10ª Reunião Pública Extraordinária 
8/10/2021 
VOTO 
 
PROCESSOS: 48500.004406/2021-90 
INTERESSADO: Companhia Energética Potiguar – CEP 
RELATORA: Hélvio Neves Guerra 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG)  
ASSUNTO: Recomposição temporária do Custo Variável Unitário – CVU das Usinas Termelétricas – UTE 
Potiguar I e III, 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 agosto de 2021, na 3ª reunião da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão 
Hidroenergética (CREG), ficou determinado1 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). 
2. 
Em 26 de agosto de 2021, a Companhia Energética Potiguar – CEP titular das usinas 
termelétricas (UTE) Potiguar e UTE Potiguar III, solicitou2 a aprovação de seu Custo Variável Unitário (CVU) 
extraordinário; complementando as informações em 15 de setembro de 20213 e em 22 de setembro de 
20214. 
3. 
Em 13 de setembro de 2021, na 10ª Sessão de Sorteio Público, o processo foi distribuído 
antecipadamente a minha relatoria. 
4. 
Em 28 de setembro de 2021, por meio da Nota Técnica nº 105/20215, a Superintendência 
de Regulação dos Serviços de Geração (SRG), a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira 
 
1 Ofício Circular nº 2/2021/CREG-MME, documento SicNet nº 48532.002645/2021-0. 
2 48513.023667/2021-00 
3 48513.025459/2021-00 
4 48513.026052/2021-00 e 48513.026100/2021-00 
5 48550.000556/2021-00.

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(SFF) e a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado (SRM) analisaram as condições 
para recomposição excepcional e temporária de CVU para as UTE Potiguar e Potiguar III. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
5. 
Trata-se de recomposição excepcional e temporária dos custos variáveis do CVU das UTE 
Potiguar e Potiguar III, com base em parâmetros regulatórios de eficiência e preços de mercado, nos 
termos da determinação da CREG. 
6. 
A UTE Potiguar, objeto de autorização pela Resolução nº 346/2002, está localizada no 
município de Macaíba, estado do Rio Grande do Norte, é composta por 48 unidades motogeradoras com 
potência total de 52.800 kW, utilizando óleo diesel como combustível, cuja garantia física foi 
comercializada no âmbito do Leilão nº 002/2006 – ANEEL. 
7. 
A UTE Potiguar III, objeto de autorização pela Portaria MME nº 65/2007, também está 
localizada no município de Macaíba, estado do Rio Grande do Norte, é composta por 50 unidades 
motogeradoras com potência total 66.000 kW, utilizando óleo diesel como combustível, cuja garantia 
física também foi comercializada no âmbito do Leilão nº 002/2006 – ANEEL. 
8. 
Com base na determinação da CREG, a Companhia Energética Potiguar encaminhou pedido 
de aprovação de CVU extraordinário no valor de R$ 1.546,06/MWh, para as duas usinas citadas, e 
apresentou os parâmetros para o cálculo dos custos de operação das UTE. 
9. 
Hoje o CVU dessas usinas é de: UTE Potiguar R$ 1.004,48/MWh e UTE Potiguar III 
R$1.004,47/MWh. 
 
II.2 – Do valor do CVU 
10. 
O CVU apresentado pela CEP tem a seguinte composição: 
Tabela 1 - Composição do CVU extraordinário das UTE Potiguar e Potiguar III, apresentado pela CEP em 22/9/2021 
Parcela 
unidade 
jul/21
Parcela  unidade  jul/21

