DSP - DESPACHO 2767/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Estabelece os seguintes critérios para a operação e contabilização de energia da Usina Termelétrica Palmeiras de Goiás até 31 de dezembro de 2021, conforme condições detalhadas.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-09-13
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.004147/2021-05.
INTERESSADO: Central Energética Palmeiras S/A.
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e Superintendência de
Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM).
ASSUNTO: Recomposição temporária do Custo Variável Unitário – CVU da UTE Palmeiras de Goiás, com
correspondente alocação de custos, nos termos da 3ª Reunião da Câmara de Regras Excepcionais para
Gestão Hidroenergética (CREG), realizada em 5 de agosto de 2021.
I – RELATÓRIO
1. Em 5 de maio de 2021, dentre outras ações para a garantia do suprimento de energia
elétrica no país frente ao baixo armazenamento nos reservatórios das usinas hidrelétricas e de valores
pouco expressivos de chuvas, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) autorizou1 o
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a despachar todos os recursos de geração termelétrica fora
da ordem de mérito.
2. Na 3ª reunião da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG),
realizada em 5 de agosto de 2021, ficou determinado2 à ANEEL providenciar medidas para a recomposição
de custos variáveis de operação das usinas termelétricas movidas a óleo diesel vinculadas com contratos
de comercialização no ambiente regulado (CCEAR) para o suprimento energético do Sistema Interligado
Nacional (SIN).
3. Motivada pela determinação da CREG, em 20 de agosto de 2021, a Central Energética
Palmeiras S.A. (CEPASA), titular da UTE3 Palmeiras de Goiás, solicitou4 a aprovação de seu Custo Variável
Unitário (CVU) extraordinário.
1 Conforme Ata da 247ª Reunião do Comitê, disponível em https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-ecomites/cmse/atas/2021 >> Ata da 247ª Reunião (Ordinária)(05-05-2021).
2 Ofício Circular nº 2/2021/CREG-MME, documento SicNet nº 48532.002645/2021-0.
3 Usina Termelétrica.
4 Mediante a Carta nº CM-0046/2021-REG/CEPASA, documento SicNet º 48513.022731/2021-00.

4. Na Sessão de Sorteio Público Extraordinário nº 7/2021, realizada em 24 de agosto de 2020,
fui sorteada relatora da matéria.
5. Mediante a Nota Técnica nº 89/2021-SRG-SRM/ANEEL5, de 27 de agosto de 2021, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e a Superintendência de Regulação
Econômica e Estudos do Mercado (SRM) analisaram as condições para recomposição excepcional e
temporária de CVU para a UTE Palmeiras de Goiás, conforme as diretrizes da CREG.
6. Uma vez publicada a manifestação das áreas técnicas, a Requerente trouxe ao
conhecimento desta relatoria discordância quanto ao mérito, o que motivou a realização de reuniões6
com representantes da CEPASA, Superintendências responsáveis e meu Gabinete.
7. Em 31 de agosto de 2021, solicitei7 à CREG esclarecimento quanto à amplitude da
determinação que trata da recomposição de custos variáveis de operação das usinas termelétricas. A
resposta8
foi enviada em 1º de setembro de 2021, orientando que a determinação alcança os demais
componentes do custo variável, além do componente custo com combustível.
8. Diante das novas informações no processo, instada9 a apresentar avaliação técnica
complementar, em 6 de setembro de 2021, a SRG, em conjunto com a Superintendência de Fiscalização
10,
Econômica e Financeira (SFF), encaminharam o Nota Técnica nº 95/2021-SRG-SFF/ANEEL contendo a
análise do pleito11 final da CEPASA.
9. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
5 Documento SicNet nº 48550.000484/2021-00.
6
Registros de Reunião nº 143 e nº 144, documento SicNet nº 48575.004215/2021-00 e nº 48575.004216/2021-00.
7 Ofício nº 230/2021–DR/ANEEL, documento SicNet nº 48510.000615/2021-00.
8
Ofício nº 42/2021/CREG-MME, documento SicNet nº 48513.024217/2021-00.
9 Memorando nº 232/2021-ASD/ANEEL, documento SicNet nº 48575.004217/2021-00.
10 Documento SicNet nº 48550.000518/2021-00.
11 Carta CM-0009/2021-JUR/CEP, de 3 de setembro de 2021, documento SicNet nº 48513.024609/2021-00.

