DSP - DESPACHO 1199/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Defere parcialmente a solicitação de homologação de alteração dos Custos Variáveis Unitários – CVUs, apresentados na Tabela 1 do voto do Diretor-Relator, para o período de 31 de julho a 20 de dezembro de 2021, condicionada à conclusão de processo de fiscalização específico a ser realizado pelas Superintendências de Fiscalização dos Serviços de Geração – SFG, e de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, acerca dos custos incorridos no período; indefere a solicitação de homologação de alteração dos CVUs para o período a partir de 21 de dezembro de 2021, mantendo-se os valores aprovados por meio do Despacho SRG/ANEEL 3.115, de 2021; e determina à Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração - SRG que execute instrução, com vistas a regulamentar de forma expressa a matéria, antecipando o cronograma dessa atividade na Agenda Regulatória e, eventualmente, aplicando soluções normativas excepcionais, tais como, aplicação da norma como projeto piloto e redução de prazos regulamentares de Consulta Pública.
Assunto: Deferimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-12
Autor: ANEEL

Diretoria,
16ª Reunião Pública Ordinária da
Brasília, 10/05/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.002010/2015-60
INTERESSADO: Petróleo do Brasil - Petrobrás.
RELATOR: Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE GERAÇÃO – SRG
ASSUNTO: Análise do pedido de atualização do Custo Unitário Variável – CVU da Usina
Termelétrica - UTE Nova Piratiniga, nos termos da Portaria MME nº 5, de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
1. Em 14 de dezembro de 2021, a ANEEL deliberou acerca do pedido de atualização do
Custo Variável Unitário - CVU da UTE Nova Piratininga – UTE NPI. Na ocasião, a deliberação da
3.9931,
Diretoria, consubstanciada por meio do Despacho nº de 2021, se deu no sentido de:
"i) ESTABELECER, de forma precária, o Custo Variável Unitário – CVU da Usina
Termelétrica - UTE Nova Piratiniga, no valor de R$ 2.037,43/MWh (sem a inclusão
dos custos fixos) e de R$ 2.196,59/MWh (com a inclusão dos custos fixos) e (ii)
determinar ao Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS a aplicação do referido
CVU, para fins de planejamento e programação da operação eletroenergética do
SIN, entre 15 de dezembro de 2021 e 31 de janeiro de 2022, e pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para fins de contabilização da geração
verificada no referido período."
2. Em 27 de janeiro de 2022, a Petrobrás, por meio da Carta INP/ARX 096/20222,
encaminhou Nota Técnica sobre o preço do gás natural praticado nos contratos interruptíveis com
as UTEs Merchants de terceiros e com as UTEs Merchants da Petrobrás. Na mesma data, por meio
da Carta INP/ARX 0119/2022, a Empresa protocolou Adendo à referida Nota Técnica, contendo
informações complementares.
1 O referido Despacho foi publicado no Diário Oficial da União – DOU no dia 20 de dezembro de 2021.
2 SIC nº 48513.002161/2022-00.

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3. Em 28 de janeiro de 2022, a Petrobrás, por meio da Carta INP/ARX 0100/20223,
solicitou, de maneira provisória e excepcional, que a Diretoria da ANEEL avaliasse a possibilidade
de prorrogar, a partir de 01 de fevereiro de 2022, a vigência do CVU estabelecido a título precário
no valor de R$ 2.037,43/MWh, constante do Despacho nº 3.993, de 2021, até que a ANEEL delibere
acerca do mérito do pleito original de revisão do CVU da UTE NPI.
4. Em 03 de fevereiro de 2022, a Diretoria decidiu (i) PRORROGAR o Custo Variável
Unitário – CVU, estabelecido de forma precária, da Usina Termelétrica - UTE Nova Piratininga, no
valor de R$ 2.037,43/MWh (sem a inclusão dos custos fixos) e de R$ 2.196,59/MWh (com a
inclusão dos custos fixos) por um período adicional de 45 dias, contados a partir do dia 01 de
fevereiro de 2022 e (ii) DETERMINAR às Superintendências de Regulação dos Serviços de Geração
– SRG, Fiscalização Econômica e Financeira – SFF e à Procuradoria Federal – PF, que se manifestem,
num prazo de 20 dias, acerca da documentação apresentada pela Petrobrás em atendimento da
determinação de apresentação de contrato de suprimento da UTE Nova Piratininga.
5. Em 07 de março de 2022, a Procuradoria Federal, por meio do Parecer nº
00042/2022/PFANEEL/PGF/AGU, manifestou-se em atendimento à determinação da Diretoria.
6. Em 11 de março de 2022, as Superintendências SRG e SFF emitiram a Nota Técnica
nº 032/2022-SRG-SFF/ANEEL.
7. Em 21 de março de 2022, por meio da Carta INP/ARX 0240/20224, a Petrobrás
encaminhou Nota Técnica complementar, com considerações à Nota Técnica nº 032/2022-SRGSFF/ANEEL.
8. Em 23 de março de 2022, realizei reunião com representantes da Petrobras, por
meio da plataforma Teams.
9. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
3 SIC nº 48513.002270/2022-00.
4 SIC nº 48513.008458/2022-00.

