Ato de Concentração Ordinário nº 08700.000189/2023-50

SEI/CADE - 1231738 - Parecer PARECER Nº 178/2023/CGAA5/SGA1/SG PROCESSO Nº 08700.000189/2023-50 REQUERENTES: Neoenergia S.A. e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte Ementa: Ato de Concentração. Lei nº 12.529/2011. Procedimento Ordinário. Requerentes: Neoenergia S.A. e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte. Natureza da operação: consolidação de controle. Mercados afetados: geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica. Sobreposições horizontais no mercado de geração de energia elétrica. Integrações verticais entre geração de energia elétrica e transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica. Pouca probabilidade de exercício de poder de mercado. Limitações regulatórias ao exercício de poder de mercado. Aprovação sem restrições. VERSÃO DE ACESSO PÚBLICO I. REQUERENTES I.1. Neoenergia S.A. (“Neoenergia”) A Neoenergia desenvolve atividades de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica no Brasil e é controlada pelo Grupo Iberdrola. De acordo com as Requerentes, os cotistas da Neoenergia são: (i) Grupo Iberdrola, com participação acionária controladora de 53,5%; (ii) Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil (“PREVI”), com participação acionária de 30,3%[1]; e (iii) demais investidores, compondo um free float de 16,2%[2].

O Grupo Iberdrola é um grupo espanhol que atua nas atividades de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica no Brasil e no mundo. Segundo as Requerentes, a Neoenergia concentra todas as atividades do Grupo Iberdrola no Brasil. O Grupo Iberdrola auferiu, no Brasil, no ano de 2021, faturamento acima de R$ 750 milhões (superior aos dois patamares de notificação obrigatória fixados no art. 88 da Lei 12.529/11, posteriormente alterado pela Portaria Interministerial MF/MJ nº 994/12). I.2. Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte (“Eletronorte”) A Eletronorte é uma sociedade anônima de capital fechado, concessionária de serviços públicos de energia elétrica e subsidiária da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (“Eletrobras”), com atuação predominante na região Amazônica no desenvolvimento de atividades de geração e transmissão de energia elétrica. De acordo com as Requerentes, os cotistas da Eletronorte são: Eletrobras (99,692%); Prefeitura Municipal de Manaus (0,157%); Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (0,087%); Governo do Estado de Roraima (0,021%); Prefeitura Municipal de Boa Vista - RR (0,005%); União Federal (0,001%); Outras Pessoas Físicas (0,022%); e Outras Pessoas Jurídicas (0,014%)[3].

A Eletronorte é controlada pela Eletrobras, que tem como atribuição a promoção de estudos, projetos de construção e operação de usinas de geração, linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica, bem como a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades[4]. Além disso, a Eletrobras exerce a função de holding, gerindo investimentos em participações societárias, e detém o controle acionário direto das seguintes empresas de geração e/ou transmissão de energia elétrica[5]: Furnas Centras Elétricas S.A. (Furnas); Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte)[6]; Companhia Hidroelétrica do São Francisco (Chesf); e Companhia de Geração e Transmissão de Energia Elétrica do Sul do Brasil (CGT Eletrosul)[7]. A Eletrobras é a empresa controladora do Grupo Eletrobras. Segundo as Requerentes, a Eletrobras possui estrutura acionária pulverizada, tendo a União Federal como maior acionista. Exceto pela União Federal, nenhum outro acionista da Eletrobras possui uma participação de 20% ou mais de seu capital social ou votante, considerando a data base de 30 de novembro de 2022. O Grupo Eletrobras auferiu, no Brasil, no ano de 2021, faturamento acima de R$ 750 milhões (superior aos dois patamares de notificação obrigatória fixados no art. 88 da Lei 12.529/11, posteriormente alterado pela Portaria Interministerial MF/MJ nº 994/12). 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 (SEI 1173268) Data da notificação 05/01/2023 Data da determinação de emenda 12/01/2023 Data da emenda 06/03/2023 Data da publicação do edital O Edital nº 110, que deu publicidade à operação em análise, foi publicado no dia 09/03/2023 (SEI 1200363) Data de conversão para o rito ordinário 08/03/2023 III. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO A operação consiste em uma permuta de ações entre a Neoenergia e a Eletronorte, por meio da qual a Neoenergia receberá a totalidade das ações detidas pela Eletronorte na empresa Energética Águas da Pedra S.A. (“EAPSA”) em troca da cessão da totalidade das ações que detém nas empresas Teles Pires Participações S.A. (“TPP”), Companhia Hidrelétrica Teles Pires (“CHTP”) e Baguari I Geração de Energia Elétrica S.A. (“Baguari I” e, em conjunto com EAPSA, TPP e CHTP, “Empresas-Alvo”), que serão integralmente transferidas à Eletronorte. Em relação às Empresas-Alvo, as Requerentes informaram que: a TPP é controlada pela Neoenergia, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] de suas ações, e pelo Grupo Eletrobras, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] de suas ações. A TPP, por meio de sua subsidiária CHTP, atua exclusivamente na operação do empreendimento de geração de energia hidrelétrica Teles Pires, que é integralmente detido pela CHTP.

As ações da CHTP, por sua vez, são detidas pela TPP, com [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES], e pela Neoenergia, com [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. a Baguari I, cujo capital social será detido em [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] pela Neoenergia após a reorganização societária intragrupo, atua exclusivamente na operação do empreendimento de geração de energia hidrelétrica Baguari, por meio de sua participação de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] no Consórcio UHE Baguari (“Consórcio Baguari”). O Consórcio Baguari é controlado pela Baguari I e pela Baguari Energia S.A. (“Baguari Energia”), que detém os [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] restantes da participação no Consórcio Baguari. A Baguari Energia, por sua vez, é controlada pelo Grupo Eletrobras (que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] de suas ações) e pela Companhia Energética de Minas Gerais S.A. (“Cemig”, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] de suas ações). a EAPSA é co-controlada pela Neoenergia (que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] de suas ações) e pela Eletronorte (que deterá [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] de suas ações após a reorganização societária intragrupo). A EAPSA atua exclusivamente na operação do empreendimento de geração de energia hidrelétrica Dardanelos.

De acordo com as Requerentes, a Operação abrange a totalidade das atividades das Empresas-Alvo e dos empreendimentos para geração de energia hidrelétrica Teles Pires, Baguari e Dardanelos, por elas controlados. Sendo assim, antes desta Operação, o Grupo Iberdrola e o Grupo Eletrobras possuem controle compartilhado sobre os empreendimentos de geração hidrelétrica Teles Pires, Baguari e Dardanelos. Após a permuta de ações pretendida com esta Operação, o Grupo Iberdrola exercerá controle unitário sobre o empreendimento Dardanelos, enquanto o Grupo Eletrobras exercerá controle unitário sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari[8]. Segue abaixo a estrutura societária das empresas afetadas antes e depois da Operação: Quadro 2 – Antes e depois da Operação [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Antes da Operação Depois da Operação Teles Pires Grupo Iberdrola [9] [ACESSO RESTRITO] [ACESSO RESTRITO] Grupo Eletrobras [10] [ACESSO RESTRITO] [ACESSO RESTRITO] Baguari Grupo Iberdrola [11] [ACESSO RESTRITO] [ACESSO RESTRITO] Grupo Eletrobras [12] [ACESSO RESTRITO] [13] [ACESSO RESTRITO] Cemig [14] [ACESSO RESTRITO] [ACESSO RESTRITO] Dardanelos Grupo Iberdrola [ACESSO RESTRITO] [ACESSO RESTRITO] Grupo Eletrobras [ACESSO RESTRITO] [ACESSO RESTRITO] Fonte: Requerentes. De acordo com as Requerentes, o valor da Operação é de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] do Contrato de Permuta de Ações e Outras Avenças (“Contrato”).

Como justificativa para a realização da Operação, as Requerentes explicaram que a Operação é compatível com os planejamentos estratégicos das Requerentes, que objetivam a reciclagem de parte de seus ativos, a ampliação do fluxo de dividendos recebidos, a simplificação da estrutura societária de seus respectivos grupos econômicos, a redução da exposição a contingências e, de forma geral, o incremento da captura de valor com ativos de geração de energia elétrica no Brasil. As Requerentes informaram que a Operação também encontra-se sujeita à aprovação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). IV. MERCADO RELEVANTE IV.1. Considerações iniciais Conforme informado anteriormente, a Neoenergia atua na geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia elétrica no Brasil. Já a Eletronorte atua na geração e transmissão de energia elétrica, predominantemente na região Amazônica, enquanto o Grupo Eletrobras atua na operação de usinas de geração, linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica[15]em todo o território brasileiro[16]. As Empresas-Alvo, por sua vez, atuam exclusivamente na geração de energia elétrica no Brasil, por meio de participação direta ou indireta em usinas hidrelétricas: (i) a EAPSA opera o empreendimento Dardanelos, localizado em Mato Grosso; (ii) a Baguari I opera o empreendimento Baguari, localizado em Minas Gerais; e (iii) a TPP e sua subsidiária CHTP operam o empreendimento Teles Pires, localizado no Pará e em Mato Grosso.

A tabela abaixo resume as atividades das Requerentes e das Empresas-Alvo no setor de energia elétrica no Brasil: Tabela 1 - Atividades das Requerentes e das Empresas-Alvo no setor de energia elétrica no Brasil Fonte: Requerentes. Dadas as atuações das Requerentes, identifica-se reforço de sobreposição horizontal entre: (i) as atividades da EAPSA (empreendimento Dardanelos) e as atividades do Grupo Iberdrola no mercado de geração de energia elétrica, especificamente na matriz hidrelétrica e no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste do Sistema Interligado Nacional (SIN)[17]; e (ii) as atividades da TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) e da Baguari I (empreendimento Baguari) e as atividades do Grupo Eletrobras no mercado de geração de energia elétrica, especificamente na matriz hidrelétrica e nos Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte do SIN[18]. Além disso, identifica-se integração vertical entre: (i) as atividades da EAPSA (empreendimento Dardanelos) na geração de energia elétrica e as atividades do Grupo Iberdrola na transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica; e (ii) as atividades da Baguari I (empreendimento Baguari) e da TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) na geração de energia elétrica e as atividades do Grupo Eletrobras na transmissão e distribuição de energia elétrica. IV.2.

Mercados relevantes - dimensão produto e dimensão geográfica Conforme manifestações anteriores deste Conselho[19], o mercado de energia elétrica pode ser segmentado, na dimensão produto, da seguinte forma: (i) geração de energia elétrica; (ii) transmissão de energia elétrica; (iii) distribuição de energia elétrica; e (iv) comercialização de energia elétrica. O mercado de geração centralizada de energia elétrica tem sido analisado por este Conselho[20], na dimensão produto, tanto (i) sob uma perspectiva mais ampla, considerando o mercado de geração de energia como um todo, quanto (ii) sob uma perspectiva mais conservadora, segmentado de acordo com a matriz energética produtora de energia (hidrelétrica, térmica, eólica ou solar). Referente à dimensão geográfica, pode-se analisar o cenário (i) nacional, contemplando todos os subsistemas regionais que compõem o Sistema Interligado Nacional (SIN); ou (ii), em um cenário mais restritivo e conservador, regional, por subsistemas, segundo a classificação adotada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)[21]: (a) Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; (b) Subsistema Sul; (c) Subsistema Nordeste; e (d) Subsistema Norte. O mercado de transmissão de energia elétrica foi analisado em precedentes do Cade[22], na dimensão produto, considerando dois cenários:

(i) mercado de exploração de serviços de transmissão de energia elétrica, compreendendo cada linha de transmissão e os serviços correlatos descritos na área limite do contrato de concessão; e (ii) mercado de acesso às concessões de linhas de transmissão de energia elétrica por meio de licitações. O CADE admite que a natureza própria do serviço de transmissão de energia elétrica impõe que tal serviço seja prestado na forma de monopólio, dada a inviabilidade e irracionalidade econômica de se construir e manter mais de uma linha de transmissão de energia elétrica que interligue os mesmos pontos geográficos. Assim, entende-se o mercado relevante referente à transmissão de energia elétrica como monopólio natural. Adotando uma perspectiva mais conservadora, precedentes recentes do CADE também vêm analisando o segmento de transmissão de energia elétrica considerando o mercado para acesso às linhas de transmissão de energia por meio de leilões públicos. Em tal cenário, o escopo geográfico do mercado de transmissão de energia elétrica é considerado nacional, uma vez que os leilões contêm lotes em diversas regiões e cada lote pode conter linhas de transmissão em um ou mais estados do Brasil. O mercado de comercialização de energia elétrica já foi definido em precedentes do Cade[23], na dimensão produto, de forma segmentada entre Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação Livre (ACL)[24], ambos de dimensão geográfica nacional.