10. Trata-se de recomposição excepcional e temporária dos custos variáveis do CVU da UTE
Palmeiras de Goiás, com base em parâmetros regulatórios de eficiência e preços de mercado, nos termos
da determinação da CREG, estabelecida em sua 3ª reunião e esclarecida mediante o Ofício nº
42/2021/CREG-MME.
11. Diante do que exponho a seguir, encaminho o presente voto no sentido de estabelecer, de
forma excepcional e até 31 de dezembro de 2021, o CVU de R$ 1.475,51/MWh, na data base de julho de
2021, e demais critérios para a operação e contabilização de energia da UTE Palmeiras de Goiás, conforme
determinação da CREG.
12. De forma a melhor organizar a apresentação da matéria, o voto está dividido nos seguintes
itens: (i) da contextualização; (ii) da parcela vinculada ao custo do combustível; (iii) da parcela vinculada
aos demais custos variáveis; (iv) do valor final do CVU; (v) da operação da UTE Palmeiras de Goiás; e (vi)
da contabilização da energia e dos contratos regulados.
II.1 – Da contextualização
13. A UTE Palmeiras de Goiás, objeto de autorização pela Portaria MME nº 252, de 3 de
setembro de 200712, fica localizada no Município de Palmeiras de Goiás, Estado de Goiás, possui 175,6
MW de capacidade instalada, tendo como combustível o óleo diesel. Em decorrência do Leilão 004/2006ANEEL, a CEPASA firmou CCEARs, para início de suprimento em 2011.
14. Diante da escassez hídrica e dos baixos armazenamentos nos reservatórios das usinas
hidrelétricas, dentre as medidas para garantir a continuidade e a segurança do suprimento
eletroenergético no país, o CMSE autorizou13 o ONS a despachar geração termelétrica fora da ordem de
mérito e importação14 de energia a partir da Argentina ou do Uruguai.
12 Modificações subsequentes pelas Resoluções Autorizativas nº 1.120/2008, nº 2.746/2011, nº 3.197/2011 e nº 4.135/2013
13
Conforme disposto na ata da 247º Reunião do CMSE, de 5 de maio de 2020: "Deliberação: Diante da permanência de
condições hidrometeorológicas desfavoráveis e de baixos armazenamentos nos reservatórios das usinas hidrelétricas, o ONS
fica autorizado a despachar todos os recursos de geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição
a partir da Argentina ou do Uruguai, nos moldes do § 13, do art. 1º da Portaria MME nº 339/2018, minimizando o custo
operacional total do sistema elétrico e considerando as restrições operativas."
14 Nos moldes do § 13, do art. 1º da Portaria MME nº 339/2018.

15. Com a permanência das condições hídricas desfavoráveis, no início do mês de agosto15, a
CREG homologou deliberação feita pelo CMSE e estabeleceu novas medidas emergenciais, a fim de
preservar os usos da água e garantir a continuidade suprimento de energia elétrica aos consumidores
brasileiros. Em destaque, a Câmara determinou à ANEEL a recomposição do CVU das usinas termelétricas
movidas a óleo diesel vinculadas com CCEAR para o suprimento energético do SIN, como transcrito a
seguir:
(v) Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, ouvida a ANP sobre a avaliação dos
preços de mercado para o combustível, que providencie as medidas para recomposição de custos
variáveis de operação das usinas termelétricas movidas a óleo diesel vinculadas com contratos de
comercialização no ambiente regulado para o suprimento energético do SIN, com base em
parâmetros regulatórios de eficiência e preços de mercado para o combustível. A parcela de
recomposição de custos variáveis dessas usinas termelétricas dar-se-á por meio de encargo para
cobertura dos serviços do sistema previsto na Lei 10.848/2004, art. 1º, § 10, em consonância com o
disposto no § 3º, Art. 2º, da MP 1.055/21, e terá vigência até 31 de dezembro de 2021, ficando
excluída do rateio da inadimplência do Mercado de Curto Prazo – MCP.
16. Solicitada a prestar esclarecimentos adicionais, a CREG informou que a recomposição deve
alcançar as componentes de custos variáveis afetas pela geração do empreendimento nas condições
definidas na determinação, desde que devidamente justificadas pelo agente e sujeitas à fiscalização
posterior pela Agência, in verbis:
2. Esclarecemos que a recomposição de custos variáveis tratada na citada determinação deve levar
em consideração parâmetros de eficiência e preços de mercado para o combustível e alcançar as
demais componentes do custo variável, afetadas pela geração do empreendimento nas condições
definidas na determinação, desde que devidamente justificadas pelo agente e sujeitas a fiscalização
posterior pela Agência.
17. No que concerne à UTE Palmeiras de Goiás, conforme o modelo de CCEAR do Leilão nº
04/2006, o CVU variável é composto da parcela vinculada ao custo do combustível e a parcela
correspondente aos demais custos variáveis. Em seu pleito final, a CEPASA solicitou o CVU de R$
1.586,11/MWh, considerando a recomposição das duas parcelas, conforme Tabela 1.