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10. Trata-se da análise de pedido de atualização do Custo Unitário Variável – CVU da
Usina Termelétrica Nova Piratininga - UTE NPI, nos termos da Portaria MME nº 5, de 2021.
11. A decisão que encaminho é no sentido de (i) DEFERIR PARCIALMENTE a solicitação
de homologação de alteração dos Custos Variáveis Unitários – CVUs, apresentados na Tabela 1,
para o período de 31 de julho de 2021 a 20 de dezembro de 2021, condicionada a conclusão de
processo de fiscalização a ser realizado pelas Superintedências de Fiscalização dos Serviços de
Geração e de Fiscalização Econômica e Financeira dos custos incorridos no período; (ii) INDEFERIR
a solicitação de homologação de alteração dos CVUs para o período a partir de 21 de dezembro
de 2021, mantendo-se os valores aprovados por meio do Despacho SRG nº 3.115, de 2021, e (iii)
DETERMINAR à SRG que execute instrução, com vistas a regulamentar de forma expressa a
matéria, antecipando o cronograma dessa atividade na Agenda Regulatória e, eventualmente,
aplicando soluções normativas excepcionais, tais como, aplicação da norma como projeto piloto e
redução de prazos regulamentares de Consulta Pública.
Histórico
12. Conforme indicado nos votos anteriormente proferidos, os pedidos de atualização
do valor do CVU da UTE NPI não vieram acompanhados de instrumento contratual relacionado à
aquisição de combustível para geração de energia daquela UTE.
13. Segundo a Petrobrás, a ausência de contrato de suprimento de gás se justificaria
tendo em vista que a UTE NPI pertence à própria Petrobras, empresa fornecedora de gás natural.
14. Nesse contexto, indiquei no voto de dezembro que a homologação dos CVUs
somente seria possível após a apresentação de informações precisas sobre custos para a geração
de eletricidade. Na ocasião, a Diretoria decidiu5 pelo estabelecimento de um CVU precário, igual
ao declarado pela Petrobrás, por meio da Carta INP/ARX 0278/2021, no valor de R$
2.037,43/MWh, até que fosse apresentado, num prazo de até 45 dias, contrato firmado entre as
partes para suprimento de gás.
15. Ao final do período estabelecido, a Petrobrás apresentou Carta com "informações
5 Despacho nº 3.993, de 2021

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complementares para subsidiar a homologação em definitivo, pela diretoria da ANEEL, do CVU
atualizado da UTE Nova Piratininga (UTE NPI) para aplicação a partir de 31/07/2021". Em sua
manifestação, a Empresa solicitou a prorrogação da vigência do CVU precário estabelecido em
dezembro de 2021 pelo prazo necessário para avaliação do mérito do pleito original de revisão do
CVU da UTE NPI.
16. Diante da necessidade de análise dos documentos apresentados, a Diretoria
decidiu6 prorrogar, por mais 45 dias, a vigência do CVU precário e determinar análise das
Superintendências SRG e SFF e da Procuradoria Federal a respeito da documentação encaminhada
pela Petrobras.
Documentos apresentados
17. Por meio das Correspondências inidicadas no Relatório, a Petrobras encaminhou
Nota Técnica apresentando: (i) informações sobre a complexidade inerente aos processos de
operação e planejamento de compra das cargas de GNL; (ii) o seu balanço de gás natural na malha
interligada de gasodutos, informando que, por último, são atendidas as demandas das térmicas
Merchants; e (iii) o detalhamento conceitual da composição do custo de fornecimento de gás (GNL)
para as UTEs Merchants, dentre elas a UTE NPI.
18. Em relação à documentação encaminhada, a Procuradoria esclareceu que a
discussão sobre os custos envolvidos na aquisição de gás natural, combustível da UTE NPI, tratase de assunto eminentemente técnico e não jurídico. Dessa forma, indicou que não possui
competência para o referido exame.
19. Acerca da condição de ausência de contrato de suprimento de combustível, a PF
concluiu que tal condição não representa óbice para a ANEEL homologar e fixar o CVU da UTE NPI,
atendendo os critérios fixados pela Portaria MME nº 05, de 2021. Nesse contexto, caberia à SRG
ou à Diretoria demonstrar se, de fato, a UTE reúne características técnicas semelhantes aquelas
termelétricas, bem como, adota parâmentros para estabelecimento de CVU adequados para
exploração sustentável do empreendimento.
6 Despacho nº 368, de 2022