O mercado de distribuição de energia elétrica compreende, de acordo com precedentes do Cade, um serviço público prestado em regime de monopólio natural, com dimensão geográfica correspondente ao território delimitado em contrato de concessão e outorgado a cada distribuidora, de modo que não haveria concorrência na prestação do serviço de distribuição de energia elétrica. Contudo, em precedentes recentes[25], o CADE também vem considerando a concorrência “pelos mercados” de distribuição, que se dá no âmbito dos novos leilões de energia promovidos pela Aneel. Nesse caso, o mercado é analisado em dimensão nacional. IV.3. Conclusão sobre os mercados relevantes Pelo exposto, em linha com a jurisprudência, serão analisados na presente Operação os seguintes mercados relevantes: Geração de energia elétrica, considerando os cenários referentes a: (i) todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN; (ii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; (iii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Norte; (iv) matriz hidrelétrica em todos os Subsistemas do SIN; (v) matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; e (vi) matriz hidrelétrica no Subsistema Norte. Transmissão de energia elétrica. Distribuição de energia elétrica. Comercialização de energia elétrica, considerando os cenários de ACR e ACL. V. SOBREPOSIÇÕES HORIZONTAIS V.1.

Possibilidade de exercício de poder de mercado Entende-se que uma empresa tem poder de mercado quando consegue alterar de forma relevante as condições de mercado, como, por exemplo, incrementar preços ou deteriorar a qualidade de produtos ou serviços que comercializa sem que isso resulte em perda de parcela relevante de seus fornecedores ou seus clientes (outras empresas ou consumidores finais) a ponto de sacrificar sua lucratividade. Assume-se a premissa de que todas as empresas procuram ter poder de mercado, pois isso implica a possibilidade de obter maiores lucros. Nesse sentido, pode-se afirmar que almejar, bem como deter poder de mercado não é um problema por si só. Entretanto, a obtenção de poder de mercado pode ser derivada da adoção de estratégias que prejudiquem a concorrência, como uma aquisição ou fusão com potencial anticompetitivo. A obtenção de poder de mercado por tal estratégia e o exercício abusivo dessa condição por uma empresa pode ser nocivo à concorrência, aos fornecedores e aos clientes, e tornar o mercado no qual a empresa está inserida menos propenso a gerar o bem-estar do consumidor. Nesse sentido, a Lei n° 12.529/11 traz, em seu artigo 36, § 2°, critérios de presunção da posição dominante exercida por um agente econômico:

"§ 2° Presume-se posição dominante sempre que uma empresa ou grupo de empresas for capaz de alterar unilateral ou coordenadamente as condições de mercado ou quando controlar 20% (vinte por cento) ou mais do mercado relevante, podendo este percentual ser alterado pelo Cade para setores específicos da economia." A análise mais aprofundada de fusões e aquisições que envolvam empresas com participações de mercado que, somadas, sejam superiores a 20%, ou seja, que passem a deter posição dominante em um respectivo mercado relevante a partir dessa operação, parte da premissa de que tais empresas possuem possibilidade de exercício de poder de mercado.[26] Conforme informado anteriormente, antes desta Operação, o Grupo Iberdrola e o Grupo Eletrobras possuem controle compartilhado sobre os empreendimentos de geração hidrelétrica Teles Pires, Baguari e Dardanelos. Após a permuta de ações pretendida com esta Operação, o Grupo Iberdrola exercerá controle unitário sobre o empreendimento Dardanelos, enquanto o Grupo Eletrobras exercerá controle unitário sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari.

A presente Operação implica em reforço de sobreposição horizontal entre as atividades das Requerentes e das Empresas-Alvo no mercado de geração de energia elétrica, especificamente entre (i) as atividades da EAPSA (empreendimento Dardanelos) e as atividades do Grupo Iberdrola no mercado de geração de energia elétrica, e (ii) as atividades da TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) e da Baguari I (empreendimento Baguari) e as atividades do Grupo Eletrobras no mercado de geração de energia elétrica. Isto posto, com base na definição dos mercados relevantes sob as óticas produto e geográfica, o mercado de geração de energia elétrica será analisado com base nos seguintes cenários: (i) todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN; (ii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; (iii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Norte; (iv) matriz hidrelétrica em todos os subsistemas do SIN; (v) matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; e (vi) matriz hidrelétrica no Subsistema Norte. Para as estimativas de participação de mercado, as Requerentes utilizaram dados de potência fiscalizada disponibilizados no Sistema de Informações de Geração da Aneel (SIGA)[27]. Em razão de envolver um aumento de participação nas Empresas-Alvo que os Grupos Iberdrola e Eletrobras já eram acionistas, não seria apropriado uma soma de participação nos mercados afetados. As Empresas-Alvo já são consideradas parte de ambos os grupos.

As Requerentes argumentaram que a Operação não ensejaria novas sobreposições horizontais ou integrações verticais entre as Empresas-Alvo e o Grupo Iberdrola ou o Grupo Eletrobras, uma vez que as Requerentes já detêm, atualmente, controle compartilhado sobre todos os empreendimentos detidos pelas Empresas-Alvo, e a Operação resultaria apenas na consolidação de controle unitário sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari pelo Grupo Eletrobras, e sobre o empreendimento Dardanelos pelo Grupo Iberdrola. Assim, para as Requerentes, não haveria qualquer acréscimo de capacidade de geração de energia elétrica às atividades do Grupo Iberdrola e do Grupo Eletrobras em decorrência desta Operação. Além disso, de acordo com as Requerentes, o Grupo Iberdrola sofrerá um decréscimo em sua participação no mercado de geração de energia após a Operação, tendo em vista que deixará de possuir qualquer participação societária ou influência sobre os empreendimentos Baguari e Teles Pires, cujas potências fiscalizadas são de 140.544 kW e 1.819.800kW, respectivamente. O Grupo Eletrobras também sofrerá um decréscimo em sua participação de mercado após a Operação, tendo em vista que deixará de possuir qualquer participação societária ou influência sobre o empreendimento Dardanelos, cuja potência fiscalizada é de 261.000 kW.

Sendo assim, as Requerentes estimaram o market share do Grupo Iberdrola no mercado de geração de energia elétrica, antes e depois da Operação, considerando todos os cenários supracitados, de acordo com as tabelas abaixo: Tabela 2 - Market share mercado de geração de energia - todas as matrizes energéticas - Brasil (todos os subsistemas do SIN), Subsistema SE/CO e Subsistema N - janeiro/2023 Fonte: Requerentes, com base em dados do SIGA. Tabela 3 - Market share mercado de geração de energia - Matriz Hidrelétrica - Brasil (todos os subsistemas do SIN), Subsistema SE/CO e Subsistema N - janeiro/2023 Fonte: Requerentes, com base em dados do SIGA. Nota-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Iberdrola em conjunto com o empreendimento Dardanelos (pós-Operação) no mercado de geração de energia elétrica seria inferior a 10% em todos os cenários analisados (abaixo do filtro de 20% a partir do qual se presume posição dominante e, assim, possibilidade de exercício de poder de mercado). Sob a ótica do Grupo Iberdrola, haveria uma diminuição da participação de mercado nos cenários acima avaliados. No cenário mais restrito, ou seja, no segmento de geração de energia na matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a participação da Dardanelos seria de apenas 0,60%, representando um baixo incremento, caso se somasse as participações das Partes, sobretudo ao se considerar que a Neoenergia deixará de participação da Tele Pires e Baguari.

De outro lado, as Requerentes estimaram o market share do Grupo Eletrobras[28] no mercado de geração de energia elétrica, antes e depois da Operação, considerando todos os cenários supracitados, de acordo com as tabelas abaixo: Tabela 4 - Market share mercado de geração de energia - todas as matrizes energéticas - Brasil (todos os subsistemas do SIN), Subsistema SE/CO e Subsistema N - janeiro/2023 Fonte: Requerentes, com base em dados do SIGA. Tabela 5 - Market share mercado de geração de energia - Matriz Hidrelétrica - Brasil (todos os subsistemas do SIN), Subsistema SE/CO e Subsistema N - janeiro/2023 Fonte: Requerentes, com base em dados do SIGA[29]. Nota-se, pelos dados acima, que a participação de mercado do Grupo Eletrobras em conjunto com os empreendimentos Teles Pires e Baguari (pós-Operação) no mercado de geração de energia elétrica seria: superior a 30% nos cenários (i) todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN, e (ii) todas as matrizes energéticas no Subsistema SE/CO; superior a 70% no cenário (iii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Norte; superior a 50% no cenário (iv) matriz hidrelétrica em todos os subsistemas do SIN; superior a 40% no cenário (v) matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; e superior a 90% no cenário (vi) matriz hidrelétrica no Subsistema Norte.

No cenário mais restrito, ou seja, no segmento de geração de energia na matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a participação da Baguari seria de apenas 0,30%, representando um baixo incremento, na hipótese de se somar as participações das Partes, sobretudo ao se considerar que a Eletronorte deixará de participação da Dadarnelos. Já no cenário de geração de energia na matriz hidrelétrica no Subsistema Norte, a Tele Pires teria uma participação de 6,85%, o que, em tese, indica que o Grupo Eletrobras já possui relevante poder de mercado no Subsistema Norte, ainda que não se considerasse a Tele Pires, representando mais de 80% deste cenário específico. Em todos os cenários, a participação do Grupo Eletrobras, com a consolidação de controle sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari, ficaria acima de 20% (filtro a partir do qual se presume posição dominante e, assim, possibilidade de exercício de poder de mercado). Conforme se depreende das estimativas de participação de mercado apresentadas acima, esta SG prosseguirá a análise de probabilidade de exercício de poder de mercado em relação ao mercado de geração de energia elétrica apenas no que se refere ao Grupo Eletrobras e aos empreendimentos em que este será controlador unitário (Teles Pires e Baguari), uma vez que apenas o Grupo Eletrobras detém poder de mercado em face da participação de mercado ser superior a 20% nos cenários analisados, quais sejam:

(i) todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN; (ii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; (iii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Norte; (iv) matriz hidrelétrica em todos os subsistemas do SIN; (v) matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; e (vi) matriz hidrelétrica no Subsistema Norte. V.2. Probabilidade de exercício de poder de mercado V.2.1. Considerações iniciais Conforme disposto acima (vide tabelas 4 e 5), a participação de mercado do Grupo Eletrobras após a consolidação de controle sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari no mercado de geração de energia elétrica seria superior a 30% nos cenários mais abrangentes e chegaria a mais de 90% no cenário de matriz hidrelétrica no Subsistema Norte. Nos termos do Guia para Análise de Atos de Concentração Horizontal publicado pelo Cade (“Guia H”)[30], “o AC que envolver uma parcela de mercado suficientemente alta não implica necessariamente que a nova empresa exercerá de maneira unilateral seu poder de mercado”. Nesse contexto, é necessário avaliar a probabilidade de exercício do “poder de mercado adquirido por meio de maior concentração na operação, considerando variáveis como: a possibilidade de uma entrada tempestiva, provável e suficiente; [e] o nível de rivalidade restante no mercado”.

O objetivo da análise de probabilidade de exercício de poder de mercado é avaliar se, após a Operação, as empresas envolvidas terão capacidade de interferir negativamente em condições de mercado tais como preços, oferta e qualidade de bens e serviços (entre outras), ou se o mercado oferece condições necessárias para que os rivais, sejam eles novos entrantes ou empresas já instaladas, possam contestar eventual tentativa de exercício de poder de mercado. O exercício unilateral do poder de mercado também se configura provável quando uma parcela expressiva dos consumidores considera os produtos ofertados pelas empresas envolvidas num Ato de Concentração como alternativas únicas, impossibilitando assim o desvio de demanda para fornecedores alternativos[31]. Dito isso, cabe investigar se, apesar de possível, é provável que o Grupo Eletrobras possa eventualmente vir a exercer poder de mercado, especialmente derivado do reforço que a presente Operação gera. Dentre as variáveis tradicionalmente estudadas pelo CADE com a finalidade de avaliar probabilidade de exercício de poder de mercado, esta SG focará no aspecto de rivalidade, por entender ser suficiente para a análise conclusiva do caso. V.2.2.

Limitações regulatórias ao exercício de poder de mercado nos mercados de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica De acordo com as Requerentes, a geração de energia elétrica no Brasil é realizada mediante prévia outorga do Ministério de Minas e Energia (MME) ou da Aneel, na forma de concessão (delegada a pessoa jurídica ou consórcio de pessoas jurídicas por intermédio de licitação) ou autorização (ato unilateral, discricionário, precário, que dispensa licitação e visa a atender interesses predominantemente privados). No que concerne à venda da energia gerada por empresas geradoras de energia elétrica, a Lei n° 10.848, de 15 de março de 2004 (conforme alterada), estabeleceu os seguintes ambientes de contratação para compra e venda de energia elétrica no mercado brasileiro: Ambiente de Contratação Regulado (ACR) - Contempla a compra de energia pelas distribuidoras, por meio de licitações públicas de energia, de toda a eletricidade necessária ao atendimento de seus consumidores cativos (enquanto o ACL abrange a compra de energia elétrica por consumidores livres e comercializadoras de energia). Nos leilões públicos realizados pela Aneel, os participantes devem apresentar lances com propostas de preços de venda da energia a ser gerada pelos seus empreendimentos.