Tabela 1 - Pedido de CVU para a UTE Palmeiras de Goiás (3/9/2021).

| Dados de Entrada | unidade | jul/21 |
| --- | --- | --- |
| Estimativa do diesel em (c/impostos) | R$/L | 4,5328 |
| Consumo Espedífico da UTE | L/MWh | 293,23 |
| combustível + logística | R$/MWh | 1.329,13 |
| lubrificante variável | R$/MWh | 10,65 |
| provisão overhaul 500 horas | R$/MWh | 0,07 |
| provisão overhaul 1.000 horas | R$/MWh | 7,73 |
| provisão overhaul 1.500 horas | R$/MWh | 0,72 |
| provisão overhaul 3.000 horas | R$/MWh | 0,87 |
| provisão overhaul 5.250 horas | R$/MWh | 49,91 |
| provisão overhaul 10.500 horas | R$/MWh | 36,52 |
| provisão overhaul 21.000 horas | R$/MWh | 30,75 |
| manutenção corretiva | R$/MWh | 12,88 |
| O&M + provisâo overhaul | R$/MWh | 150,10 |

perdas na rede base % 2,67%

| perdas na rede base | R$/MWh | 36,39 |
| --- | --- | --- |
| custo financeiro | R$/MWh | 54,62 |
| pis/cofins débito | R$/MWh | 146,71 |
| pis/cofins crédito | R$/MWh | -145,25 |
| P&D | R$/MWh | 14,39 |
| Encargos diversos | R$/MWh | 106,87 |
| Total | R$/MWh | 1.586,11 |

Fonte: Nota Técnica n° 95/2021-SRG-SFF/ANEEL.
18. De início, as áreas técnicas realizaram a análise do pleito considerando recomposição do
CVU referente apenas a parcela vinculada ao custo do combustível e emitiram a Nota Técnica nº 89/2021SRG-SRM/ANEEL. Diante das orientas adicionais da CREG e de informações enviadas pela Requerente, a
SRG e a SFF emitiram análise complementar mediante a Nota Técnica nº 95/2021-SRG-SFF/ANEEL.
II.2 – Da parcela vinculada ao custo do combustível
19. No tocante à parcela vinculada ao custo do combustível, a decisão da CREG estabelece a
aplicação de parâmetros regulatórios de eficiência e preços de mercado para o combustível, sendo
necessário avaliar o consumo específico da UTE e o preço de mercado do combustível.
II.2.1 Consumo específico