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20. As Superintendências SRG e SFF, emitiram Nota Técnica conjunta por meio da qual
analisaram a documentação enviada pela Petrobras. Segundo as Superintendências, a Petrobras
buscou detalhar cada um dos itens de custos que compõem o Preço do Gás (PG), composto das
Parcelas da Molécula (PM) e do Transporte (PT), de forma conceitual, apresentando alguns
exemplos (relativos às Cargas de GNL nº 03, 07, 12, 1 e 22) como forma de comprovar tais custos.
21. Os custos relativos ao risco da incerteza futura, à ineficiência tributária, à
remuneração das atividades de regaseificação e ao estoque, que compõem a PM, foram descritos
pela Petrobras na própria nota técnica de 26 de janeiro de 2022, para os quais não foram
apresentados comprovantes.
22. Em sua manifestação, a Petrobrás busca demonstrar que o PG ofertado a outras
empresas, que, segundo a Petrobras, considera diversos outros custos envolvidos, além da
margem comercial considerada, é a melhor referência para o cálculo do CVU das UTEs Merchants
da empresa, dentre elas a UTE NPI.
23. No Documento, denominado "Detalhamento da precificação contrato interruptível
de gás para as UTEs Merchants", a Petrobras busca exemplificar o conceito de precificação do
contrato interruptível de gás natural para atendimento das UTEs Merchants utilizando os valores
dos aditivos contratuais firmados com a UTE William Arjona (em agosto/2021) e a UTE Araucária
(entre agosto e outubro/2021) e o correspondente racional de precificação.
24. Por fim, a Requerente propõe um racional para emular os efeitos econômicos do
contrato interruptível, por meio da adoção do valor final de compra da última carga adquirida
anteriormente à vigência de cada novo aditivo contratual firmado entre a supridora e as UTEs
Merchant de terceiros.
25. A análise acerca da comutatividade pretendida pela Petrobrás foi realizada pela
SFF/SRG utilizando-se, por analogia, o disposto na REN nº 948, de 2021. Nos termos da definição
estabelecida no inciso VI do art. 2º do Anexo V da referida Resolução Normativa, a comutatividade
da contratação "é verificada quando suas cláusulas econômicas e financeiras são compatíveis com
as praticadas no mercado em atos ou negócios jurídicos versando sobre bens ou serviços
substitutos". Em outros termos, é feita a verificação da aderência dos atos e negócios jurídicos
firmados ou a firmar com o praticado no mercado, inclusive no que se refere à aderência dos