Uma vez que uma empresa de geração vença o leilão público, ela deve firmar Contratos de Compra de Energia (“CCEAR”) com cada empresa de distribuição a ser atendida pelos vencedores do leilão, proporcional à demanda estimada de energia elétrica de cada distribuidora. Os CCEARs possuem preço fixo e prazo de vigência extensos (em torno de 25 anos). A figura a seguir consolida as principais características dos contratos decorrentes desse ambiente: Figura 1 - Características da Contratação Regulada (ACR) Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).[32] Ambiente de Contratação Livre (ACL) - Abrange as vendas de energia elétrica livremente negociadas entre concessionárias de geração, Produtores Independentes de Energia, comercializadoras de energia, importadores de energia e consumidores livres. No ACL, os termos e condições aplicáveis às partes são estabelecidos de forma bilateral e formalizados por intermédio de Contratos de Compra e Venda de Energia no Ambiente de Contratação Livre (“PPAs”). Nesse sentido, suas principais regras são bastante flexíveis em relação ao mercado. A figura abaixo destaca a dinâmica desses contratos: Figura 2 - Condições negociadas na Contratação Livre (ACL) Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). As Requerentes ressaltaram que, tanto no ACR quanto no ACL, cada empresa de geração só pode comercializar energia elétrica no limite da chamada garantia física do seu empreendimento[33].

A garantia física determina o volume máximo de energia elétrica que um projeto é capaz de gerar e, consequentemente, define o volume máximo de energia elétrica que cada empreendimento pode comercializar. Em relação à dinâmica competitiva, as Requerentes esclareceram que a oferta de energia no ACR pelas geradoras ocorre sob o formato de leilões públicos organizados pela Aneel, em que o vencedor é aquele que oferece o menor preço, e podem participar de um mesmo leilão público quaisquer empreendimentos de geração de energia elétrica do Brasil que estejam conectados no grid do SIN, independentemente da fonte energética utilizada ou da região/subsistema em que está localizado. Assim, todos os empreendimentos de geração de energia elétrica conectados ao SIN que possuam garantia física disponível para contratação são potenciais concorrentes para um leilão público no ACR. Em face dessa condição, uma definição geográfica mais restrita seria conservadora, pois não haveria limitação geográfica a contratação de energia no Brasil, exceto no que se refere às localidades integrantes dos sistema isolados (não integradas ao SIN).

A comercialização no ACL, por sua vez, também é extremamente competitiva e o mercado é ainda mais pulverizado, uma vez que, sob o ponto de vista da oferta de energia, participam do ACL não apenas as geradoras de energia elétrica, mas também empresas comercializadoras de energia, importadores e produtores independentes - inclusive sob a modalidade de autoprodução, ofertando ao mercado excedente de energia elétrica produzida e não consumida internamente. Sob o ponto de vista da demanda por energia elétrica, qualquer empresa brasileira pode adquirir energia elétrica na qualidade de consumidor livre. Nesse ambiente com diversos de atores, consumidores livres têm a capacidade de comparar propostas de venda de energia de diversos agentes do mercado, pressionando por preços e condições comerciais mais favoráveis. Nesse sentido, esta Superintendência apurou que, de acordo com o Anuário Interativo Estatístico de Energia Elétrica da Empresa de Pesquisa Energética - EPE[34], houve em dezembro de 2021 86,9 milhões de consumidores (totalizando uma energia consumida de 497.503 GWh), sendo 45,2 milhões localizados no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Em termos de consumidores livres, foram 26.117 unidades em dezembro de 2021, que correspondeu a um consumo de 190.582 GWh (ou seja, 38,3% do total consumido), com maior consumo concentrado no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste, seguindo do Subsistema Sul. A maior proporção de consumidores livres possuem perfil industrial ou comercial.

Quanto à representatitivadade do ACR e ACL, o gráfico abaixo apresenta o histórico de contratação nos últimos 10 anos. Gráfico 1 - Representatividade por Ambiente - 2013 a 2022 Fonte: Balanço de Consumo e Geração 2022, elaborado pela CCEE.[35] Percebe-se uma prepronderância do ACR, representando cerca de 63% da energia comercializada no país. Tal proporção indica que uma quantidade relevante da energia comercializada está sujeito ao controle e condições definidas pelos órgãos contratantes, ou seja, esta energia está atrelada a um controle estatal, com pouca margem para definição privada das condições. Assim, as Requerentes argumentaram que características específicas do mercado de geração de energia elétrica no Brasil também impediriam a adoção de qualquer conduta anticompetitiva, seja na comercialização via ACR ou ACL. Esta Superintendência entende que a dinâmica da contratação de energia pode ser um elemento capaz de inibir o exercício de poder de mercado detido pelo Grupo Eletrobras, especialmente a depender das condições definidas nos contratos atualmente vigentes para a energia gerada pelos empreendimentos objeto da Operação, conforme se verificará a seguir. I- Empresa-Alvo TPP/CHTP - usina hidrelétrica Teles Pires De acordo com as Requerentes, a geração de energia elétrica pela CHTP ocorre mediante concessão, por intermédio do contrato de concessão n° 002/2011.

As Requerentes informaram que a usina hidrelétrica Teles Pires, operada pela CHTP, possui atualmente garantia física de 964,20 MW médios. A CHTP se sagrou uma das vencedoras do 11° Leilão para Compra de Energia Elétrica Proveniente de Novos Empreendimentos de Geração, promovido pela Aneel em 17 de dezembro de 2010, conforme Edital de Leilão n° 04/2010-ANEEL. Como resultado deste leilão, atualmente a CHTP compromete 59,73% da garantia física da hidrelétrica Teles Pires (65,25% do total da energia contratada)[36] em CCEARs celebrados com 27 distribuidoras de energia elétrica com atuação em todo o território nacional[37], cujo preço é fixo e cujo prazo de suprimento se estende até 2044. Além disso, as Requerentes informaram que praticamente toda a garantia física restante da hidrelétrica Teles Pires também já está comprometida. Atualmente, a CHTP compromete 31,80% de sua garantia física (34,75% do total da energia contratada) por meio de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. Ademais, as Requerentes ressaltaram que [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES][38]. Nesse contexto, as Requerentes ressaltaram que a CHTP não é capaz de estabelecer livremente preços e condições comerciais praticadas, e deve permanecer assim por décadas.

Segundo as Requerentes, como 91,53% da garantia física do empreendimento Teles Pires está comprometida em contratos de longo prazo nos ambientes ACR e ACL[39], com preços já fixados, seus controladores seriam incapazes de eventualmente adotar quaisquer estratégias anticompetitivas voltadas, por exemplo, à elevação de preços ou discriminação no fornecimento do insumo[40]. Portanto, conclui-se que a energia gerada pela Tele Pires já está comprometida com contratos de longo prazo (tanto no ACR quanto no ACL), deixando pouca margem para o controlador desta hidrelétrica definir ou alterar as condições comerciais de fornecimento de energia, sobretudo uma vez que proporção relevante está contratada para atender o Poder Público. Além disso, teoricamente, eventual oferta de energia no futuro, após o vencimento dos contratos, seguirá as condições definidas pelo Poder Público no ACR ou será objeto de negociação no ACL, onde competirá com outros empreendimentos de geração no Brasil, não havendo indícios no presente caso de que haveria uma posição preponderante da Tele Pires perante outros empreendimentos. II- Empresa-Alvo Baguari I - usina hidrelétrica Baguari Conforme informado anteriormente, a gestão do Consórcio Baguari é compartilhada entre os consorciados Baguari I e Baguari Energia e, portanto, indiretamente compartilhada entre Grupo Iberdrola, Grupo Eletrobras e Cemig.

De acordo com as Requerentes, a comercialização da energia gerada pela usina hidrelétrica Baguari segue dinâmica distinta. Cada consorciado tem direito de comercializar a energia gerada pelo empreendimento, de forma separada, até o limite da respectiva garantia física alocada para ele conforme a sua participação no Consórcio Baguari. Assim, Baguari I e Baguari Energia podem comercializar [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES], respectivamente, da energia gerada pela hidrelétrica Baguari. Considerando que a garantia física atual do empreendimento Baguari é de 81,9 MW médios, Baguari I é responsável por comercializar até [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES], enquanto a Baguari Energia é responsável por comercializar até [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. Dessa forma, no caso do empreendimento Baguari, apenas a Baguari I será afetada pela Operação. De acordo com as Requerentes, a Baguari I tem contratos vigentes de comercialização de energia elétrica apenas no ACR, com prazo de vigência até 2039. O volume energético alocado nos Contratos de Compra de Energia (“CCEARs”) de longo prazo celebrados pela empresa totalizaram [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] em 2022, o que significa que [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] da garantia física da hidrelétrica Baguari disponível para contratação pela Baguari I está comprometida[41].

Segundo o Grupo Iberdrola, o percentual de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] da garantia física da hidrelétrica de Baguari atribuída à Baguari I que não está alocada a contratos de fornecimento no longo prazo permanece livre para cobertura de risco hidrólogo do empreendimento. Em virtude disso, assim como ocorre com a Tele Pires, a Baguari I também está comprometida com contratos de longo prazo, o que afastam uma hipótese de exercício de poder de mercado pelo Grupo Eletrobrás, não havendo indícios de que haveria um efetivo exercício de poder de mercado pelo referido grupo quando da oferta de energia no ACR ou ACL, pelas condições supracitadas. V.2.3. Atuação do ONS e concorrência entre as matrizes e Subsistemas Como retratado acima, o SIN tem suas operações coordenadas pelo ONS, que também realiza o planejamento da operação dos sistemas isolados do país, sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O ONS foi criado pela Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, e é composto por membros associados e membros participantes, que são as empresas de geração, transmissão, distribuição, consumidores livres, importadores e exportadores de energia. Também participam o Ministério de Minas e Energia (MME) e representantes dos Conselhos de Consumidores. O seguinte fluxograma consolida a atuação do ONS junto ao SIN: Figura 3 - Fluxograma das atividades do ONS Fonte:

ONS.[42] No que se refere à operação do sistema, as funções do ONS estão dividas da seguinte forma: (i) pré operação, (ii) operação em tempo real e (iii) pós-operação, em função de seu encadeamento temporal. A pré-operação visa consolidar a programação eletroenergética diária com a inclusão de modificações no programa de intervenções, nas restrições operativas das instalações de geração e transmissão, na previsão de carga, nas condições previstas para a operação dos reservatórios e na programação do Controle Automático de Geração – CAG. A operação em tempo real tem por objetivo coordenar, supervisionar e controlar o funcionamento operacional da Rede de Operação, a operação normal do sistema de transmissão e em situações de contingência na rede, e o funcionamento das instalações do SIN. As atividades de pós-operação completam a cadeia da Operação do Sistema com a apuração dos dados da operação realizada, a análise das ocorrências e perturbações, assim como a divulgação dos resultados para os agentes do setor, os órgãos governamentais, normativos, fiscalizadores e para a sociedade[43]. De acordo com dados do ONS, a carga diária de energia por Subsistema do SIN foi dividida da seguinte forma em 30/04/2023: Tabela 6 - Carga Diária por Subsistema - 30/04/2023 Fonte: ONS.[44] Constata-se que o Subsistema Sudeste/Centro-Oeste é grande demandante de energia, de forma que demanda uma energia para além do que produz.

Isso fica mais claro ao se observar o mapa abaixo com o balanço de energia realizado pelo ONS, onde se verifica principalmente um fluxo de energia do Subsistema Norte para o Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Mapa 1 - Balanço de energia entre os Subsistemas do SIN Fonte: ONS.[45] Quanto à segmentação por matriz energética, o ONS apresenta a seguinte representatividade: Figura 4 - Evolução da Capacidade Instalada no SIN | maio/2023 - dezembro/2027 Fonte: ONS.[46] Enquanto operador do SIN, o ONS é o responsável por fazer o balanço de energia no SIN, tanto sob a ótica de matriz quanto por subsistema. Nesta função, em face da preponderância da matriz hidrelétrica no SIN, o ONS realiza o planejamento, programação e utilização em maior proporção de uma matriz em detrimento de outra, a depender dos recursos envolvidos, condições climáticas, custos, capacidade de geração disponível e demanda (atual e projetada).[47] Assim, o ONS possui poder para limitar a utilização de uma matriz frente as demais, desde que justificado, sendo relevante destacar a crescente preferência pelas matrizes de energia renováveis, tanto pelo setor público quanto pelo privado, como forma de reduzir a utilização de fontes de energia mais poluentes e propiciar um desenvolvimento econômico mais sustentável. Além disso, a possibilidade de ajustes entre as diferentes matrizes e subsistemas do SIN já foi ponderada por este Conselho em precedentes.