20. Quanto à eficiência, como não há regulação específica para o caso em análise, inicialmente,
referência16 80117,

a SRG considerou como o Anexo I da Resolução Normativa nº de 19 dezembro de 2017,
que estabelece a eficiência global da usina, em termos de consumo específico, para os sistemas isolados.
21. Entretanto, o agente de geração apresentou alegações de que os valores estimados não
refletiam à realidade observada no empreendimento. Convém registrar que na falta de um regulamento
balizador para delimitar um patamar a ser considerado regulatório, caberia a verificação de dados
operativos como geração de energia e consumo de combustível, para que fosse definido um valor
condizente com a performance atual da UTE Palmeiras de Goiás.
22. Diante do contexto da excepcionalidade da deliberação da CREG, uma alternativa trazida
pelas áreas técnicas é a recomposição do CVU com base no consumo específico médio indicado pelo
agente gerador, em valores atualizados, da ordem de 293,23 L/MWh, com vistas a possibilitar o retorno
da operação do projeto termelétrico em questão.
23. Todavia, fica estabelecido que o agente gerador deverá apresentar relatório técnico
acompanhado de Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) comprovando o valor declarado. Dessa
forma, o consumo específico será, provisoriamente, o informado pelo interessado e, caso não
apresentado em prazo factível o relatório técnico, será reposicionado o valor de 283 L/MWh18. Ainda, fica
estabelecida a obrigação ao agente de geração de produzir e encaminhar, mensalmente, relatório técnico
devidamente amparado em ART, indicando o consumo específico médio da central termelétrica, os quais
serão acompanhados pela fiscalização da Agência.
24. Nesse sentido, diante do impasse em relação à definição do consumo específico e as
considerações trazidas pela SRG, acompanho o encaminhamento proposto. Entretanto,
complementarmente ao relatório técnico, proponho a atuação da fiscalização da Agência para verificar a
16 As áreas técnicas ponderaram que a usina é formada por uma configuração incomum de 99 (noventa e nove) unidades
geradoras, com a predominância de 1,88 MW de potência por unidade, o que desfavorece a eficiência energética por conta
das características construtivas das unidades geradoras de menor potência. Com base na configuração típica de usina de três
a cinco unidades geradoras foi obtida uma faixa de 5,64 a 9,4 MW como referência e aplicado o Anexo I da Resolução Normativa
nº 801, sendo obtido o valor de 283 L/MWh para o consumo específico.
17 Disponível em
18 Definido na Nota Técnica nº 89/2021-SRG-SRM/ANEEL.

efetiva operação da usina, de modo a avaliar a coerência da declaração do agente de geração e a realidade
de campo.
II.2.2 Preço do combustível
25. Passo então a avaliar o preço pleiteado de R$ 4,5328/L, segundo a CEPASA, baseado no Ato
COTEPE, que define o preço médio ponderado ao consumidor final (PMPF) utilizado na formação da base
tributária e em propostas de preços obtidas pelo agente de geração.
26. Para a definição do preço, a determinação da CREG foi clara quanto ao dever da consulta à
ANP para a avaliação dos preços de mercado para o combustível. Posto isso, a SRG solicitou19 a
manifestação daquela Agência Reguladora.
27. Em breve síntese, a ANP informou20 que, tanto sob a ótica operacional quanto regulatória,
nem os preços na etapa de revenda de combustíveis nem o preço médio ponderado ao consumidor final
(PMPF) representariam referência adequada para a apuração de custos de operação das usinas
termelétricas. Ainda, aquela douta Agência recomendou, como referência na precificação do óleo diesel
utilizado nas usinas termelétricas, a utilização dos preços médios de distribuição para o segmento de
revenda publicados pela ANP.
28. Assim, seguindo a determinação da CREG, proponho adotar os preços médios de
distribuição publicados pela ANP, uma vez que o procedimento confere robustez e transparência ao
processo. Em verdade, a ANP possui informações dos preços praticados de diversos agentes e realiza uma
aprimorada análise dos dados, o que permite mitigar distorções nos preços médios e garantir a
representatividade estatística. Além disso, os valores são publicados mensalmente no portal da Agência,
o que garante sua transparência.
29. Adicionalmente, importa lembrar que tal prática já é adotada pela ANEEL para precificar o
custo do combustível nos Sistemas Isolados, para usinas similares a esta em comento, compostas de
grupos geradores a diesel.
19 Ofício nº 048/2021-SRG/ANEEL, documento SicNet nº 48550.000492/2021-00.
20 Ofício nº 228/2021/SDC/ANP-RJ, de 1º de setembro de 2021.