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preços dos bens e/ou serviços ao praticado no mercado no momento da contratação.
26. Dentre os critérios para avaliação da comutatividade listados no Art. 24 na REN nº
9487, de 2021 , as Superintendências indicaram que, diante da inexistência de um mercado ativo
para o suprimento de gás, somente o critério de avaliação da metodologia utilizada para se chegar
ao preço pactuado, seria aplicável. Entretanto, a documentação encaminhada não permitiu a
revalidação da totalidade dos componentes do preço do gás adotado pela Petrobras, dessa forma,
não foi possível a confirmação da comutatividade do preço do gás adotado pela Petrobras para a
UTE NPI aplicando-se a REN nº 948, de 2021, por analogia.
27. Outra avaliação realizada foi quanto a equiparação do preço do gás dos contratos
das UTEs Merchants de terceiros na composição do CVU da UTE NPI. Nesta análise, as
Superintendências adotaram como referência o contrato de gas interruptível firmado com a UEGA
(UTE Araucária).
R$/m3,
28. Na Figura 1 a seguir, apresenta-se a evolução da PM da UTE Araucária, em
entre outubro de 2019 e novembro de 2021, os correspondentes CVU sem custos fixos (CVUscf)
homologados no período, bem como as parcelas de custo fixo vigentes, nos termos da PRT 5 e de
sua antecessora, a Portaria MME nº 504, de 2018. Notam-se dois períodos de inflexão na PM da
UTE Araucária: o primeiro, entre janeiro e fevereiro de 2021, e o segundo, a partir de junho de
2021, o que acelerou a recuperação dos custos fixos da usina no período de vigência da PRT 5.
Figura 1 – Evolução da PM da UTE Araucária e respectivos CVUscf entre out/2019 e nov/2021.
7
Art. 24. A comprovação da comutatividade econômica prevista nas Regras Gerais deve compreender pelo menos um
dos seguintes critérios:
I - três cotações de mercado proporcionadas por outros fornecedores ou prestadores de serviços;
II- três contratos celebrados entre o presento contratado e contratantes que não pertençam ao grupo econômico da
requerente, com objeto idêntico ou similar, cuja execução estema em andamento no momento do requerimento
inicial ou tenha se encerrado até (12) meses antes dessa data;
III - três negócios jurídicos com objeto e preços similares, no mesmo mercado, anuídos pela ANEEL, mencionando-se
os dados descritos desse ato;
IV – detalhamento da metodologia utilizada para pactuação das cláusulas econômicas, na hipótese de inequívoca
restrição de mercado ou comprovado desinteresse de prestadores ou fornecedores que impossibilidade a
demonstração da comutatividade na fora dos incisos anteriores.

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29. A Figura 2 ilustra o comportamento da PM praticada para a UTE Araucária e a
relação entre o preço de compra e o efetivamente pago pelas 25 cargas de GNL adquiridas entre
02/06/2021 e 26/10/2021 pela Petrobras.
Figura 2 – Evolução da PM da UTE Araucária e a relação entre o preço de compra e o
efetivamente pago pela Petrobrás
30. A definição dos valores da PM e de suas atualizações para a UTE Araucária decorre
da evolução dos preços pagos pelas cargas de GNL. Conforme a nota técnica de 26/01/2022 da
Petrobras, o valor das cargas no momento da compra é estimado com base nas cotações de

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mercado futuro do preço do GNL considerando a data prevista para o recebimento da carga. Já o
valor final, será o preço efetivamente apurado no momento do recebimento.
31. Das informações apresentadas na nota técnica de 26/01/2022 da Petrobras,
ilustradas na Figura 3 a seguir, verifica-se que as cargas de GNL adquiridas entre 02/06/2021 e
26/10/2021 foram desembarcadas ou no terminal de regaseificação (TR) da Bacia da Guanabara,
ou no RJ (TR-BGUA), ou no TR da Bahia (TR-BA), representando um volume total de 3,69 MMm3 a
um custo médio de US$ 22,61/MMBtu.
Figura 3 – Valores finais das cargas de GNL adquiridas pela Petrobras em US$/MMBtu.
consulta8
32. Em à Tabela da página 7 do Boletim Mensal de Acompanhamento da
Indústria de Gás Natural de dezembro de 2021, da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis do MME, considerando-se o mesmo período, mas com um mês a frente9, ou seja,
de julho a dezembro de 2021, o volume acumulado do GNL importado adquirido no país foi de
6,98 MMm3 de GNL, a um custo médio de US$ 15,99/MMBtu. Considerando-se apenas os registros
nas localidades "PORTO DO RIO DE JANEIRO" e "ALF – SALVADOR" os valores de volume total e
custo médio correspondem, respectivamente, a 6,39 MMm3 e US$ 16,47/MMBtu.
33. A despeito da diferença do total adquirido pela Petrobras entre 02/06/2021 e
26/10/2021 (3,69 MMm3) e o total de GNL computado pelo MME entre julho e dezembro (6,98

8 Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/secretarias/petroleo-gas-natural-ebiocombustiveis/publicacoes-1/boletim-mensal-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural/2021.
9 Considerado um intervalo de um mês da compra, já que a partir de 2021 as informações mensais do Boletim são
referentes à data efetiva da descarga do GNL, com base nas informações fornecidas pela ANP, e não mais referentes
à data de desembaraço alfandegário. Ademais, conforme Boletim, "as informações que constam no Comexstat têm
como referência a data do efetivo desembaraço alfandegário, o que pode ocorrer dias/meses após a descarga de GNL.