Nesse sentido, tais circunstâncias minimizam substancialmente as possíveis preocupações concorrenciais decorrentes do nível de concentração pelo Grupo Eletrobras no cenário de geração de energia na matriz hidrelétrica nos Subsistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste. Conforme disposto em alguns precedentes do Cade[48]: as definições de mercado relevante utilizadas pelo Cade não são consensuais, não havendo até hoje, por parte deste Conselho, um precedente que caracterize precisamente o mercado relevante geográfico e tampouco há indicação de que seria mais adequado o cenário de subsistemas em face do nacional; e já foi considerado um cenário mais abrangente, ponderando a influência de outras matrizes e uma dimensão geográfica mais abrangente, que pode minimizar possíveis impactos em uma matriz específica ou em determinada localidade. Ademais, as informações supracitadas sobre a operação do SIN são mais um indicativo para se considerar um cenário abrangente de concorrência entre as matrizes e subsistemas, sobretudo pela atuação do ONS que tem capacidade de direcionar e balancear a carga de energia do SIN, por ser um agente pautado por uma atuação holística.

Diante disso, considerando os cenários alternativos (matriz hidrelétrica em todos os subsistemas do SIN, todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN, e todas as matrizes energéticas nos Subsistemas Norte e no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste), nota-se que o poder de mercado Grupo Eletrobras seria mais reduzido, apesar de ainda ficar acima de 20%. O Grupo Eletrobras já detém participação societária nos empreendimentos localizados nos Subsistemas Norte e SE/CO que são objeto desta Operação, detendo participação ativa na forma de controle compartilhado, de forma que as Empresas-Alvo já foram consideradas parte do Grupo Eletrobras para fins de estimativas de participação de mercado em casos anteriores. Assim, trata-se de um reforço de posição societária com consolidação de controle, e o reforço gerado não se afigura preocupante em face das demais justificativas supracitadas. Assim, esta SG considera que diante de tais circunstâncias, aliado ao fato de que se trata de um mercado regulado (em que as entradas ocorrem por leilões públicos e está sujeito a regras contratuais definidas pela agência reguladora ou a condições negociadas no ACL), o percentual de participação de cerca de 32% no cenário abrangente (todas as matrizes e no SIN) não é suficiente para levantar preocupações de ordem concorrencial, sobretudo quando não há restrições de venda da energia gerada para outras localidades e regiões pela forma que se encontra formatado o SIN.

Dessa forma, entende-se que a concentração no mercado de geração de energia elétrica, reforçada pela presente Operação, não gera impactos negativos ao ambiente concorrencial, visto que existe a possibilidade de concorrência entre os diferentes subsistemas e matrizes. V.2.4. Governança corporativa da usina hidrelétrica Teles Pires Conforme informado anteriormente, o empreendimento Teles Pires é 100% detido pela CHTP, que é detida em [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] pela TPP e em [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] pelo Grupo Iberdrola. A TPP, por sua vez, é detida em [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] pelo Grupo Iberdrola e em [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] pelo Grupo Eletrobras. Considerando sua participação total (via TPP e CHTP) no empreendimento Teles Pires, o Grupo Iberdrola e o Grupo Eletrobras possuem, respectivamente, participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] e [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. De acordo com as Requerentes, o Acordo de Acionistas da TPP (“Acordo de Acionistas TPP”) estabelece, atualmente, direitos e obrigações que caracterizam a existência de controle compartilhado da TPP pelo Grupo Eletrobras e pelo Grupo Neoenergia, nos termos da legislação societária brasileira[49]. O Acordo de Acionistas da CHTP (“Acordo de Acionistas CHTP”), por sua vez, é uma reprodução do acordo de sua controladora (TPP), espelhando os direitos e obrigações previstos no Acordo de Acionistas TPP.

De acordo com as Requerentes, disposições do Acordo de Acionistas TPP demonstram que a administração da hidrelétrica Teles Pires depende do alinhamento de ambos os sócios tanto para a definição de questões de médio e longo prazo, quanto para atos de gestão do dia a dia. Nesse contexto, as Requerentes destacaram as seguintes disposições do Acordo de Acionistas TPP e Acordo de Acionistas CHTP: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. Quanto à governança corporativa desse empreendimento, constata-se que o Grupo Eletrobras já possuía poderes para orientar a administração da Empresa-Alvo antes da consolidação de controle sobre as empresas TPP e CHTP. Além disso, as Requerentes ressaltaram que, não obstante a relação de controle compartilhado estabelecida sobre o empreendimento Teles Pires, as decisões efetivamente tomadas na administração das empresas TPP e CHTP revelam perfeito alinhamento entre seus acionistas para atender aos interesses das próprias sociedades, visto que [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. Assim, as Requerentes argumentaram que a administração permanecerá atuando em prol dessas empresas, atendendo ao melhor interesse do empreendimento Teles Pires.

Em face dessa organização, em relação à Tele Pires, a operação propicia uma desconcentração na medida em que permite o rompimento do vínculo societário entre dois agentes atuantes no setor elétrico, permitindo que Neoenergia e Eletrobras sigam como concorrentes independentes. Como consequência positiva ao ambiente concorrencial, é possível destacar a redução da possibilidade de coordenação entre estes agentes, com a saída da Neoenergia do quadro de acionistas da Tele Pires. V.2.5. Governança corporativa da usina hidrelétrica Baguari Conforme informado anteriormente, o empreendimento Baguari é operado pelo Consórcio Baguari, detido na proporção de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] por Baguari I (Grupo Iberdrola) e [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] pela Baguari Energia, que é detida pelo Grupo Eletrobras ([ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]) e pela Cemig ([ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]). De acordo com as Requerentes, a Baguari I foi designada como líder do Consórcio Baguari, sendo responsável perante a Aneel pelo cumprimento do contrato de concessão firmado, bem como pela apresentação dos relatórios e informações técnicas, financeiras e contábeis das atividades do Consórcio. Além disso, o Consórcio Baguari tem a sua gestão compartilhada entre Grupo Iberdrola, Grupo Eletrobras e Cemig, conforme disposto no Contrato de Constituição do Consórcio Baguari (“Contrato de Consórcio Baguari”).

De acordo com as Requerentes, disposições do Contrato de Consórcio Baguari demonstram que a administração da hidrelétrica Baguari depende do alinhamento de ambos os consorciados tanto para a definição de questões de médio e longo prazo, quanto para atos de gestão do dia a dia. Nesse contexto, as Requerentes destacaram as seguintes disposições do Contrato de Consórcio Baguari: [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. Já a Diretoria é composta por 3 membros, sendo que o Diretor Presidente e o Diretor Administrativo-Financeiro são indicados pela Baguari I (Grupo Iberdrola), ficando a indicação do Diretor Técnico sob a responsabilidade da Baguari Energia (Grupo Eletrobras e Cemig). [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES], ou seja, além da aprovação da Iberdrola, também é necessária a aprovação do Diretor indicado pelos Grupos Eletrobras e Cemig para que seja possível a prática dos atos de gestão na esfera da Diretoria. A Cláusula 8.10.2 do Contrato de Consórcio Baguari estabelece um extenso rol de direitos de veto ([ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]), o que denota uma ingerência real em atos de gestão da hidrelétrica Baguari. [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]. As Requerentes ressaltaram que, embora exista uma gestão compartilhada do Consórcio Baguari, este não é responsável pela comercialização da energia gerada pela hidrelétrica Baguari, e suas funções estão adstritas à gestão do empreendimento.

De acordo com as Requerentes, a comercialização da energia gerada pelo empreendimento fica à cargo dos consorciados, até o limite das respectivas garantias físicas[50] de cada um, que são alocadas proporcionalmente à sua participação no consórcio, o que seria uma prática comum na indústria de geração de energia. As Requerentes indicaram que, mesmo após a consumação desta Operação, a gestão do Consórcio Baguari, que opera a hidrelétrica, permanecerá compartilhada com a Cemig, conforme ilustrado no organograma abaixo: Figura 5 - Organograma do Consórcio Baguari antes e depois da Operação [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] Fonte: Requerentes. Quanto à governança corporativa desse empreendimento, constata-se que, mesmo com a consolidação de controle do Grupo Eletrobras sobre a empresa Baguari I, o Consórcio Baguari continuará tendo sua gestão compartilhada entre as empresas Baguari I e Baguari Energia, que possui a Cemig como cotista. Nesse contexto, a consolidação de controle do Grupo Eletrobras sobre um dos consorciados não suscitaria preocupações concorrenciais decorrentes da operação do empreendimento Baguari, ainda haveria um terceiro (Cemig) que pode limitar a atuação do Grupo Eletrobras no Consórcio Baguari. De toda forma, também em relação à Baguari I, é depreender que a operação reforça a desconcentração supracitada, ao viabilizar a quebra do vínculo societário entre dois agentes atuantes no setor elétrico.

Em virtude disso, a Neoenergia e Eletrobras podem seguir como concorrentes independentes, além de permitir uma redução da possibilidade de coordenação entre estes agentes, com a saída da Neoenergia do quadro de acionistas da Baguari I. V.2.6. Empreendimentos do Grupo Eletrobras no mercado de geração de energia elétrica no Subsistema Norte De forma complementar aos argumentos já apresentados, convém expor o nível de participação societária e ingerência do Grupo Eletrobras nos empreendimentos de geração. Além do empreendimento Teles Pires, o Grupo Eletrobras detém controle unitário ou participação nos seguintes empreendimentos localizados no Subsistema Norte: Tabela 7 - Atuação do Grupo Eletrobras no Subsistema Norte Subsidiária / SPE / Coligada Eletrobras Empreendimento Matriz energética Participação do Grupo Eletrobras (%) Outros acionistas Eletronorte Tucurui Hidrelétrica 100% - Eletronorte Curuá-Uma Hidrelétrica 100% - Eletronorte Balbina Hidrelétrica 100% - Eletronorte Coaracy Nunes Hidrelétrica 100% - Eletronorte Aparecida Termoelétrica (gás natural) 100% - Eletronorte Mauá 3 Termoelétrica (gás natural)[51] 100% - SPE Norte Energia S.A. Belo Monte Hidrelétrica 49,98% (Eletronorte e Chesf)[52] Entidades de previdência (20%, sendo Petros com 10% e Funcef com 10%); Belo Monte Participações, subsidiária da Neoenergia (10%); Autoprodutoras (10%, sendo Aliança Norte Energia S.A., detida pela Vale e Cemig, com 9%, e Siderúrgica Norte Brasil S.A. - Sinobras com 1%);

Amazônia Energia S.A., detida pela Light e Cemig (9,77%); e J6 Energia Renovável (0,25%)[53]. SPE Empresa de Energia de São Manoel S.A. UHE São Manoel Hidrelétrica 33,33% (Furnas) China Three Gorges Corporation - CTG (33,33%) e EDP Energias do Brasil S.A. (33,34%) SPE Enerpeixe S.A. UHE Peixe Angical Hidrelétrica 40% (Furnas) EDP Energias do Brasil S.A. (60%) SPEs CEB Lajeado S.A., Lajeado Energia S.A. e Paulista Lajeado Energia S.A. UHE Luís Eduardo Magalhães (Lajeado) Hidrelétrica 40,07% de cada SPE (Eletrobras)[54], com 40,29% de participação indireta na UHE - CEB Lajeado S.A.: Companhia Energética de Brasília - CEB (59,93%)[55]; - Lajeado Energia S.A.: EDP Energias do Brasil S.A. (55,86%) e governo estadual do Tocantins (4,07%)[56]; - Paulista Lajeado Energia S.A.: CPFL Jaguari de Geração de Energia Ltda. (59,93%)[57]. Elaborada pelo Cade, com base em informações das Requerentes. Com base nos dados acima, constata-se que o Subsistema Norte conta com diversos atores relevantes além do Grupo Eletrobras, como Neoenergia, Light, Cemig, EDP Energias do Brasil, CEB e CPFL. Levando em conta apenas a matriz hidrelétrica, diversos empreendimentos geradores de energia, o Grupo Eletrobras possui posição de acionista minoritária, tais como as empresas detentoras da Belo Monte, UHE São Manoel, UHE Peixe Angical e UHE Luís Eduardo Magalhães. Releva destacar que a Belo Monte é uma geradora de energia com bastante representatividade no SIN.

Tal condição permite inferir que haveria meios de limitar ou inibir, em alguma medida, um exercício unilateral de poder de mercado pelo Grupo Eletrobras, pelos demais acionistas dessas companhias, sendo mais um elemento que pode afastar a hipótese de dados ao ambiente concorrencial, aliado às condições estruturais do mercado de geração de energia. V.2.7. Empreendimentos do Grupo Eletrobras no mercado de geração de energia elétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste Além dos empreendimentos Baguari e Dardanelos[58], o Grupo Eletrobras detém, integral ou parcialmente, os seguintes empreendimentos localizados no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste que atuam na geração de energia elétrica via matriz hídrica: Tabela 8 - Atuação do Grupo Eletrobras no Subsistema SE/CO - Matriz hídrica Fonte: Requerentes. Com base nos dados acima, constata-se que o Subsistema SE/CO conta com diversos atores relevantes além do Grupo Eletrobras, como EDF Brasil, Engie Brasil, Cemig, Novonor Energia do Brasil e DME Energética. Também nesse subsistema, apesar de sua participação de mercado já ser diluída (representar cerca de 40%), o Grupo Eletrobras também seria minoritário nas empresas detentoras da Três Irmãos e UHE Henry Borden. Assim, a atuação de terceiros nessas companhias poderia, em alguma medida, limitar ou inibir eventual exercício unilateral de poder de mercado pelo Grupo Eletrobras. V.2.8.