30. Isso posto, conforme consulta realizada pelas áreas técnicas no painel dinâmico21 da ANP,
Goiás22
foi verificado o valor da média mensal para o Estado de do preço de distribuição do combustível
para o mês de julho/2021 igual a R$ 4,315/L para o óleo diesel S10.
31. Nesse ponto, registro a relevante contribuição da ANP ao auxiliar o setor elétrico nesse
momento de despacho mais intenso de usinas termelétricas, ressaltando que as interações entre os
técnicos das agências permitiram a avaliação adequada do preço a ser adotado no cálculo do CVU da UTE.
32. Uma vez que a consulta de mercado realizada pelas áreas no painel da ANP é referente a
julho23,
considero oportuno estabelecer um mecanismo de atualização mensal, a ser conduzido no âmbito
da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e considerado nos processos de contabilização
de energia da Câmara.
33. Para isso, nos termos desta análise, as áreas devem encaminhar à Câmara de
Comercialização o memorial de cálculo adotada para o a recomposição do CVU, indicando os campos de
atualização dos referenciais do preço do óleo diesel.
II.3 Da parcela vinculada aos demais custos variáveis
34. Em relação à parcela vinculada aos demais custos variáveis, quando do esclarecimento
prestado pela CREG, a SRG, em conjunto com a SFF, apresentaram análise complementar alcançando as
demais componentes. Tema que passo a abordar.
II.3.1 Operação e Manutenção
35. Os custos de Operação e Manutenção (O&M) foram detalhados pelo agente gerador,
mediante memória de cálculo, o que permitiu às áreas a recomendação de não acatar o valor referente à
manutenção corretiva, visto que é relacionado ao custo associado ao histórico da operação da usina, o
que não alcançado pela determinação da CREG.
21 Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/precos-e-defesa-da-concorrencia/precos/precos-de-distribuicaode-combustiveis
22 Não há pesquisa específica para o Município de Palmeiras de Goiás.
23 Para a consulta efetuada em 26/8/2021, os dados referentes à média de julho de 2021 contemplavam as campanhas
semanais, sendo que a média ponderada poderá passar por refinamento após o fechamento da próxima coleta de dados.

36. Isso posto, conforme declaração do agente de geração e mediante avaliação preliminar das
áreas técnicas, recomento aplicar o valor de R$ 137,22/MWh como referência para o O&M.
II.3.2 PIS/COFINS
37. Em sua última correspondência, para a definição da componente referente à PIS/COFINS,
a CEPASA informou que se enquadra no regime tributário não cumulativo e declarou os valores de débito
e de crédito de acordo com a base de cálculo das parcelas de CVU constantes em seu pleito. Todavia,
diante das análises das áreas técnicas, os valores de PIS/COFINS foram calculados tomando como
referência a nova base de cálculo ora proposta, sendo obtido o resultado de R$ 6,18/MWh.
II.3.3 Financeiro
38. Normalmente, em project finances ou em UTE com demanda previamente contratada, o
custo financeiro decorrente de eventual necessidade de capital de giro está implícito no valor da energia
ofertada.
39. Entretanto, como o processo em análise é uma recomposição de custos para fazer frente a
uma geração determinada pela CREG, em uma realidade de custo suplementar do combustível (o qual
requer liquidação à vista) e do prazo para recebimento do reembolso pela CCEE (aproximadamente 45
dias), as áreas avaliaram pela necessidade de reconhecer o componente custo financeiro, embora sob
premissas diferentes das pleiteadas pelo agente gerador.
40. De fato, a suplementação de geração alterou o capital necessário para a geração do
empreendimento, o que justifica o reconhecimento do componente financeiro na recomposição do CVU.
Por outro lado, a assimetria de informação e as limitações para validação e futura fiscalização dos valores
declarados vão de encontro à determinação da CREG de reconhecer demais componentes desde que
"devidamente justificadas pelo agente e sujeitas a fiscalização posterior pela Agência".
41. Nesse esteio, a melhor solução é a adoção do valor regulatório recomendado pelas áreas
técnicas referente à taxa regulatória de remuneração de capital aplicada para as instalações de geração

de energia elétrica (WACC Bruto), com valor de 10,55%24 a.a., aplicação em 2021, o que perfaz uma taxa
mensal de 0,84% a.m.
42. Sob essas premissas, foi obtido o custo financeiro de R$ 15,74/MWh25.
II.3.4 Perdas até o Centro de Gravidade e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)
43. A perda técnica considerada foi de 2,67%, já a parcela referente aos programas de pesquisa
e desenvolvimento (P&D) aplicou o percentual definido em Lei de 1% da receita operacional líquida. Nesse
sentido, os valores reconhecidos foram obtidos aplicando a nova base de cálculo ora proposta, assumindo
valores de Perda de R$ 37,87/MWh e P&D de R$ 13,21/MWh.
II.3.5 Considerações finais dos demais custos variáveis
44. Em resumo, diante das considerações apresentadas e da célere resposta à determinação
da CREG, meu encaminhamento é por acatar os valores propostos pelas áreas técnicas para os dos demais
declarado26
custos variáveis, sendo O&M o pelo agente de geração; PIS/COFINS, Perdas e P&D calculados
de acordo com as características do agente de geração; e o Custo Financeiro obtido considerando o custo
de capital regulatório para a geração.
45. Considero que o encaminho proposto permite a definição das parcelas variáveis
condizentes com a realidade da geração e garante uma instrução processual contendo as justificativas e
as considerações adotas pelo agente de geração, de modo a viabilizar uma fiscalização posterior pela
Agência.
II.4 Do valor final do CVU
46. Diante do exposto, o CVU excepcional, para operação conforme a deliberação da CREG,
será de R$ 1.475,51/MWh, na data base de julho de 2021, conforme resumo apresentado na Tabela 2.
Tabela 2 – Recomposição de CVU, conforme determinação CREG.

Parcela unidade jul/21
Preço óleo diesel (c/ impostos) R$/L 4,315

Consumo específico L/MWh 293,23
24 Conforme definido nos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) Submódulo 12.3.
25 Combustível de R$ 1.265,29/MWh x spread de 10,55% a.a. x 45 dias compostos.
26 Com exceção da manutenção corretiva, que não foi acatada.

| Custo óleo diesel | R$/MWh | 1.265,29 |
| --- | --- | --- |
| Custo financeiro | R$/MWh | 15,74 |
| O&M | R$/MWh | 137,22 |
| Perdas até o C.G. (2,67%) | R$/MWh | 37,87 |
| PIS/COFINS | R$/MWh | 6,18 |
| P&D (1%) | R$/MWh | 13,21 |
| Total | R$/MWh | 1.475,51 |

Fonte: Nota Técnica nº 95/2021-SRG-SFF/ANEEL.
47. Insta esclarecer que o CVU ora proposto é composto da parcela "custo de óleo diesel",
equivalente ao Ccomb constante nos CCEARs da UTE, e a soma das demais parcelas compõe o Co&m dos
contratos.
48. Por fim, o resultado da presente análise visa definir o custo adicional para fins de
cumprimento da determinação da CREG, ou seja, do despacho excepcional da UTE Palmeiras de Goiás até
31 de dezembro de 2021. Isso posto, o reembolso do custo que ultrapassa o valor constante dos CCEARs
será feito via ESS, no qual, efetivamente, será alocado como resultado a diferença entre o CVU ora
calculado e o custo variável contratual.
II.5 – Da operação da UTE Palmeiras de Goiás
49. Consoante com a decisão da CREG, como já registrado, a recomposição do CVU terá
vigência até 31 de dezembro de 2021, nesse interim, o planejamento, a programação e a operação da UTE
Palmeiras de Goiás realizados pelo ONS deverão considerar o novo CVU, o que repercutirá em retomada
de disponibilidade de geração para o SIN.
50. Desse modo, tanto o novo valor do CVU quanto eventuais novos parâmetros físicos
decorrentes da retomada da disponibilidade deverão ser considerados pelo ONS na cadeia de programas
computacionais de programação dos despachos, bem como pela CCEE na formação do Preço de
Liquidação das Diferenças (PLD).
51. Em suma, a parcela de custos variáveis a ser homologado para a operação nos termos da
decisão da CREG, referenciado ao mês de julho de 2021, deverá ser adotada na composição do CVU da
UTE pela CCEE, o que deve alimentar os processos do ONS. O valor do CVU deve ser atualizado à medida
que a CCEE efetue as atualizações da parcela de custo de combustível e subsidie o Operador com o valor
atualizado.

52. Além disso, uma vez que a usina deve atender aos contratos regulados vigentes, proponho
que seja mantido o processo de apuração de disponibilidade, o qual confere lastro a esses contratos.
Nessa linha, a apuração de indisponibilidades da UTE, nos termos da Resolução Normativa nº 61427, de 3
de junho de 2014, deve ocorrer sem interrupção do seu histórico.
II.6 – Da contabilização da energia e dos contratos regulados
53. À luz da decisão da CREG, a "parcela de recomposição de custos variáveis dessas usinas
termelétricas dar-se-á por meio de encargo para cobertura dos serviços do sistema" (ESS), sendo assim,
faz-se necessário estabelecer as diretrizes a serem seguidas pela CCEE para que a lógica de execução dos
contratos de comercialização cujo objeto é preservar a energia proveniente da UTE Palmeiras de Goiás.
54. Os CCEARs firmados pela CEPASA foram celebrados na modalidade por disponibilidade de
energia elétrica, com fixação do valor de CVU e critérios próprios para sua atualização, de modo a conferir
proteção (hedge) quanto às variações de preço de energia aos compradores, agentes de distribuição de
energia elétrica que devem contratar a totalidade de suas cargas.
55. Assim, a operação da usina com o valor recomposto de CVU não deve alterar a execução
dos CCEARs celebrados. Ou seja, quando o custo marginal de operação do sistema (CMO) supera o CVU
estabelecido nos respectivos CCEARs (ordem de mérito), a energia gerada pela usina é alocada aos
CCEARs. Caso essa geração não ocorra, o gerador deve ressarcir o custo excedente das distribuidoras para
compra dessa energia no MCP, valorada a PLD, nos termos das cláusulas contratuais. O ressarcimento,
portanto, é proporcional à diferença entre o PLD e o CVU da usina estabelecido no contrato.
56. Portanto, a CCEE deve operacionalizar os CCEARs considerando o CVU obtido conforme os
CCEARs celebrados, tanto para efeito da contabilização do Mercado de Curto Prazo (MCP), como para o
cálculo da receita de venda, incluindo a apuração de eventual ressarcimento devido pela usina em caso
de déficit de geração, considerando a ordem de mérito da UTE com o CVU atualizado conforme
estabelecido nos CCEARs.
27 Disponível em

57. Também, consoante com a determinação da CREG, os resultados decorrentes dos
processos de contabilização de energia no âmbito da CCEE relativos à UTE Palmeiras de Goiás não estarão
sujeitos ao rateio da inadimplência no MCP.
58. Por outro lado, quanto à contabilização da energia, em 2020, a CEPASA frustrou o despacho
termelétrico demandado pelo ONS, o que ensejou abertura de processo punitivo, que culminou na
empresa28. decisão29

aplicação de penalidade pecuniária contra a Ainda, a CEPASA dispõe de judicial em
seu favor que restringe a atuação fiscalizatória no que concerne à suspensão da operação comercial da
usina.
59. Nesse contexto, as áreas técnicas avaliaram as consequências da aplicação dos dispositivos
dos Procedimentos de Comercialização (PdC) no presente caso. O item 3.17 do Submódulo 6.2, dispõe
que "Caso o agente penalizado seja credor na liquidação financeira do MCP, este crédito é utilizado para
quitação das penalidades". Por sua vez, a aplicação do Submódulo 1.5 define procedimentos de
desligamento por descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE, englobando a penalidade por
insuficiência de lastro de venda.
60. Logo, de sorte a conferir eficácia à decisão da CREG, as áreas técnicas recomendaram
sobrestar eventuais processos de desligamento e de cobrança relativa à liquidação financeira de
penalidades do gerador de débitos constituídos até as operações da CCEE referentes ao mês de dezembro
de 2021.
61. Sobre o assunto, em recente estudo30 publicado pelo ONS, foi apresentada como uma das
ações para o aumento da oferta da geração o equacionamento das "questões judiciais relacionadas às
disponibilidades da oferta das UTEs como Goiania II, Campina Grande, Maracanaú, Palmeiras de Goiás e
Pernambuco III"
62. Portanto, nesse contexto, resta claro que o objetivo da CREG foi o de estabelecer incentivo
econômico-financeiro ao agente gerador de modo a recuperar a disponibilidade da UTE Palmeiras de
28
Despacho nº 2.533, de 24 de agosto de 2021.
29 Conforme processo judicial nº 0059727-45.2016.4.01.3400, da 13ª Vara Federal Civil da SJDF.
30
Conforme a NT-ONS DGL 0093/2021. Avaliação das Condições de Atendimento Eletroenergético do Sistema Interligado
Nacional – Estudo Prospectivo Agosto a Novembro de 2021. Disponível em
http://www.ons.org.br/Paginas/Noticias/20210828-ONS-revisa-cenarios-e-elabora-nota-tecnica-com-informacoes-sobreatendimento-eletroenergetico-novembro.aspx.

Goiás. Em verdade, para o caso em análise, se mantidas as determinações estabelecidas nos
Procedimentos de Comercialização, há risco potencial da recomposição do CVU ora proposta não surtir o
efeito esperado de contribuição para o aumento da oferta.
63. Sendo assim, considerando a necessidade do aumento da oferta para o enfrentamento da
crise hídrica e as determinações da CREG, concordo com a recomendação das áreas e proponho sobrestar
eventuais processos de desligamento e de cobrança referente à liquidação financeira de penalidades da
UTE Palmeiras de Goiás relativa aos débitos constituídos até as operações da CCEE referentes ao mês de
dezembro de 2021, retornando a partir da contabilização de janeiro de 2022, com débitos acumulados
durante o período, e as devidas atualizações e correções monetárias, sem prejuízo da eventual quitação
dos valores pela CEPASA.
64. Por fim, o ONS e a CCEE deverão se articular para definir como será realizado o fluxo de
informações para dar cumprimento ao disposto na determinação da CREG e neste Voto.
III – DIREITO
65. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; (iii)
Medida Provisória nº 1.055, de 28 de junho de 2021; (iv) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; (v)
Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004; (vi) Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004; e (vii) Resolução
Normativa nº 801, de 19 de dezembro de 2017.
IV – DISPOSITIVO
66. Diante do exposto e do que consta do Processo no 48500.004147/2021-05, com base na
determinação da CREG, voto por:
(i) Estabelecer os seguintes critérios para a operação e a contabilização de energia da UTE
Palmeiras de Goiás (CEG UTE.PE.GO.001946-1) até 31 dezembro de 2021:
(i.a) o Custo Variável Unitário - CVU excepcional, para operação conforme a
deliberação da CREG, será de R$ 1.475,51/MWh, na data base de julho de 2021;

(i.b) a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE deverá proceder à
atualização mensal do CVU excepcional estabelecido no item (i.a), conforme
orientações a serem providas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de
Geração – SRG;
(i.c) o valor do CVU excepcional estabelecido no item (i.b) e os respectivos
parâmetros físicos da UTE Palmeiras de Goiás deverão ser considerados no
planejamento, na programação da operação, no despacho da usina e na formação
do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD;
(i.d) para efeitos da contabilização dos Contratos de Comercialização no Ambiente
Regulado – CCEAR, incluindo receita de venda e ressarcimentos, que deve ser
utilizado o CVU da usina estabelecido a partir dos respectivos contratos;
(i.e) o incremento do custo variável decorrente da operação da UTE Palmeiras de
Goiás com CVU excepcional em relação ao despacho que seria realizado com base
no CVU estabelecido a partir dos respectivos CCEAR será pago via encargo para
cobertura dos serviços do sistema por razões de segurança energética previsto na
Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, art. 1º, § 10, inciso I, em consonância com a
disposto Medida Provisória nº 1.055, de 28 de junho de 2021, art. 2º, § 3º;
(i.f) ficam sobrestados eventuais processos de desligamento e de cobrança
referente à liquidação financeira de penalidades do gerador relativa aos débitos
constituídos até as operações da CCEE referentes ao mês de dezembro de 2021,
retornando a partir da contabilização de janeiro de 2022, com débitos acumulados
durante o período e com as devidas atualizações e correções monetárias;
(i.g) os resultados do gerador decorrentes dos processos de contabilização de
energia no âmbito da CCEE relativos à UTE Palmeiras de Goiás não estarão sujeitos
ao rateio da inadimplência no Mercado de Curto Prazo – MCP; e
(i.h) para efeitos de atendimento à Resolução Normativa nº 614, de 3 de junho de
2014, o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá apurar as
indisponibilidades da UTE Palmeiras de Goiás objeto dos CCEAR, considerando a

geração e a disponibilidade da usina, sem interrupção do histórico de
indisponibilidades.
(ii) Estabelecer que a CCEE e o ONS deverão se articular para dar cumprimento ao disposto
nos itens acima;
(iii) Determinar que a Central Energética Palmeiras S.A. encaminhe à Agência, em até 15
(quinze) dias da publicação desta decisão, relatório técnico acompanhado de Anotação
de Responsabilidade Técnica (ART) comprovando o valor de consumo específico
utilizado para definição do CVU estabelecido no item (i.a), ficando obrigada a
apresentar, mensalmente, relatório técnico devidamente amparado em ART, indicando
o consumo específico médio observado da UTE Palmeiras de Goiás, os quais serão
acompanhados pela fiscalização da Agência; e
(iv) Determinar ação de fiscalização da SFG e da SFF, com apoio da SRG, a fim de verificar
a conformidade dos valores declarados e, caso seja apurado que o valor declarado pelo
interessado não represente o efetivo custo variável de geração, o CVU deverá ser
revisto, assim como recontabilizado pela CCEE.
Brasília, 8 de setembro de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora