesel, obtido a partir dos resultados dos leilões de aquisição de biodiesel, publicado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) na região onde está localizada a USINA “i”, em R$/L, conforme o fator “FC”, referente ao mês “m”;x :Percentual de óleo diesel na composição do óleo diesel tipo “S-500” após a adição de biodiesel, nos termos da Lei nº 13.033/2014; Pi,log_A: Parcela da logística de suprimento do combustível da USINA “i”, em R$/L, conforme o fator “FC”, destinada a apropriar os custos da logística de suprimento do combustível, referente ao ano “A”;

P i,trib_m:Parcela de tributos do combustível da USINA “i”, em R$/L, conforme o fator “FC”, destinada a apropriar os custos com os tributos incidentes sobre o combustível, referente ao mês “m”; CVU i,O&M_m:CUSTO VARIÁVEL UNITÁRIO da USINA “i”, em R$/MWh, destinado a apropriar os custos variáveis, referente ao mês “m”. [19] Art. 3o da Lei 9.427/96: “Além das atribuições previstas nos incisos II, III, V, VI, VII, X, XI e XII do art. 29 e no art. 30 da Lei no 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, de outras incumbências expressamente previstas em lei e observado o disposto no § 1o, compete à ANEEL: (...) XIII - efetuar o controle prévio e a posteriori de atos e negócios jurídicos a serem celebrados entre concessionárias, permissionárias, autorizadas e seus controladores, suas sociedades controladas ou coligadas e outras sociedades controladas ou coligadas de controlador comum, impondo-lhes restrições à mútua constituição de direitos e obrigações, especialmente comerciais e, no limite, a abstenção do próprio ato ou contrato. Definição de Partes Relacionadas, Segundo a Resolução Normativa Aneel no 699/2016: CAPÍTULO II Passando as definições a serem aplicadas na norma, estão dispostas no seu art. 2º, a seguir listadas: IV – Definição de Partes Relacionadas São partes relacionadas ao Agente do Setor Elétrico: a) seus controladores, suas sociedades controladas e coligadas bem como as controladas e coligadas de controlador comum;

b) seus administradores e diretores, quando o objeto do negócio for estranho às competências e atribuições estatutárias inerentes ao cargo; c) pessoas jurídicas que possuam diretores ou administradores em comum, indicados pelos acionistas controladores, quando estes representem a maioria do capital votante em cada empresa; e d) pessoas jurídicas que possuam diretores ou administradores comuns à Permissionária.