Planos de negócios do Grupo Eletrobras nos Subsistemas Norte e Sudeste/Centro-Oeste Em relação aos planos de negócios do Grupo Eletrobras nos Subsistemas Norte e SE/CO, a Eletrobras esclareceu que, mesmo antes do processo de desestatização nos termos da Lei n° 14.182 de 12 de julho de 2021, a empresa já estava sujeita às regras de transparência perante investidores e o mercado em geral aplicáveis a qualquer outra companhia de capital aberto no Brasil, inclusive perante a Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”). Assim, eventuais planos de desinvestimento de suas atividades deverão ser informados ao público em geral, nos termos previstos em lei e em regulações da CVM. O Grupo Eletrobras informou que, nos termos do Plano Diretor de Negócios e Gestão 2022-2026[59], a racionalização das participações societárias está dentre as iniciativas estratégicas da Eletrobras, o que inclui “alienação, incorporação, permuta (Swaps), reestruturações societárias, aquisições e encerramento de ativos” relacionados a SPEs. Nesse contexto, foram mapeadas 24 operações de descruzamento, 6 encerramentos, 2 incorporações e 23 vendas, além de outras 13 SPEs que estão sob avaliação[60]. Entretanto, as Requerentes não especificaram quais operações seriam relativas a cada subsistema. Com relação à região Norte, porém fora do subsistema, foi indicado que a Eletrobras tem a intenção de alienar usinas térmicas a carvão e a gás dos Sistemas Isolados da região Norte tão logo sejam conectadas ao SIN[61].

Percebe-se, assim, que a operação se insere em um contexto de reavaliação da manutenção em sociedades com outros agentes no setor elétrico, o que pode acarretar em uma redução de concentração ou coordenação. V.2.9. Conclusão sobre probabilidade de exercício de poder de mercado Conforme verificado nas subseções anteriores, para além do fato de que o Grupo Eletrobras já é um dos controladores da Tele Pires e Baguari I, outros fatores permitem, em conjunto, afastar o nexo causal entre a presente Operação e os riscos concorrenciais decorrentes do referço da elevada participação de mercado do Grupo Eletrobras no mercado de geração de energia elétrica, quais sejam: limitações regulatórias no mercado de geração de energia elétrica no Brasil, que envolvem prévia outorga do MME ou da Aneel na forma de concessão ou autorização; os empreendimentos objeto da Operação já estão comprometidos com o fornecimento de energia em contratos de longo prazo; outros empreendimentos de geração de energia elétrica conectados ao SIN que possuam garantia física disponível para contratação são potenciais concorrentes em um leilão público para oferta de energia no ACR, independentemente da fonte energética utilizada ou da região/subsistema em que está localizado; atuação do ONS no baleaceamento da energia gerada por cada matriz e subsistema perante o SIN e a demanda; redução da possibilidade de coordenação derivada do rompimento do vínculo societário entre Neoenergia e Grupo Eletrobras;

presença de outras usinas geradoras de energia nos Subsistemas SE/CO e Norte nas quais o Grupo Eletrobras não detém participação majoritária; participação de mercado média do Grupo Eletrobras quando se considera o cenário de todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN; e haverá, de certa forma, uma desconcentração horizontal no mercado de geração de energia elétrica, uma vez que as participações do Grupo Iberdrola e do Grupo Eletrobras nesse mercado sofrerão redução com a consolidação de controle sobre os respectivos empreendimentos. VI. INTEGRAÇÕES VERTICAIS VI.1. Possibilidade de fechamento de mercado Conforme informado anteriormente, esta Operação suscita integração vertical entre (i) as atividades da EAPSA (empreendimento Dardanelos) na geração de energia elétrica e as atividades do Grupo Iberdrola na transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, bem como entre (ii) as atividades da Baguari I (empreendimento Baguari) e da TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) na geração de energia elétrica e as atividades do Grupo Eletrobras na transmissão e distribuição de energia elétrica. Com base na definição dos mercados relevantes sob as óticas produto e geográfica, serão analisados os mercados de (i) geração de energia elétrica, de um lado e, de outro lado, (ii) transmissão de energia elétrica, (iii) distribuição de energia elétrica, e (iv) comercialização de energia elétrica, considerando os cenários de ACR e ACL. VI.1.1.

Mercado de geração de energia elétrica - upstream Conforme disposto nas tabelas 2 e 3, a participação de mercado do Grupo Iberdrola após a consolidação de controle sobre o empreendimento Dardanelos no mercado de geração de energia elétrica seria inferior a 10% em todos os cenários analisados (abaixo do filtro de 30% a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado). Por outro lado, conforme disposto nas tabelas 4 e 5, a participação de mercado do Grupo Eletrobras após a consolidação de controle sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari no mercado de geração de energia elétrica ficaria acima do filtro de 30% em todos os cenários analisados, como especificado a seguir: superior a 30% nos cenários (i) todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN, e (ii) todas as matrizes energéticas no Subsistema SE/CO; superior a 70% no cenário (iii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Norte; superior a 50% no cenário (iv) matriz hidrelétrica em todos os subsistemas do SIN; superior a 40% no cenário (v) matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; e superior a 90% no cenário (vi) matriz hidrelétrica no Subsistema Norte. VI.1.2.

Mercado de transmissão de energia elétrica - downstream Para estimar o tamanho total do mercado de transmissão de energia elétrica, as Requerentes utilizaram dados da Receita Anual Permitida (RAP) das concessionárias de transmissão de energia elétrica para o ciclo 2022-2023, conforme definido pela Resolução Homologatória n° 3.067/2022 da Aneel[62]. Nesse caso, analisa-se o cenário de disputa em licitações, de abrangência nacional, em linha com os precedentes do CADE. As Requerentes estimaram o market share do Grupo Iberdrola[63] no mercado nacional de transmissão de energia elétrica de acordo com a tabela abaixo: Tabela 9 - Market share mercado de transmissão de energia elétrica - Brasil - 2022/2023 Fonte: Requerentes, com base em dados da Aneel. Nota-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Iberdrola no mercado de transmissão de energia elétrica ficaria abaixo de 30% (filtro a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado). As Requerentes também estimaram o market share do Grupo Eletrobras[64] no mercado nacional de transmissão de energia elétrica de acordo com a tabela abaixo: Tabela 10 - Market share mercado de transmissão de energia elétrica - Brasil - 2022/2023 Fonte: Requerentes, com base em dados da Aneel.

Nota-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Eletrobras no mercado de transmissão de energia elétrica ficaria acima de 30% (filtro a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado), o que demandaria um aprofundamento da análise. Mais adiante serão apresentadas mais informações sobre a capacidade de fechamento de mercado. VI.1.3. Mercado de distribuição de energia elétrica - downstream Para as estimativas de participação de mercado, as Requerentes utilizaram dados disponibilizados no Relatório Mercado Cativo do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica (SAMP), publicado pela Aneel[65], com base nos seguintes parâmetros: receita de fornecimento de energia elétrica (R$), consumo de energia elétrica (MWh) e número de unidades consumidoras. As Requerentes estimaram o market share do Grupo Iberdrola no mercado nacional de distribuição de energia elétrica de acordo com a tabela abaixo: Tabela 11 - Market share mercado de distribuição de energia elétrica - Brasil - 2021 Fonte: Requerentes, com base em dados da Aneel[66]. Nota-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Iberdrola no mercado de distribuição de energia elétrica ficaria abaixo de 30% (filtro a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado). As Requerentes estimaram o market share do Grupo Eletrobras[67] no mercado nacional de distribuição de energia elétrica[68] de acordo com a tabela abaixo:

Tabela 12 - Market share mercado de distribuição de energia elétrica - Brasil - 2021 Fonte: Requerentes, com base em dados da Aneel[69]. Nota-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Eletrobras no mercado de distribuição de energia elétrica ficaria abaixo de 30% (filtro a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado), dispensando a necessidade aprofundar a análise dessa relação. VI.1.4. Mercado de comercialização de energia elétrica - downstream As Requerentes informaram que o Grupo Iberdrola atua tanto em ACL quanto em ACR. Para as estimativas de participação de mercado, as Requerentes utilizaram dados do Boletim InfoMercado Mensal, publicado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)[70]. O Grupo Iberdrola estimou seu market share no mercado nacional de comercialização de energia elétrica em ACL e ACR de acordo com a tabela abaixo: Tabela 13 - Market share mercado de comercialização de energia em ACL e ACR - Brasil - 2021 [ACESSO RESTRITO AO CADE E À NEOENERGIA] Fonte: Requerentes, com base em dados do Boletim InfoMercado Mensal de novembro/2022, publicado pela CCEE. Nota-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Iberdrola no mercado de comercialização de energia elétrica em ACL e em ACR ficaria abaixo de 30% (filtro a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado).

O Grupo Eletrobras esclareceu que não atua na comercialização de energia elétrica, na medida em que nenhuma das empresas que integram o Grupo Eletrobras atua na intermediação financeira relacionada a transações de compra e venda de energia elétrica. O Grupo Eletrobras apenas comercializa a energia elétrica proveniente de seus próprios empreendimentos de geração de energia elétrica, o que não seria definido como “atividade de comercialização” para fins da análise do CADE. Entretanto, para fins de transparência, o Grupo Eletrobras informou que até o terceiro trimestre de 2022, do total de energia gerada pelo Grupo, foram comercializados, em média, [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] no ACR e [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] no ACL. Tendo em vista que o volume médio total comercializado no ACL foi de 214.272,54 MW e no ACR foi de 376.077,57 MW, a energia comercializada pelo Grupo Eletrobras representa aproximadamente [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] (0% - 10%) do volume médio total comercializado no ACR e [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] (0% - 10%) do volume médio total comercializado no ACL no mesmo período[71]. No total, congregando ambos ACR e ACL, o volume médio comercializado a partir da energia elétrica gerada pelo próprio Grupo Eletrobras foi de [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS].

Tendo em vista que o volume médio total comercializado no ACL e no ACR conjuntamente foi de 590.350,11 MW nos meses de janeiro a setembro de 2022, a representatividade do Grupo Eletrobras seria de [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] (0% - 10%). Além disso, o Grupo Eletrobras informou que outros [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] são provenientes sob o regime de cotas[72], o que representa aproximadamente [ACESSO RESTRITO AO CADE E AO GRUPO ELETROBRAS] do volume médio total comercializado no ACR no mesmo período. VI.1.5. Conclusão sobre possibilidade de fechamento de mercado Conforme se depreende das estruturas de mercado apresentadas acima, esta SG prosseguirá a análise de probabilidade de fechamento de mercado apenas em relação aos mercados de geração e transmissão de energia elétrica no que se refere ao Grupo Eletrobras e aos empreendimentos em que este será controlador unitário (Teles Pires e Baguari), uma vez que apenas o Grupo Eletrobras detém participação de mercado superior a 30% nos cenários analisados. VI.2. Capacidade e incentivo para fechamento de mercado As integrações verticais entre empresas suscitarão preocupações concorrenciais sob o ponto de vista da possibilidade de exercício de poder de mercado em duas hipóteses: Possibilidade de fechamento do mercado à montante/upstream:

quando a empresa à jusante detém poder de mercado, esse agente pode ter incentivos para adquirir insumos apenas da empresa verticalizada, acarretando prejuízos aos demais agentes à montante; e Possibilidade de fechamento do mercado à jusante/downstream: quando a empresa à montante possui poder de mercado, esse agente pode ter incentivos para direcionar sua produção à empresa verticalizada ou, ainda, praticar condutas tendentes ao fechamento de mercado, tal como a discriminação de preços, por exemplo. A possibilidade de fechamento de mercado para os concorrentes nos mercados tanto à jusante (downstream) quanto à montante (upstream) pode vir a resultar na exclusão ou no aumento dos custos de competidores e, assim, na redução da oferta e degradação da qualidade de produtos e serviços, bem como nas condições de preço dos mesmos, resultando em prejuízos à concorrência como um todo. A análise da possibilidade de exercício de poder de mercado em decorrência de integração vertical tem por objetivo básico apurar se da operação decorre risco de fechamento de algum dos mercados envolvidos, observando critérios como capacidade e incentivo, alternativa dos concorrentes para atender a novas demandas, seja para o fornecimento do insumo à montante, para o escoamento da produção ou, ainda, para a prestação de serviço à jusante.