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MMm3), é possível constatar que o custo médio das cargas informado pela Petrobras (US$
22,61/MMBtu) foi relativamente superior à média nacional (US$ 15,99/MMBtu).
34. Já na Figura 4 a seguir, foram plotadas diversas referências de custos de GN em
US$/MWh, comparado com os custos da UTE Araucária. Além da referência para o GNL spot
utilizado no Brasil retirada do Boletim Mensal do MME, plotada em azul claro, consta referência10
da ANP, plotada em azul escuro, para o mercado térmico agrupado das regiões Sudeste-SulCentro-Oeste. Apesar da grande elevação da referência do MME para dezembro de 2021, as curvas
de MME e ANP indicam que os valores adquiridos pela Petrobras estão acima das referências
nacionais.
Figura 4 – Comparação entre a PM da UTE Araucária e algumas referências de custos de gás.
35. Resgatando-se o histórico das referências de atualização da PM nos contratos da
UTE Araucária (a PT possui atualização anual, no mês de maio):
1) Até dezembro de 2020, a atualização da PM era indexada ao Brent nos contratos
(curva de referência em cinza claro no gráfico). No fim de dezembro/2020, o contrato foi
10 Disponível em: https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/movimentacao-estocagem-e-comercializacao-de-gasnatural/acompanhamento-do-mercado-de-gas-natural/publicidade-dos-precos-de-gas-natural.

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renovado por mais um ano, até dezembro de 2021, mantendo-se o referido indexador
(não era usado TTF ou JKM): de forma ilustrativa, ao fim de dezembro de 2020, o CVU da
UTE Araucária sem custos fixos (CVUscf) estava em torno dos R$ 500/MWh;
2) Em janeiro e fevereiro de 2021, o contrato passou por alguns reposicionamentos de
preços. O CVUscf da UTE Araucária chegou a R$ 1.000/MWh;
3) Em março e abril/2021, os requerimentos de atualização mensais da UTE Araucária
retornaram à indexação contratual (Brent);
4) Entre maio e novembro de 2021, inúmeros aditivos foram firmados ao contrato, com
os valores repassados ao CVU da UTE Araucária, que ultrapassou os R$ 2.500/MWh; e
5) Somente em 16/11/2021, com a apresentação do 11º Aditivo ao contrato de 2021, foi
consumada a troca do indexador do Brent para o JKM, bem como a substituição da
precificação mensal para a escala semanal.
36. Ou seja, apesar de a Petrobras indicar o TTF na indexação das atualizações da PM,
esse movimento é mais recente, coincidindo com a escalada de preços do gás natural em 2021. Ao
fundo da Figura 4 consta um panorama da evolução de um outro indicador, o JKM, na cor laranja,
indexador esse que balizou os reposicionamentos da PM da UTE Araucária em janeiro e fevereiro
de 2021. Nota-se, nesses dois meses, que o contrato de suprimento do combustível da UTE
Araucária acompanhou a evolução da curva lilás, que representa a referência de preço do GNL
utilizado no Japão, convertido para "delivery ex-ship" (DES), referência essa retirada da página 15
do Boletim Mensal do MME, mas que não vem sendo atualizada desde o boletim de março de
2021. Infere-se do gráfico que a referência TTF (linha em verde claro) passou a refletir a PM da
UTE Araucária de forma mais evidente a partir de maio de 2021.
37. Diante das análises realizadas, as conclusões das Superintendências foram, em
síntese:
(i) a UTE Nova Piratininga não apresentou contrato de fornecimento de gás, em
desacordo com a determinação da Diretoria da ANEEL;
(ii) em lugar do contrato, a Petrobras apresentou uma nota técnica contendo o