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Preço Médio de Distribuição - Óleo Diesel  
R$/L 
4,195 
Consumo Específico da UTE 
L/MWh 
289 
Subtotal Combustível 
R$/MWh 
1.212,36 
Lubrificante variável  
R$/MWh 
10,83 
Provisão preventiva C32 - 250 horas  
R$/MWh 
9,12 
Provisão preventiva KTA50 - 300 horas  
R$/MWh 
8,24 
Provisão preventiva C32 - 2000 horas  
R$/MWh 
1,49 
Provisão overhaul C32 - 4750 horas  
R$/MWh 
152,94 
Provisão overhaul KTA50 - 6000 horas  
R$/MWh 
3,96 
Provisão overhaul KTA50 - 12000 horas  
R$/MWh 
43,16 
MOB variável (operação dos MGs)  
R$/MWh 
37,17 
Manutenção Corretiva  
R$/MWh 
36,69 
Subtotal O&M  
R$/MWh 
303,6 
Custo financeiro com combustível - 45 dias  R$/MWh 
15,08 
PIS/COFINS débito  
R$/MWh 
140,22 
PIS/COFINS crédito  
R$/MWh 
138,83 
P&D  
R$/MWh 
13,62 
Subtotal encargos diversos  
R$/MWh 
30,1 
Total 
R$/MWh 
1.546,06 
 
11. 
O pleito da CEP tem amparo na deliberação da CREG sob a qual permitiu-se, de forma 
extraordinária, até 31 de dezembro de 2021, a recomposição do CVU para usinas a óleo diesel vinculadas 
com contratos de comercialização no ambiente regulado para o suprimento energético do SIN. 
12. 
Sobre os valores apresentados pela empresa, as áreas técnicas avaliaram que, em relação 
ao preço do óleo diesel, a ANP recomendou a utilização dos preços médios de distribuição para o 
segmento de revenda, publicados pela ANP, como referência na precificação do óleo diesel utilizado nas 
usinas termelétricas. Assim, as áreas técnicas concluíram que o valor da médio mensal do preço de 
distribuição do óleo diesel S500 para o estado do Rio Grande do Norte para o mês de julho de 2021 é igual 
a R$ 4,195/litro, e está de acordo com o valor apresentado pela empresa em sua correspondência de 22 
de setembro de 2021. 
13. 
Quanto à eficiência, a SRG apontou que o consumo específico declarado, de 289 
litros/MWh, é elevado quando comparado aos limites de consumo específico por central geradora 
definidos no Anexo da Resolução Normativa nº 801/2007 (aplicável aos sistemas isolados). 
14. 
De todo modo, considerando a falta de normativo específico que oriente a um parâmetro 
regulatório aplicável diretamente à situação excepcional de recomposição de CVU determinada pela
  Subtotal Combustível      R$/MWh      1.212,36  
  Subtotal O&M      R$/MWh      303,6  
  Subtotal encargos diversos      R$/MWh      30,1  

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CREG, a SRG entendeu cabível, com o que concordo, a verificação de dados operativos como geração de 
energia e consumo de combustível, para que então seja definido um valor condizente com a performance 
atual das UTE. 
15. 
Assim, nesse contexto da excepcionalidade da deliberação da CREG, pondera-se razoável a 
recomposição do CVU com base no consumo específico médio indicado pela empresa, de 289 
litros/MWh. 
16. 
Não obstante, fica estabelecido que o 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. Ainda, fica 
estabelecida a obrigação ao agente de produzir e encaminhar, mensalmente, relatório técnico 
devidamente amparado em ART, indicando o consumo específico médio das centrais termelétricas, os 
quais serão acompanhados pela fiscalização da Agência.  
17. 
Sobre as demais componentes do custo variável, as áreas técnicas apresentaram os 
seguintes esclarecimentos acerca das parcelas declaradas pelo interessado referente ao custo financeiro, 
O&M e P&D. 
18. 
Com relação à parcela de custo financeiro, as áreas observaram que o valor apresentado 
pela CEP refere-se ao custo de capital regulatório para a geração, mensurado pelo WACC Bruto aplicado 
em 2021: 10,55% a.a. ou 0,84% a.m. pelo prazo de 45 dias, resultando em R$ 15,08/MWh. 
19. 
De acordo com as áreas técnicas, o uso do WACC está coerente com as definições dos 
processos recentes da UTE Palmeiras de Goiás e da UTE Goiânia II. Porém, ao aplicar, no atual pedido, a 
taxa composta para 45 dias, pré-tax, além da atualização pelo Despacho nº 692, de 20216, o resultado 
seria de 1,23% para os 45 dias. 
20. 
Embora a diferença em termos absolutos não seja relevante, as áreas técnicas ponderaram 
que o WACC regulatório pré-tax aplicado ao prazo de 45 dias composto é o que melhor adere a essa 
suplementação de geração, ainda que marginalmente maior. 
 