Ausentes indícios de incentivo e capacidade, é provável que a operação seja benéfica ao mercado, proporcionando ganhos de eficiência ao eliminar, por exemplo, o problema da dupla marginalização e a redução de assimetrias de informação, sem a contrapartida de efeitos indesejados aos consumidores. Quanto maior a participação de mercado das empresas nos mercados objeto da integração vertical, maior o risco de uma estratégia de fechamento de mercado se tornar lucrativa e, portanto, efetiva. A existência ou não de eficiências depende das condições estruturais do mercado e da capacidade da empresa em transformar a integração resultante em resultados concretos[73]. A seguir, serão analisados os riscos de fechamento de mercado decorrentes da integração vertical verificada na presente Operação em que a participação de mercado ficaria acima de 30% (filtro a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado), a saber: integração vertical entre geração de energia elétrica pela Baguari I (empreendimento Baguari) e pela TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) e transmissão de energia elétrica pelo Grupo Eletrobras. Conforme indicado acima, o Cade admite que a natureza própria do serviço de transmissão de energia elétrica impõe que tal serviço seja prestado na forma de monopólio, dada a inviabilidade e irracionalidade econômica de se construir e manter mais de uma linha de transmissão de energia elétrica que interligue os mesmos pontos geográficos.

Assim, entende-se o mercado relevante referente à transmissão de energia elétrica como monopólio natural. Segundo disposto no Ato de Concentração n° 08700.005174/2018-11 (China Three Gorges (Europe) S.A. e EDP - Energias de Portugal S.A.), “o mercado de transmissão de energia elétrica constitui monopólio natural, no qual a atuação das empresas prestadoras se dá sob regime de concessão e sob forte regulação estatal. Neste regime, os direitos de construção, operação e/ou manutenção de linhas de transmissão são atribuídos, após a promoção de leilões, às empresas concessionárias, que estarão autorizadas a explorar essas atividades durante período de tempo determinado, mediante o recebimento de uma renda fixa, monetariamente corrigida, no transcurso de cada ano, segundo termos estabelecidos nos respectivos contratos de concessão.” Além disso, conforme apontado em diversos precedentes do Cade[74], a forte regulação do setor de energia elétrica reduz possível preocupação relacionada à integração vertical nesse mercado, especialmente em relação ao segmento de transmissão, em que não há possibilidade de discriminação ou fechamento de mercado porque o Poder Concedente exige que a capacidade de transmissão seja disponibilizada ao sistema nacional e não diretamente a quaisquer geradoras ou distribuidoras.

Neste sentido, o reforço de integração vertical entre as atividades de geração e transmissão de energia elétrica, apesar de possível, não necessariamente geraria impactos concorrenciais relevantes, dado o efeito da regulação de mercado exercida pela Aneel. Assim, tal condição permitiria afastar a hipótese de fechamento de mercado, aliado ao fato de que mais da metade do mercado de disputa de licitações de transmissão de energia conta com atuação de concorrentes, assim como no ramo de geração de energia. Em verdade, as restrições regulatória levariam a uma conclusão de que uma integração vertical entre geração e transmissão de energia seria meramente teórica. VII. Cláusula de Não-Concorrência Segundo as Requerentes, o contrato que formaliza a Operação não possui cláusula com teor restritivo à concorrência. VIII. CONCLUSÃO Conforme informado anteriormente, a Operação consiste em uma permuta de ações entre a Neoenergia (Grupo Iberdrola) e a Eletronorte (Grupo Eletrobras), por meio da qual a Neoenergia receberá a totalidade das ações detidas pela Eletronorte na EAPSA em troca da cessão da totalidade das ações que detém nas empresas TPP, CHTP e Baguari I, que serão integralmente transferidas à Eletronorte. Assim, após esta Operação, o Grupo Iberdrola exercerá controle unitário sobre o empreendimento de geração hidrelétrica Dardanelos, enquanto o Grupo Eletrobras exercerá controle unitário sobre os empreendimentos Teles Pires e Baguari.

O empreendimento Teles Pires está localizado nos Subsistemas Norte e SE/CO do SIN, enquanto o empreendimento Baguari está localizado no Subsistema SE/CO do SIN. Com base nas informações apresentadas, identifica-se que a Operação resultará em reforço de sobreposição horizontal entre: (i) as atividades da EAPSA (empreendimento Dardanelos) e as atividades do Grupo Iberdrola no mercado de geração de energia elétrica, especificamente na matriz hidrelétrica e no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste do SIN; e (ii) as atividades da TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) e da Baguari I (empreendimento Baguari) e as atividades do Grupo Eletrobras no mercado de geração de energia elétrica, especificamente na matriz hidrelétrica e nos Subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Norte do SIN. Além disso, a Operação resultará em integração vertical entre: (i) as atividades da EAPSA (empreendimento Dardanelos) na geração de energia elétrica e as atividades do Grupo Iberdrola na transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica; e (ii) as atividades da Baguari I (empreendimento Baguari) e da TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) na geração de energia elétrica e as atividades do Grupo Eletrobras na transmissão e distribuição de energia elétrica. O resultado da análise das estimativas de participação de mercado das Requerentes após a consolidação de controle sobre as Empresas-Alvo está sintetizado na tabela abaixo:

Tabela 14 - Estimativas de participação de mercado das Requerentes nos mercados envolvidos nesta Operação Empresa Operação Mercado envolvido Participação de mercado após a Operação Neonergia / Grupo Iberdrola Consolidação de controle sobre a EAPSA (empreendimento Dardanelos) Geração de energia elétrica Inferior a 10% em todos os cenários analisados Transmissão de energia elétrica Inferior a 10% Distribuição de energia elétrica Inferior a 20% Comercialização de energia elétrica Inferior a 10% Eletronorte / Grupo Eletrobras Consolidação de controle sobre a TPP/CHTP (empreendimento Teles Pires) e sobre a Baguari I (empreendimento Baguari) Geração de energia elétrica Acima de 30% em todos os cenários analisados, como especificado a seguir: - superior a 30% nos cenários (i) todas as matrizes energéticas em todos os subsistemas do SIN, e (ii) todas as matrizes energéticas no Subsistema SE/CO; - superior a 70% no cenário (iii) todas as matrizes energéticas no Subsistema Norte; - superior a 50% no cenário (iv) matriz hidrelétrica em todos os subsistemas do SIN; - superior a 40% no cenário (v) matriz hidrelétrica no Subsistema Sudeste/Centro-Oeste; e - superior a 90% no cenário (vi) matriz hidrelétrica no Subsistema Norte. Transmissão de energia elétrica Superior a 40% Distribuição de energia elétrica Inferior a 10% Elaborada pelo Cade, com base nas informações apresentadas acima.

Constata-se, pelos dados acima, que a participação do Grupo Eletrobras (i) no mercado de geração de energia elétrica ficaria acima do filtro de 20% a partir do qual se presume possibilidade de exercício de poder de mercado, e (ii) no mercado de transmissão de energia elétrica ficaria acima do filtro de 30% a partir do qual se presume possibilidade de fechamento de mercado. Entretanto, entende-se que a consolidação de controle das Requerentes sobre as Empresas-Alvo, nos termos desta Operação, não suscita maiores preocupações concorrenciais nos mercados envolvendo participações de mercado do Grupo Eletrobras acima de 20% para sobreposição horizontal e 30% para integração vertical, uma vez que: Quanto à sobreposição horizontal no mercado de geração de energia elétrica pelo Grupo Eletrobras, (i) a Eletronorte atua predominantemente na região Amazônica e já detém parcial controle da Tele Pires e Baguari I; (ii) o mercado é fortemente regulado pela Aneel, inclusive quanto a variáveis concorrenciais sensíveis, como preços (tarifas), margem de lucro (determinada pelas condições de taxa de retorno oferecidas nos leilões) e qualidade do serviço ofertado; (iii) há limitações regulatórias no mercado de geração de energia elétrica no Brasil, que envolvem prévia outorga do MME ou da Aneel na forma de concessão ou autorização;

(iv) todos os empreendimentos de geração de energia elétrica conectados ao SIN que possuam garantia física disponível para contratação são potenciais concorrentes em um leilão público para oferta de energia no ACR, independentemente da fonte energética utilizada ou da região/subsistema em que está localizado; (v) o mercado conta com a atuação do ONS no baleaceamento da energia gerada por cada matriz e subsistema perante o SIN e a demanda; (vi) os empreendimentos já estão comprometidos com o fornecimento de energia em contratos de longo prazo; (vii) a operação gera redução da possibilidade de coordenação derivada do rompimento do vínculo societário entre Neoenergia e Grupo Eletrobras; e (viii) existe uma quantidade razoável de concorrentes nesse mercado que atuam no SIN, e outros acionistas nos empreendimentos que o Grupo Eletrobras detém participação, o que poderiam mitigar eventual probabilidade de exercício de poder de mercado. Quanto à integração vertical entre geração e transmissão de energia elétrica pelo Grupo Eletrobras, (i) a integração vertical é pré-existente à Operação; (ii) o mercado de transmissão de energia é visto como monopólio natural, dada a natureza própria do serviço e a inviabilidade e irracionalidade econômica de se construir e manter mais de uma linha de transmissão de energia elétrica que interligue os mesmos pontos geográficos;

(iii) o acesso às linhas de transmissão de energia ocorre por meio de leilões públicos, que contêm lotes em diversas regiões e cada lote pode conter linhas de transmissão em um ou mais estados do Brasil; (iv) o mercado é fortemente regulado pela Aneel; e (v) o Poder Concedente exige que a capacidade de transmissão seja disponibilizada ao sistema nacional e não diretamente a quaisquer geradoras ou distribuidoras. Diante do exposto, conclui-se pela aprovação sem restrições do presente ato de concentração. ____________________________ [1] A PREVI detém mais de 20% das ações representativas do capital social da Neoenergia e, portanto, a Neoenergia poderia ser considerada pertencente ao grupo econômico da PREVI, nos termos da Resolução Cade n° 33/2022. Entretanto, a Neoenergia argumentou que, para fins desta Operação, deveria ser considerada como pertencente unicamente ao Grupo Iberdrola, uma vez que (i) a PREVI é mero investidor institucional sem controle ou influência sobre a Neoenergia; (ii) a PREVI não possui controle ou participação acionária igual ou superior a 20% em nenhuma outra empresa com atuação no setor de energia elétrica além da Neoenergia; e (iii) a Neoenergia não possui acesso direto a qualquer informação sobre a PREVI que não esteja disponível publicamente.

As Requerentes ressaltaram que tal abordagem já foi aceita pelo Cade em outros Atos de Concentração em que a PREVI figurou como investidor institucional de uma das partes envolvidas - vide Atos de Concentração n° 08700.006629/2020-30 (Bahia Geração de Energia S.A. e CEB Distribuição S.A.); n° 08700.004422/2020-21 (Neoenergia Renováveis S.A. e PEC Energia S.A.); n° 08700.002495/2018-63 (Neoenergia S.A. e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.). [2] Disponível em: https://ri.neoenergia.com/governanca/composicao-acionaria/#:~:text=Os%20acionistas%20da%20Neoenergia%20s%C3%A3o. Acesso em 23/01/2023. [3] Conforme posição acionária em 14/12/2022. Disponível em: https://www.eletronorte.com.br/composicao_acionaria/. [4] De acordo com as Requerentes, a Eletrobras foi constituída pela Lei n° 3.890-A, de 11/06/1961, como uma sociedade de economia mista controlada pela União Federal, tendo passado por um processo de desestatização por meio do qual tornou-se uma sociedade anônima de capital aberto, nos termos da Lei n° 14.182, de 12/07/2021. Atualmente, a Eletrobras possui estrutura acionária pulverizada, tendo a União Federal como maior acionista. Exceto pela União Federal, nenhum outro acionista da Eletrobras possui uma participação de 20% ou mais de seu capital social ou votante, considerando a data-base de 30/11/2022 (disponível em https://ri.eletrobras.com/wp-content/uploads/sites/942/2022/12/Capital-Social-Novembro-2022-Nova-Formatacao.pdf).

Além disso, as Requerentes destacaram que, de acordo com o art. 6° do Estatuto da Eletrobras, é vedado a qualquer acionista ou grupo de acionistas o exercício do direito de voto em número superior ao equivalente ao percentual de 10% da quantidade total de ações em que se dividir o capital votante da Eletrobras, independentemente de sua participação no capital social (disponível em https://eletrobras.com/pt/SiteAssets/Paginas/Estatuto-Politicas-e-Manuais/Revis%C3%A3o%20Estatuto%20ELB%20-%20vers%C3%A3o%20limpa.pdf). Dessa forma, as Requerentes não apresentaram informações mais detalhadas sobre quaisquer acionistas da Eletrobras. [5] De acordo com as Requerentes, a Eletrobras detém controle e/ou participação de 20% ou mais no capital social das empresas mencionadas, na data-base de 31/10/2022, conforme informações disponíveis em: https://ri.eletrobras.com/wp-content/uploads/sites/942/2022/11/ARQUIVO-MESTRE-OUTUBRO-2022.pdf e https://eletrobras.com/pt/Paginas/Empresas-Eletrobras.aspx. Acesso em 24/01/2023. [6] De acordo com as Requerentes, a Eletronorte possui controle e/ou participação de 20% no capital social ou votante das seguintes empresas: Companhia Norte Energia S.A. (NESA); Companhia Energética Sinop S.A. (SINOP); Energética Águas da Pedra S.A. (EAPSA); Transnorte Energia S.A. (TNE); e Belo Monte Transmissora de Energia S.A. (BMTE).