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detalhamento conceitual da composição do custo de fornecimento de gás (GNL)
para as UTEs Merchants, com as quais a UTE NPI pretende equiparar-se. Contudo,
não foram apresentados os comprovantes de todos os itens que compõem o
referido custo;
(iii) não tendo a Petrobras optado por constituir uma pessoa jurídica distinta para
gerir o referido ativo de geração, resta a impossibilidade de a Petrobras firmar
contrato consigo mesma para suprimento da UTE Nova Piratininga, já que essa UTE
é um ativo de geração de propriedade da Requerente;
(iv) a imposição de que a Petrobras apresente um contrato poderia ser equivalente
à exigência de que a empresa (i) constitua CNPJ distinto para suas UTEs, ou (ii),
mantendo o mesmo CNPJ, firme contrato de suprimento de combustível com
terceiros;
(v) a importação de cargas de GNL para suprimento de gás natural à UTE NPI
constitui uma decisão empresarial da Petrobras, uma vez que essa não é a única
opção de suprimento de combustível da referida usina, tendo em vista que além do
registro na ANP de Autoimportador, a Petrobras possui registro de Autoprodutor
de gás natural; e
(vi) não foi possível a confirmação da comutatividade do preço do gás adotado pela
Petrobras para a UTE NPI aplicando-se a Resolução Normativa nº 948/2021 por
analogia.
(vii) observa-se, por fim, a importância de se desenvolver um monitoramento, em
conjunto com a ANP e o MME, para acompanhar o fluxo do gás natural no país
(importação, produção, transporte, distribuição e consumo nas UTEs), bem como
de se conhecer as paradas para manutenção dos principais elementos da
infraestrutura de gás natural que influencia no abastecimento das UTEs.
38. Quanto ao item (v) do parágrafo acima, destaco que a decisão empresarial da
Petrobras para atendimento da usina Merchant consiste em uma assimetria de informação. De
acordo com a estrutura de composição de custos apresentada pela Empresa, as demandas das
térmicas Merchants são atendidas pela oferta marginal de GNL. No entanto, não é possível para o
Regulador mapear a origem da molécula de gás que é alocada para a UTE NPI ou para os demais

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clientes da Petrobras (refinarias da Petrobrás, distribuidoras estaduais de gás, UTEs contratadas,
unidades de fertilizantes e UTEs Merchant).
39. A Petrobras além de autoprodutora de gás, importa gás da Bolívia e importa GNL
vindo de navios de diversas partes do mundo. Em sua manifestação, ela indica o balanço de gás
natural na malha interligada de gasodutos entre os meses de janeiro/2021 a dezembro/2021
combinado com a destinação para atendimento à demanda. Tal empilhamento faz sentido,
conceitualmente, pois vê-se que a Petrobras prioriza a demanda que possui compromisso
contratual, deixando o atendimento de contratos interruptíveis para serem atendidos com a oferta
marginal de GNL.
40. Ocorre que em outras circunstâncias, observou-se práticas, tais como, tentativa de
rescisão de contratos regulados com termelétricas (no caso da UTE Termofortaleza e UTE Norte
Fluminense) que seriam incompatíveis com essa estruturação de custos. Ou seja, se a prioridade é
o atendimento dos contratos regulados, inclusive no que concerne ao empilhamento dos custos,
não deveria haver problemas nos suprimentos desses clientes.
Do Poder de Monopólio
41. Conforme mencionado ao longo deste voto, o desafio do Regulador neste caso
concreto, é avaliação dos custos fixos e variáveis da UTE Nova Piratininga tendo em vista que
Petrobrás figura como autorizada de geração e como fornecedora do combustível utilizado pela
Usina, despesa importante na formação do seu CVU.
42. Em relação à indústria brasileira de gás natural, vale ressaltar que ela se
desenvolveu por meio da Petrobras que se tornou dominante em todos os seus segmentos.
Embora, desde 2016, haja um esforço para abertura do mercado à maior competição, o fato é que
ainda temos a Petrobras dominante na exploração e produção do gás natural, sobretudo em alto
mar. Embora haja diversos outros agentes produzindo gás natural de forma associada à exploração
do petróleo, muitos optam por vender a molécula de gás natural à Petrobrás dada a dominância
que possui nas rotas de escoamento do pré-sal e nas Unidades de Processamento de Gás Natural
– UPGN em terra. Mesmo cenário se aplica aos Terminais de GNL, nos quais a Petrobras ocupa
posição dominante no mercado.