6 Fixa a atualização dos valores das Taxas Regulatórias de Remuneração do Capital para os segmentos de distribuição, 
transmissão e geração, a serem aplicadas aos processos a ocorrer no período citado.

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21. 
Sob essas premissas, utilizando-se da mesma metodologia de custo financeiro aplicada nos 
já citados processos análogos da UTE Palmeiras de Goiás e da UTE Goiânia II, foi calculado o respectivo 
custo em R$ 14,91/MWh7. 
22. 
Sobre a parcela O&M, a interessada propôs a soma dos custos de lubrificante, mão de obra 
variável, manutenções corretivas, preventivas e provisão de overhaul, no total de R$ 303,60/MWh. 
23. 
Entretanto, a SRG apontou que usando como referência o valor normativo aplicado aos 
sistemas isolados, constante da Resolução Normativa nº 801/20178,  para a faixa de potência das UTE 
Potiguar e Potiguar III, tem-se o valor de R$ 53,39, o qual atualizado equivale a R$ 99,72/MWh (IPCA de 
jul/2021). Valor bastante inferior ao pleiteado pela empresa. 
24. 
Usando como referência o O&M da recomposição excepcional e temporária dos CVU da 
UTE Palmeiras de Goiás9 e UTE Goiânia II10, e ponderando-se que essas usinas guardam bastante 
semelhança técnica com as UTE Potiguar e Potiguar III, inclusive com unidades geradoras equivalentes,  a 
SRG sugeriu, com o que concordo, que se utilize como referência o maior valor dentre os definidos para 
essas duas UTE, correspondente ao O&M da UTE Palmeiras de Goiás, de R$ 137,22/MWh. 
25. 
Sobre o PIS/COFINS, foi declarado o valor de R$ 140,22 de débito e R$ 138,83 de crédito, 
restando R$ 1,39/MWh para esta parcela. Após a reformulação de algumas parcelas, e como resultado da 
análise realizada pelas áreas técnicas, na qual foram corrigidas as bases de cálculo, o valor final ficou em 
R$ 2,52/MWh. 
26. 
No cálculo do P&D foram considerados na base os custos de combustível, O&M e custo 
financeiro aprovados, abatido o valor do PIS/COFINS sobre esta base, cujo resultado ficou em R$ 
12,39/MWh. 
 
7 (Preço diesel R$ 4,195/L x consumo específico de 289 L/MWh x WACC Pré-tax de 6,7596% / (1- IR e CS de 34%) x 45 dias 
compostos). 
8 Estabelece os procedimentos para planejamento, formação, processamento e gerenciamento das parcelas Carvão Mineral e 
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, associadas à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; altera a Resolução 
Normativa ANEEL 583 de 22 de outubro de 2013; revoga as Resoluções Normativas ANEEL 427 de 22 de fevereiro de 2011 e 
a 500 de 17 de julho de 2012; e aprova as alterações nos Submódulos 7.1, 7.2, 7.3, 7.4, 15.10 e 15.11 dos Procedimentos de 
Rede. 
9 48500.004147/2021-05  
10 48500.004146/2021-52
  Estabelece os procedimentos para planejamento, formação, processamento e gerenciamento das parcelas Carvão Mineral e
Conta de Consumo de Combustíveis - CCC, associadas à Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; altera a Resolução  
Normativa ANEEL 583 de 22 de outubro de 2013; revoga as Resoluções Normativas ANEEL 427 de 22 de fevereiro de 2011 e  
a 500 de 17 de julho de 2012; e aprova as alterações nos Submódulos 7.1, 7.2, 7.3, 7.4, 15.10 e 15.11 dos Procedimentos de  
Rede.  

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27. 
Por fim, considerando os ajustes propostos pelas áreas técnicas, tem-se que o valor final 
do CVU a ser aprovado para fins da operação excepcional das UTE até 31 de dezembro de 2021 é de R$ 
1.379,89 para as duas usinas, conforme Tabela 2, a seguir. 
Tabela 2 - Composição em aprovação do CVU das UTE Potiguar e Potiguar III 
Parcela 
unidade 
jul/21 
Preço óleo diesel (c/ impostos) 
R$/L 
4,195  
Consumo específico 
L/MWh 
289,0  
Custo óleo diesel 
R$/MWh 
1.212,36 
Custo financeiro 
R$/MWh 
14,91 
O&M 
R$/MWh 
137,72 
PIS/COFINS 
R$/MWh 
2,52 
P&D (1%) 
R$/MWh 
12,39 
Total 
R$/MWh 
 1.379,89 
 
28. 
Deste CVU, a parcela “custo de óleo diesel” é equivalente ao Ccomb constante nos CCEAR 
das UTE, e a soma das demais parcelas, equivalente ao Co&m. Com isso, destaca-se que o resultado do 
CVU extraordinário visa definir o custo adicional do despacho excepcional das UTE Potiguar e Potiguar III 
até 31 de dezembro de 2021. O reembolso do custo que ultrapasse o valor constante dos CCEAR será feito 
via ESS. 
29. 
Por outro lado, caso o valor do CVU resultante das atualizações dispostas no CCEAR seja 
superior a esse novo CVU calculado, não há necessidade de pagamento adicional via ESS, pois o próprio 
CCEAR será suficiente para remunerar a operação das usinas. 
30. 
No caso das UTE Potiguar I e III o CVU que hoje consta do CCEAR terá o valor final da parcela 
Combustível totalmente atualizada e será contemplada totalmente na Receita de Venda de dezembro de 
202111 . 
II.5 – Da operação das UTE Potiguar e UTE Potiguar III 
 
 
11 O CVU é composto basicamente de duas parcelas: a parcela CVU O&M (Operação e Manutenção) e a parcela CVU. As usinas 
Potiguar e Potiguar III foram vencedoras do 2º LEN. O reajuste do CVU_Comb para as usinas do 2º LEN é efetuado anualmente 
em novembro com base na cotação da Platts, também levando em consideração o frete internacional, obtido considerando as 
plataformas Clarkson e Worldscale.
Parcela  unidade  jul/21

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31. 
Consoante com a decisão da CREG, como já registrado, a recomposição do CVU terá 
vigência até 31 de dezembro de 2021, dessa forma, o planejamento, a programação e a operação pelo 
ONS deverão considerar o novo CVU, bem como pela CCEE na formação do Preço de Liquidação das 
Diferenças (PLD). 
32. 
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 das UTE, nos termos da Resolução Normativa nº 614, de 3 
de junho de 2014, deve ocorrer sem interrupção do seu histórico. 
II.6 – Da contabilização da energia e dos contratos regulados 
33. 
Quanto aos contratos no ambiente regulado da UTE Potiguar e da UTE Potiguar III, como a 
CREG decidiu que “parcela de recomposição de custos variáveis dessas usinas termelétricas dar-se-á por 
meio de encargo para cobertura dos serviços do sistema”, há de se estabelecer as diretrizes a serem 
seguidas pela CCEE para que a operacionalização dos contratos de comercialização das usinas seja 
preservada. 
34. 
As UTE Potiguar e Potiguar III comercializaram 27 MWmed e 29 MWmed, respectivamente, 
no Leilão nº 002/2006, realizado em 2006, com suprimento de 2009 a 2023, mediante Contratos de 
Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR).  
35. 
Esses CCEAR foram celebrados na modalidade disponibilidade, com fixação do valor de CVU 
e critérios próprios para sua atualização, de modo a conferir proteção de preço de energia às 
distribuidoras. Assim, quando o custo marginal de operação do sistema (CMO) supera o CVU estabelecido 
nos respectivos CCEAR (ordem de mérito), a energia gerada pela usina é alocada aos CCEAR. Caso essa 
geração não ocorra, o gerador deve ressarcir o custo excedente das distribuidoras para compra dessa 
energia no mercado de curto prazo, valorada ao Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), nos termos 
das cláusulas contratuais. O ressarcimento, portanto, é proporcional à diferença entre o PLD e o CVU da 
usina estabelecido no contrato. 
36. 
A operação das usinas considerando o novo valor de CVU, originado de novo valor de 
parcela de custo de combustível, maior do que o CVU estabelecido no contrato, não deve alterar a 
operacionalização dos CCEAR celebrados. Caso contrário, as distribuidoras perdem a proteção de preço

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proporcionada pelos CCEAR, e acabam por arcar com o novo custo da parcela de combustível, de forma 
diversa ao que determinou a CREG. 
37. 
Portanto, a CCEE deve operacionalizar os CCEAR considerando o CVU obtido conforme os 
CCEAR celebrados, tanto para efeito da contabilização do Mercado de Curto Prazo, 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 das UTE com o CVU atualizado conforme estabelecido nos 
CCEAR.  
38. 
Também conforme decisão da CREG, os resultados do gerador decorrentes dos processos 
de contabilização de energia no âmbito da CCEE relativos às UTE Potiguar e Potiguar III não estarão 
sujeitos ao rateio da inadimplência no MCP. 
39. 
Adicionalmente, deve-se ponderar sobre a aplicação do item 3.17 do Submódulo 6.2 - 
Notificação e gestão do pagamento de penalidades – dos Procedimentos de Comercialização da CCEE no 
presente caso. Tal item estabelece que “Caso o agente penalizado seja credor na liquidação financeira do 
MCP, este crédito é utilizado para quitação das penalidades”. E, também, quanto à aplicação do 
Submódulo 1.5 – Desligamento da CCEE - dos Procedimentos de Comercialização da CCEE – que define 
procedimentos de desligamento de agente “Por descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE, 
prevista na Convenção de Comercialização, nas Regras e Procedimentos de Comercialização, no Estatuto 
Social da CCEE e demais normas vigentes, mediante procedimento próprio conduzido pela CCEE”. Entre 
essas obrigações incluem-se aquelas relativas a penalidades por insuficiência de lastro de venda. 
40. 
Avalia-se que o objetivo da CREG é estabelecer incentivo econômico-financeiro ao agente 
gerador, tendo em vista os “baixos níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas e a permanência das 
condições adversas de atendimento, tendo sido verificada novamente a ocorrência das piores afluências 
para o Sistema Interligado Nacional (SIN) no período de setembro a julho em 91 anos de histórico”. 
41. 
Se mantida, para o caso em análise, as determinações estabelecidas nos Procedimentos de 
Comercialização supramencionados, no tocante a obrigações relativas a penalidades por insuficiência de 
lastro de venda, há risco potencial de a medida definida pela CREG não surtir o efeito esperado de 
contribuição para o “enfrentamento da atual conjuntura, impactada pela pior escassez hídrica já 
vivenciada no País”.

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42. 
Logo, de sorte a conferir eficácia à decisão da CREG, encaminho meu voto no sentido de 
propor o sobrestamento de eventuais processos de desligamento e de cobrança relativa 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, sem 
prejuízo da eventual quitação dos valores pelo gerador. 
43. 
Quanto ao pedido da CEP para que esse CVU extraordinário seja válido até novembro de 
2021, sob a hipótese do reequilíbrio do CVU pelo CCEAR em dezembro de 2021 resultar em valor superior 
ao que está sendo encaminhado nessa decisão, as áreas técnicas sugerem, com o que concordo, que se 
considere para fins de pagamento o maior valor entre o CVU proveniente do contrato e o CVU 
excepcional. 
44. 
Quanto ao pedido da CEP para que o CVU excepcional tenha efeitos retroativos à data de 
vigência da deliberação da CREG (4/8/2021)12, ou, subsidiariamente, à data de protocolo do pedido da 
CEP para a recomposição do CVU (26/8/2021), temos que a decisão da CREG não sinalizou no sentido de 
retroatividade da eventual recomposição; pelo contrário, remeteu à necessidade de análise e deliberação 
da Agência. Assim, acolho a recomendação das áreas técnicas de que o CVU extraordinário tenha vigência 
a partir da decisão dessa Diretoria. 
45. 
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 nessa decisão. 
III – DIREITO  
46. 
Esta análise fundamenta-se nos seguintes dispositivos legais e normativos: Lei nº 9.427, de 
26 de dezembro de 1996; Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; Medida Provisória nº 1.055, de 28 de 
junho de 2021; Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004; 
Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004; e Resolução Normativa nº 801, de 19 de dezembro de 2017.  
 
12 Pedido que consta da Carta de 22 de setembro de 2021 (48513026052/2021-00): “requer a CEP que o CVU extraordinário, 
uma vez aprovado pela ANEEL, tenha efeitos retroativos à data de vigência da deliberação da CREG, ou seja, 4 de agosto de 
2021. Subsidiariamente, que seja considerada a data que a CEP protocolou o seu pedido de recomposição dos custos variáveis: 
26 de agosto de 2021.”

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IV – DISPOSITIVO 
47. 
Diante do exposto e do que consta do Processo no 48500.004406/2021-90, voto por: 
(i) estabelecer os seguintes critérios para a operação e contabilização de energia das UTE 
Potiguar e UTE Potiguar III, até 31 de dezembro de 2021:  
 
(i.a) o Custo Variável Unitário - CVU excepcional, para operação conforme a deliberação 
da CREG, será de R$ 1.379,89/MWh para ambas as UTE, 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) desde que seja superior aos CVU estabelecidos a partir dos respectivos CCEAR, o 
valor do CVU excepcional estabelecido no item (i.b) e os respectivos parâmetros físicos das UTE Potiguar 
e Potiguar III 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 CCEAR, incluindo receita de venda e 
ressarcimentos, 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 Potiguar e Potiguar 
III 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 às UTE Potiguar e Potiguar III 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 das UTE Potiguar e 
Potiguar III objeto dos CCEAR, considerando a geração e a disponibilidade das usinas, sem interrupção do 
histórico de indisponibilidades; e 
 
(i.i) determinar ação de fiscalização da Superintendência de Fiscalização dos Serviços 
de Geração (SFG) e da Superintendência de Fiscalização Econômica-Financeira (SFF), com apoio da SRG, a 
fim de verificar a conformidade dos valores declarados e, caso seja apurado que o valor declarado pelo

10ª Reunião Pública Extraordinária 
8/10/2021 
interessado não represente o efetivo custo variável de geração, o CVU deverá ser revisto, assim como 
recontabilizado pela CCEE. 
 
(ii) estabelecer que a CCEE e o ONS deverão se articular para dar cumprimento ao disposto 
nos itens acima; e 
 
(iii) determinar que a Companhia Energética Potiguar 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 das UTE, os quais 
serão acompanhados pela fiscalização da Agência. 
 
Brasília, 8 de outubro de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA 
Diretor