[7] As Requerentes esclareceram que, para a viabilização da desestatização concluída em junho/2022, foi realizada uma reestruturação societária que segregou a participação da Eletrobras na Itaipu Binacional e transferiu o controle sobre a Eletronuclear para a estatal Empresa Nacional de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBPar), para que as duas empresas permanecessem com a União, conforme determina a legislação. Além disso, a Eletrobras detém participação acionária na Rouar S.A. (em regime de controle conjunto com a estatal uruguaia Usinas y Transmissiones Elétricas de Uruguay - UTE), e é controladora indireta ou participa de forma minoritária direta ou indiretamente em diversas outras sociedades de propósito específico nos segmentos de geração e transmissão de energia elétrica, conforme disponível em https://ri.eletrobras.com/a-eletrobras/participacao-societaria/ (acesso em 24/01/2023). Ademais, a Eletrobras é associada do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel), associação civil sem fins lucrativos, pessoa jurídica de direito privado, fundada pelas empresas Eletrobras. [8] [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES].

[9] De acordo com as Requerentes, a participação do Grupo Iberdrola na usina Teles Pires antes da Operação considera a participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na CHTP e a participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na CHTP via participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na TPP, que possui participação de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na CHTP. [10] De acordo com as Requerentes, a participação do Grupo Eletrobras na usina Teles Pires antes da Operação considera a participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na CHTP via participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na TPP, que possui participação de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na CHTP. [11] De acordo com as Requerentes, a participação do Grupo Iberdrola na usina Baguari antes da Operação considera a participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] no Consórcio Baguari via participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na Baguari I, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] do Consórcio Baguari.

[12] De acordo com as Requerentes, a participação do Grupo Eletrobras na usina Baguari antes da Operação considera a participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] no Consórcio Baguari via participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na Baguari Energia, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] do Consórcio Baguari. [13] De acordo com as Requerentes, a participação do Grupo Eletrobras na usina Baguari após a Operação considera a participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] no Consórcio Baguari via (i) participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na Baguari Energia, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] do Consórcio Baguari; e (ii) participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na Baguari I, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] do Consórcio Baguari. [14] De acordo com as Requerentes, a participação da Cemig na usina Baguari antes da Operação considera a participação indireta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] no Consórcio Baguari via participação direta de [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] na Baguari Energia, que detém [ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES] do Consórcio Baguari. [15] De acordo com as Requerentes, o Grupo Eletrobras atua na distribuição de energia elétrica por meio da Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A., empresa na qual detém participação minoritária, porém acima de 20%.

[16] O Grupo Eletrobras informou que não atua na comercialização de energia elétrica, na medida em que nenhuma das empresas que integram o Grupo Eletrobras atua na intermediação financeira relacionada a transações de compra e venda de energia elétrica. De acordo com as Requerentes, o Grupo Eletrobras apenas comercializa a energia elétrica proveniente de seus próprios empreendimentos de geração de energia elétrica, o que para fins da presente análise não seria definido como “atividade de comercialização”. [17] O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste é composto pelas regiões Sudeste e Centro-Oeste do país, além dos estados de Rondônia e Acre. Considerando que Dardanelos está localizado em Mato Grosso, o empreendimento encontra-se no Subsistema SE/CO. [18] O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste é composto pelas regiões Sudeste e Centro-Oeste do país, além dos estados de Rondônia e Acre. Já o Subsistema Norte é composto pelos estados do Amapá, Amazonas, Maranhão, Pará e Tocantins. Considerando que Teles Pires está localizado no Pará e em Mato Grosso, o empreendimento encontra-se localizado nos Subsistemas Norte e SE/CO. Já Baguari está localizado em Minas Gerais e encontra-se no Subsistema SE/CO. [19] Vide Atos de Concentração n° 08700.000322/2023-78 (Light S.A., Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig e Axxiom Soluções Tecnológicas S.A.); n° 08700.009201/2022-19 (China-LAC Industrial Cooperation Investment Fund Co. Ltd. e CGN Brasil Energia e Participações S.A.);

n° 08700.007518/2022-11 (Itaú Unibanco S.A., V2i Energia S.A., Monte Pascoal Holding S.A., Energética Serra da Prata S.A. e Enerbrás Centrais Elétricas S.A.); n° 08700.005800/2022-55 (Omega Energia S.A., Fundo de Investimento em Participações Apolo e Apolo Renováveis Participações Ltda.); n° 08700.005592/2022-94 (Vibra Energia S.A. e Zeg Biogás e Energia S.A.); n° 08700.003388/2022-39 (Cemig Soluções Inteligentes em Energia S.A., Antônio Carlos Torres e Genesys Participação Societária Ltda.); n° 08700.005393/2018-08 (Energisa S.A. e Centrais Elétricas de Rondônia S.A.); n° 08700.005391/2018-19 (Energisa S.A. e Eletroacre Distribuidora de Energia S.A.); n° 08700.005174/2018-11 (China Three Gorges (Europe) S.A. e EDP - Energias de Portugal S.A.); n° 08700.004251/2018-15 (CEI - Energética Integrada Ltda.; Polaris Participações Ltda.; Costa Rica Energética Ltda. e EDP - Energias do Brasil S.A.); n° 08012.012945/2007-21 (Petrobras Distribuidora S.A., MPE Montagens e Projetos Especiais S.A., Ellobras Infra-Estrutura e Participações Ltda., Genrent Participações Ltda. e Genpower Energy Participações Ltda.); n° 08012.000089/2006-81 (TSN - Transmissora Sudeste Nordeste S.A. e Munirah Transmissora de Energia S.A.). [20] Vide Atos de Concentração n° 08700.000322/2023-78 (Light S.A., Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig e Axxiom Soluções Tecnológicas S.A.); n° 08700.009201/2022-19 (China-LAC Industrial Cooperation Investment Fund Co. Ltd.

e CGN Brasil Energia e Participações S.A.); n° 08700.007518/2022-11 (Itaú Unibanco S.A., V2i Energia S.A., Monte Pascoal Holding S.A., Energética Serra da Prata S.A. e Enerbrás Centrais Elétricas S.A.); n° 08700.007516/2022-13 (Itaú Unibanco S.A., Sertões Holding S.A. e Lest - Linhas de Energia do Sertão Transmissora S.A.); n° 08700.005800/2022-55 (Omega Energia S.A., Fundo de Investimento em Participações Apolo e Apolo Renováveis Participações Ltda.); n° 08700.005592/2022-94 (Vibra Energia S.A. e Zeg Biogás e Energia S.A.); n° 08700.003388/2022-39 (Cemig Soluções Inteligentes em Energia S.A., Antônio Carlos Torres e Genesys Participação Societária Ltda.); n° 08700.007182/2018-00 (Eólica Serra das Vacas Participações S.A. e Centrais Elétricas Brasileiras S.A.- Eletrobras); n° 08700.006337/2018-82 (Statkraft Energias Renováveis S.A. e EDP – Energias do Brasil S.A.); n° 08700.005174/2018-11 (China Three Gorges (Europe) S.A. e EDP - Energias de Portugal, S.A.). [21] O ONS é o órgão responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional (SIN) e pelo planejamento da operação dos sistemas isolados do país, sob a fiscalização e regulação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Instituído como uma pessoa jurídica de direito privado, sob a forma de associação civil sem fins lucrativos, o ONS foi criado em 26 de agosto de 1998, pela Lei nº 9.648, com as alterações introduzidas pela Lei nº 10.848/2004 e regulamentado pelo Decreto nº 5.081/2004. [22] Vide Atos de Concentração n° 08700.000322/2023-78 (Light S.A., Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig e Axxiom Soluções Tecnológicas S.A.); n° 08700.008034/2022-81 (Alex Energia Participações S.A. e Eólica Faísa S.A.); n° 08700.006947/2021-81 (EDP - Energias do Brasil S.A. e CELG Transmissão S.A.); n° 08700.007419/2018-44 (Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A., Fundo de Investimento em Participações Multiestratégia Milão, Âmbar Energia Ltda., São João Transmissora de Energia S.A., São Pedro Transmissora de Energia S.A., Triângulo Mineiro Transmissora S.A. e Vale do São Bartolomeu Transmissora de Energia S.A.); n° 08700.005992/2018-13 (Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP e Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.); n° 08700.005174/2018-11 (China Three Gorges (Europe) S.A. e EDP - Energias de Portugal, S.A.); n° 08700.004091/2017-23 (Isolux Energia e Participações S.A. e Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista). [23] Vide Atos de Concentração n° 08700.000322/2023-78 (Light S.A., Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig e Axxiom Soluções Tecnológicas S.A.);

n° 08700.007518/2022-11 (Itaú Unibanco S.A., V2i Energia S.A., Monte Pascoal Holding S.A., Energética Serra da Prata S.A. e Enerbrás Centrais Elétricas S.A.); n° 08700.007516/2022-13 (Itaú Unibanco S.A., Sertões Holding S.A. e Lest - Linhas de Energia do Sertão Transmissora S.A.); n° 08700.005800/2022-55 (Omega Energia S.A., Fundo de Investimento em Participações Apolo e Apolo Renováveis Participações Ltda.); n° 08700.005592/2022-94 (Vibra Energia S.A. e Zeg Biogás e Energia S.A.); n° 08700.003388/2022-39 (Cemig Soluções Inteligentes em Energia S.A., Antônio Carlos Torres e Genesys Participação Societária Ltda.); n° 08700.000153/2017-28 (Banco BTG Pactual S.A. e Thor Comercializadora de Energia S.A.). [24] O mercado ACR se caracteriza por operações de compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição, por meio de licitações. Já o mercado ACL consiste na comercialização de energia elétrica para agentes livres do mercado, tendo as partes autonomia para o estabelecimento de condições, volumes e preços. Na dimensão geográfica, a comercialização ocorre em âmbito nacional, na medida em que a infraestrutura do Sistema Interligado Nacional (SIN) permite a aquisição de energia de qualquer geradora, independentemente de sua localização e matriz geradora. [25] Vide Atos de Concentração n° 08700.000322/2023-78 (Light S.A., Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig e Axxiom Soluções Tecnológicas S.A.);

n° 08700.008787/2022-96 (EDP Renováveis Brasil S.A., Acek Energy 2 S.L. e Marcelo Flores); n° 08700.006947/2021-81 (EDP - Energias do Brasil S.A. e CELG Transmissão S.A.); n° 08700.006209/2021-34 (Equatorial Energia S.A. e Echoenergia Participações S.A.); n° 08700.003775/2021-94 (Equatorial Participações e Investimentos II S.A. e Companhia de Eletricidade do Amapá); n° 08700.002194/2021-35 (Equatorial Participações e Investimentos S.A. e Companhia Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D); n° 08700.000283/2019-22 (Equatorial Energia S.A. e Companhia Elétrica de Alagoas S.A.). [26] Por outro lado, a Resolução CADE n° 33/2022 (art. 8°, III) pontua que são enquadráveis no rito sumário as operações que ensejarem controle de parcela de mercado relevante comprovadamente abaixo de 20%. Isso decorre do, em geral, reduzido potencial ofensivo à concorrência de operações dessa natureza. Do conjunto de mercados relevantes cujas participações superam o patamar de 20%, a Resolução CADE n° 33/2022 (art. 8°, V) pontua que as hipóteses que são enquadráveis no procedimento sumário (e, portanto, possuem menor potencial ofensivo à concorrência). [27] De acordo com as Requerentes, os dados de potência fiscalizada extraídos do SIGA incluem empreendimentos operacionais, em construção e cuja construção ainda não foi iniciada, com data de referência de 19/01/2023. Disponível em:

https://app.powerbi.com/view?r=eyJrIjoiNjc4OGYyYjQtYWM2ZC00YjllLWJlYmEtYzdkNTQ1MTc1NjM2IiwidCI6IjQwZDZmOWI4LWVjYTctNDZhMi05MmQ0LWVhNGU5YzAxNzBlMSIsImMiOjR9. [28] O Grupo Eletrobras informou que possui participação de 10,75% na Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A., que atua na geração energia elétrica, e que todas as demais participações diretas ou indiretas que o Grupo Eletrobras eventualmente detenha em outras empresas geradoras de energia fora de seu grupo econômico são inferiores a 10%. [29] De acordo com as Requerentes, não foram considerados, para fins de cálculo das participações de mercado do Grupo Eletrobras, os empreendimentos cujas atividades foram encerradas e os que estão com as construções paralisadas, já que tais empreendimentos não integram o levantamento do SIGA. [30] Disponível em: https://cdn.cade.gov.br/Portal/centrais-de-conteudo/publicacoes/guias-do-cade/guia-para-analise-de-atos-de-concentracao-horizontal.pdf. [31] Vide Atos de Concentração n° 08700.008498/2022-97 e 08700.004403/2022-66. [32] Disponível em: https://www.ccee.org.br/web/guest/mercado/contratos; acessado em 05/05/2023. [33] As Requerentes esclareceram que os conceitos de potência outorgada e garantia física não se confundem. A potência outorgada de um empreendimento elétrico é a potência máxima de geração de energia elétrica, medida em MW, que determinado empreendimento é autorizado a produzir.

Garantia física, por sua vez, diz respeito ao volume que será efetivamente produzido, em termos de MW médio, conforme determinado pelo MME para cada empreendimento. [34] Disponível em: http://shinyepe.brazilsouth.cloudapp.azure.com:3838/anuario/; acessado em 05/05/2023. [35] Disponível em: https://www.ccee.org.br/o/ccee/documentos/CCEE_1068101; acessado em 05/05/2023. [36] Segundo as Requerentes, esse valor já considera a redução no volume inicial contratado no ACR em decorrência de operações no âmbito do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (“MCSD”), realizado em 2017. [37] Segundo as Requerentes, as 27 distribuidoras que celebraram CCEARs com a CHTP são: Amazonas Distribuidora de Energia S.A. (Amazonas Energia); Bandeirante Energia S.A. (Bandeirante); Caiuá Distribuição de Energia S.A.; Companhia Energética de Alagoas (CEAL); CEB Distribuição S.A.; Celesc Distribuição S.A.; Centrais Elétricas do Pará S.A. (CELPA); Companhia Energética de Pernambuco (CELPE); Cemig Distribuição S.A.; Companhia Energética do Piauí (CEPISA); Companhia Nacional de Energia Elétrica (CNEE); Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA); Companhia Energética do Ceará (COELCE); Companhia Energética do Rio Grande do Norte (COSERN); Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL Paulista); Companhia Piratininga de Força e Luz (CPFL Piratininga); Companhia Luz e Força Santa Cruz (CPFL Sta Cruz); Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (Elektro); Companhia de Eletricidade do Acre (Eletroacre);

Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (Eletropaulo); CHTP e Energisa Borborema Distribuidora de Energia S.A.; CHTP e Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S.A. (Energisa MG); Energisa Paraíba Distribuidora de Energia S.A. (Energisa PB); Energisa Sergipe Distribuidora de Energia S.A. (Energisa SE); Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. (ESCELSA); Light Serviços de Eletricidade S.A. (Light SESA); e Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. (Paranapanema). [38] A lista de contratos vigentes da usina hidrelétrica Teles Pires foi disponibilizada ao Cade em acesso restrito (SEI 1206689). [39] As Requerentes esclareceram que o percentual de 8,47% da garantia física da hidrelétrica de Teles Pires que não está alocada a contratos de fornecimento de longo prazo no ACR ou no ACL permanece livre para cobertura de risco hidrólogo do empreendimento. [40] As Requerentes esclareceram que o Preço de Liquidação das Diferenças (“PLD”) é o resultado de um cálculo, realizado pela CCEE, que determina os valores de toda a energia elétrica que foi produzida, mas não foi contratada pelos agentes do mercado. O cálculo leva em consideração o benefício presente do uso da água e o benefício futuro de seu armazenamento, e da economia que essa reserva proporcionará em combustíveis das usinas termelétricas. Dessa forma, o excedente de energia a ser comercializada se baseia no PLD, que possui limites, inferior e superior, aprovados pela Aneel.

Os limites máximos do PLD serão atualizados pela Aneel anualmente pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (“IPCA”). [41] A lista de contratos vigentes da usina hidrelétrica Baguari foi disponibilizada ao Cade em acesso restrito (SEI 1206689). [42] Disponível em: https://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-ons/atuacao; acessado em 05/05/2023. [43] Disponível em: https://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-ons/atuacao; acessado em 05/05/2023. [44] Disponível em: https://sdro.ons.org.br/SDRO/DIARIO/index.htm; acessado em 05/05/2023. [45] Disponível em: https://www.ons.org.br/paginas/energia-agora/balanco-de-energia; acessado em 05/05/2023. [46] Disponível em: https://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/o-sistema-em-numeros; acessado em 05/05/2023. [47] De acordo com o ONS, as atividades de programação da operação têm como insumo as estratégias de operação calculadas no planejamento da operação energética, informações atualizadas sobre o cronograma de expansão da geração e transmissão, o estado atual de armazenamento dos reservatórios, previsões atualizadas de carga de energia por patamar, a análise das condições meteorológicas verificadas e previstas nas principais bacias do SIN e previsões de afluências aos aproveitamentos hidrelétricos. Disponível em: https://www.ons.org.br/paginas/energia-no-futuro/programacao-da-operacao; acessado em 05/05/2023. [48] Vide Atos de Concentração n° 08700.004807/2022-50 (Eneva S.A. e Enel Brasil S.A.);

n° 08700.004268/2022-59 (Eneva S.A., Centrais Elétricas de Sergipe Participações S.A., Centrais Elétricas de Sergipe S.A. e Centrais Elétricas Barra dos Coqueiros S.A.); n° 08700.001479/2022-30 (Eneva S.A. e Centrais Elétricas do Norte do Brasil S/A.); n° 08700.000029/2022-20 (Vulcan Fundo de Investimento em Participações Multiestratégia e Equatorial Energia S.A.); n° 08700.000849/2021-31 (Golar Power Maranhão Participações S.A. e Eneva S.A.); n° 08700.000426/2021-11 (Hygo Energy Transition Ltd., Golar Power Brasil 2 Participações S.A., CELBA - Centrais Elétricas Barcarena S.A. e CELBA 2 - Centrais Elétricas Barcarena S.A.). [49] Conforme se depreende do artigo 116 da Lei n° 6.404, de 15/12/1976 (“Lei das S.A.”), in verbis: “Art. 116. Entende-se por acionista controlador a pessoa, natural ou jurídica, ou o grupo de pessoas vinculadas por acordo de voto, ou sob controle comum, que: a) é titular de direitos de sócio que lhe assegurem, de modo permanente, a maioria dos votos nas deliberações da assembléia-geral e o poder de eleger a maioria dos administradores da companhia; e b) usa efetivamente seu poder para dirigir as atividades sociais e orientar o funcionamento dos órgãos da companhia”. [50] As Requerentes esclareceram que a Lei n° 10.848/04, regulamentada pelo art.

2° do Decreto n° 5.163/04, estabelece que a garantia física de energia é a quantidade máxima de energia elétrica associada a um determinado empreendimento, incluindo importação, que poderá ser utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos, visto que corresponde à máxima quantidade de energia que pode ser entregue ao sistema elétrico, dado critérios de garantia de suprimento. [51] A Eletrobras informou que a Eletronorte atualmente detém outras quatro termoelétricas (Anamã, Anori, Caapiranga e Codajás) localizadas no estado do Amazonas. Entretanto, nenhuma das quatro se encontra ligada ao SIN, pertencendo ainda a Sistemas Isolados desta região. [52] O Grupo Eletrobras detém 49,98% na SPE Norte Energia S.A., sendo 34,58% através da Eletronorte e 15% através da Companhia Hidrelétrica do São Francisco (“Chesf”). [53] Disponível em: https://www.norteenergiasa.com.br/pt-br/norte-energia/composicao-acionaria#. Acesso em 10/04/2023. [54] Conforme documento “Participação em empresas de energia elétrica. Base Capital Social - Referência: 31/mar/2023”. Disponível em: https://ri.eletrobras.com/wp-content/uploads/sites/942/2023/04/ARQUIVO-MESTRE-MARCO-2023.pdf. [55] Disponível em: https://www.ceb.com.br/show.aspx?idCanal=4A35BSBiOt7DL4XQEmpPpQ==. Acesso em 06/04/2023. [56] Disponível em: https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/fdc31e8d-cd08-47c5-8b5c-3f120d561d2b/dae8789c-d4b3-679c-5622-fb7c9243f357?origin=2. Acesso em 06/04/2023.

[57] Disponível em: http://diariooficial.imprensaoficial.com.br/doflash/prototipo/2020/Mar%C3%A7o/20/empresarial/pdf/pg_0294.pdf. Acesso em 06/04/2023. [58] Conforme informado anteriormente, a hidrelétrica Dardanelos é detida pela EAPSA, que é co-controlada pela Neoenergia ([ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]) e pelo Grupo Eletrobras ([ACESSO RESTRITO AO CADE E ÀS REQUERENTES]). [59] Disponível em: https://eletrobras.com/pt/GestaoeGorvernancaCorporativa/PDNG%202022-2026.pdf. Acesso em 10/04/2023. [60] Vide notícia “Eletrobras calcula R$ 4,4 bilhões em 1 ano com venda de ativos”, publicada pelo Poder 360 (10/11/2022). Disponível em: https://www.poder360.com.br/economia/eletrobras-calcula-r-44-bilhoes-em-1-ano-com-venda-de-ativos/. Acesso em 10/04/2023. [61] Vide notícia “Eletrobras calcula R$ 4,4 bilhões em 1 ano com venda de ativos”, publicada pelo Poder 360 (10/11/2022). Disponível em: https://www.poder360.com.br/economia/eletrobras-calcula-r-44-bilhoes-em-1-ano-com-venda-de-ativos/. Acesso em 10/04/2023. [62] Disponível em: http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20223067ti.pdf. [63] De acordo com as Requerentes, os dados do Grupo Iberdrola consideraram a soma da RAP atribuída às transmissoras operacionais do Grupo Iberdrola, quais sejam: Afluente Transmissão, Narandiba, Potiguar Sul, Neoenergia Atibaia (EKTT 13), Neoenergia Biguaçu (EKTT 14), Neoenergia Sobral (EKTT 15), Neoenergia Dourados (EKTT 12), Jalapão (EKTT 01) e Santa Luzia (EKTT 02).

Para fins de complementação, as Requerentes informaram que o Grupo Iberdrola detém ainda 9 entidades de propósito específico destinadas a explorar serviços de transmissão de energia (quais sejam: EKTT03, EKTT04, EKTT05, EKTT06, EKTT07, EKTT08, EKTT09, EKTT11 e Paraíso), mas tais entidades ainda estão em fase de projeto, com previsões de início de operações entre 2023-2025. [64] O Grupo Eletrobras argumentou que sua participação de mercado pode estar superestimada na medida em que não detém, direta ou indiretamente, o controle unitário de todas as empresas que integram o seu grupo econômico que atuam na transmissão de energia elétrica. [65] Disponível em: https://portalrelatorios.aneel.gov.br/luznatarifa/cativo. [66] As Requerentes consideraram a data-base de janeiro a dezembro de 2021 do Relatório Mercado Cativo do SAMP, publicado pela Aneel. [67] O Grupo Eletrobras informou que possui algumas participações acionárias em empresas de distribuição, via Coligadas, sendo que acima de 20% de participação existe apenas a Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A., na qual o Grupo Eletrobras possui uma participação minoritária de 33,6%. Além disso, o Grupo Eletrobras informou que possui participação acima de 10,75% na Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A., que também atua na distribuição de energia elétrica. Todas as demais participações do Grupo Eletrobras, diretas ou indiretas, em distribuidoras de energia fora do seu grupo econômico são inferiores a 10%.

[68] O Grupo Eletrobras indicou que sua participação de mercado em distribuição de energia elétrica pode estar superestimada, na medida em que detém uma participação minoritária na Equatorial Maranhão Distribuidora de Energia S.A. [69] As Requerentes consideraram a data-base de janeiro a dezembro de 2021 do Relatório Mercado Cativo do SAMP, publicado pela Aneel. [70] Disponível em: https://www.ccee.org.br/dados-e-analises/dados-mercado-mensal. [71] De acordo com as Requerentes, os valores dos volumes médios totais comercializados foram extraídos do Boletim InfoMercado Mensal de novembro/2022, publicado pela CCEE, e foram considerados apenas os meses de janeiro a setembro. Disponível em: https://www.ccee.org.br/dados-e-analises/dados-mercado-mensal. [72] De acordo com as Requerentes, o regime de cotas de garantia física foi criado pela Medida Provisória n° 579, de 11 de setembro de 2012, que foi regulamentada pelo Decreto n° 7.805, de 14 de setembro de 2012, e convertida na Lei n° 12.783, de 11 de janeiro de 2013. Em síntese, tal regime estabelece que as usinas mais antigas com investimentos já amortizados gerem energia a um preço fixo a ser ofertado apenas no ACR. [73] Vide Ato de Concentração n° 08700.004403/2022-66. [74] Vide Atos de Concentração n° 08700.008034/2022-81 (Alex Energia Participações S.A. e Eólica Faísa S.A.); n° 08700.002434/2021-00 (Leovac Participações S.A. e Seville Fundo de Investimento em Participações Multiestratégia);

n° 08700.001739/2020-13 (Porto de Cima Concessões S.A. e Arcadis Logos Energia S.A.); n° 08700.004297/2019-15 (Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. e RC Administração e Participações S.A.); n° 08700.003267/2019-91 (Transmissora Delmiro Gouveia S/A, ATP Engenharia Ltda. e Companhia Hidro Elétrica do São Francisco); n° 08700.006175/2017-00 (Integração Transmissora de Energia S.A. e Equatorial Energia S.A.); n° 08700.001032/2017-01 (ISA Investimentos e Participações do Brasil Ltda. e Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A.).