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43. Esse contexto fático, de um agente com posição dominante em praticamente todos
os segmentos do mercado só aumenta a precaução que devemos ter em aprofundar as análises
de forma a ter segurança de que os valores a serem pagos pelos consumidores de energia elétrica
efetivamente reflitam as condições de oferta e demanda de gás natural no momento em que
houve o despacho da termelétrica avaliada no presente processo.
Ausência de regulamento específico
44. Diante da falha de mercado mencionada, a ANEEL no exercício de sua competência
regulatória, não só pode como deve adotar solução que concilie os interesses de todos os agentes
setoriais envolvidos.
45. Reforça esse entendimento o fato de que há previsão na Portaria MME nº 05, de
2021, de análise pela ANEEL das despesas com operação e manutenção das "usinas merchant". O
exercício da competência conferida pela referida Portaria poderia ser disciplinado por Resolução
Normativa da Agência, a fim de reduzir o espectro de discricionariedade.
46. A elaboração de um normativo que venha a estabelecer metodologia de aprovação
dos CVUs de usinas não comprometidas com CCEARs consta da Agenda Regulatória da ANEEL para
o biênio 2022-2023. No entanto, na falta de uma resolução normativa sobre o tema, não restou
outra alternativa à ANEEL senão exercê-la caso a caso, o que, todavia, não afasta a necessidade de
haver uma motivação robusta para a decisão administrativa que realizar.
47. Ademais, destaco que a decisão acerca do CVU da UTE NPI será um marco
importante para a discussão de parâmetros regulatórios para homologação dos CVUs das demais
UTEs Merchants. Diante da edição da Portaria MME nº 13, de 2021, que alterou os os requisitos
de elegibilidade para a inclusão de custos fixos ao CVU, elencados no art. 1º da Portaria MME nº
5, de 2021, ampliando o alcance da prerrogativa de inclusão dos custos fixos ao CVU, UTEs
descontratadas passaram a compor o rol de usinas elegíveis à homologação de CVU dentro das
regras da Portaria nº 5, de 2021. Isto é, as UTEs Canoas, Vale do Açu, Termobahia e Juiz de Fora,
também poderão ser enquadradas na referida Portaria e solicitar a homologação dos respectivos
CVUs.
48. Por fim, a Petrobras apresentou, em Carta complementar, suas considerações às

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análises efetudas na Nota Técnica nº 032/2022-SRG/ANEEL, com destaque para a temas como a
ausência de contratos, o rito de atendimento à demanda das UTE Merchant, a cumutatividade
pretendida, além de trazer dados complementares aos anteriormente apresentados, bem como
de percepções adicionais acerca das informações constantes no Boletim do MME e das referências
de preços de mercado spot do GNL.
49. Quanto aos apontamentos pela Petrobras, não foram identificados elementos que
modificassem as conclusões apresentadas na Nota Técnica nº 032/2022-SRG/ANEEL, em particular
quanto à proposta de adoção dos preços de contratos de suprimento interruptíveis praticados com
UTEs a gás natural de terceiros como referencia para as UTEs descontratadas da Petrobras.
Encaminhamento
50. Diante das conclusões apresentadas pelas Superitendências entendo que a ANEEL
ainda carece de elementos/informações para a homologação dos valores propostos de CVU da
UTE NPI pela Petrobrás.
51. Neste ponto, para permitir que a discussão seja aprofundada e diante da mudança
das condições eletroenergéticas neste período úmido, proponho dividir a decisão acerca do CVU
em dois momentos: Período 1 - de 31 de julho de 2021 a 20 de dezembro de 2021 e Período 2 - a
partir de 21 de dezembro de 2021.
52. Durante o Período 1, a UTE NPI foi despachada e apresentou geração de energia
elétrica que contribuiu de forma relavante para o enfrentamento da crise hídrica11. Ao longo
daquele período, a Geradora apresentou requerimentos de alteração do CVU da Usina, conforme
tabela 1 a seguir:
Tabela 1: Valores solicitados pela Petrobras para a UTE Nova Piratininga nos termos da PRT 5
Período de aplicação

Item da solicitação Documento Valor
solicitado
Carta R$
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) Entre 31/07/2021 e
INP/PRI/ARX 1.054,90/MWh
02/09/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 0525/2021, de R$
11 A crise hídrica vivenciada de forma mais intensa no segundo semestre de 2021, demandou (entre outras medidas)
o despacho excepcional de todo o parque termelétrico disponível no Sistema Interligado Nacional - SIN.

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30/07/2021 1.214,06/MWh
R$
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) INP/ARX
1.265,36/MWh Entre 03/09/2021 e
0086/2021, de
R$ 30/09/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 02/09/2021
1.424,52/MWh
R$
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) INP/ARX
2.073,66/MWh Entre 01/10/2021 e
0170/2021, de
R$ 08/10/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 30/09/2021
2.232,82/MWh
R$
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) Carta INP/ARX
2.665,00/MWh Entre 09/10/2021 e
0200/2021, de
R$ 08/11/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 08/10/2021
2.824,16/MWh
R$
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)
2.653,05/MWh A partir de
R$ 01/11/2021*
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) Carta INP/ARX
2.812,21/MWh
0278/2021, de
R$
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 08/11/2021
2.037,43/MWh A partir de
R$ 06/11/2021*
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)
2.196,59/MWh
* Vigência solicitada na Carta INP/ARX 0278/2021, de 08/11/2021.
53. Mesmo sem a homologação das alterações de CVU, a UTE NPI foi despachada pelo
CMSE considerando-se o CVU vigente, homologado pelo Despacho SRG nº 3.115, de 2021. Os
valores homologados foram: R$ 654,42/MWh, para geração na base, R$ 690,22/MWh, para
geração em ciclo combinado e R$ 929,46/MWh, para geração em ciclo aberto. Dessa forma, toda
a contabilização da geração verificada foi efetuada com esse valor.
54. O que a Geradora pretende é a atualização dos valores de CVU (pelos valores
indicados na Tabela 1), o que impactará positivamente o seu resultado financeiro. Trata-se de uma
operação retroativa e que requererá uma avaliação mais aprofundada na comprovação dos custos
efetivamente realizados.

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55. Entretanto, conforme já indicado neste voto, a homologação dos valores de CVU da
UTE NPI carece de comprovações adicionais. Com o objetivo de oportunizar a demonstração
necessária dos custos e tendo em vista os prazos necessários para a fiscalização desses valores,
proponho que, para o Período 1 a atualização do CVU seja parcialmente deferida, isto é que a
homologação dos valores requeridos seja condicionada à realização de fiscalização, pela SFF/SFG,
dos custos incorridos.
56. Para o Período 2, em que foi atribuído CVU de forma precária e, diante das
condições eletroenergéticas, a UTE não foi despachada12, proponho que o pedido de alteração do
CVU da Usina seja indeferido, mantendo-se o CVU aprovado por meio do Despacho SRG nº 3.115,
de 2021. Permanecendo essa condição até que a Petrobrás apresente informações suficientes para
comprovação dos valores requeridos ou até que seja aprovada REN com as premissas regulatórias
para cálculo do CVU de UTEs Merchants.
57. Proponho, ainda, que a SRG, execute instrução, com vistas a regulamentar de forma
expressa a matéria, antecipando o cronograma dessa atividade na Agenda Regulatória. Mesmo
que para tanto precisem ser aplicadas soluções normativas excepcionais, tais como, aprovação da
norma como projeto piloto, redução de prazos regulamentares de Consulta Pública, entre outras
medidas.
III. D I R E I T O
58. A legalidade do assunto encontra amparo nos seguintes dispositivos: Art. 2º da Lei
nº 9.427, de 1996; o Art. 2º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 1997 e a Portaria MME nº 5, de
2021.
IV. D I S P O S I T I V O
59. Diante do acima exposto e do que consta nos autos do processo n°
48500.002010/2015-60, voto por: (i) DEFERIR PARCIALMENTE a solicitação de homologação de
12 Nem por ordem de mérito, nem por despacho do CMSE.

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alteração dos Custos Variáveis Unitários – CVUs, apresentados na Tabela 1, para o período de 31
de julho de 2021 a 20 de dezembro de 2021, condicionada a conclusão de processo de fiscalização
específico a ser realizado pelas Superintendências de Fiscalização dos Serviços de Geração e de
Fiscalização Econômica e Financeira acerca dos custos incorridos no período, (ii) INDEFERIR a
solicitação de homologação de alteração dos CVUs para o período a partir de 21 de dezembro de
2021, mantendo-se os valores aprovados por meio do Despacho SRG nº 3.115, de 2021 e (iii)
DETERMINAR à SRG que execute instrução, com vistas a regulamentar de forma expressa a
matéria, antecipando o cronograma dessa atividade na Agenda Regulatória e, eventualmente,
aplicando soluções normativas excepcionais, tais como, aplicação da norma como projeto piloto e
redução de prazos regulamentares de Consulta Pública.
Brasília, 10 de maio de 2022.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor