16ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,  
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 
Diretoria, consubstanciada por meio do Despacho nº 3.9931, 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-SRG-
SFF/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, trata-
se 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). 
28. 
Na Figura 1 a seguir, apresenta-se a evolução da PM da UTE Araucária, em R$/m3, 
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. 
 
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 
Figura 2  – Evolução da PM da UTE Araucária e a relação entre o preço de compra e o 
efetivamente pago pela Petrobrás

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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. 
 
32. 
Em consulta8 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-e-
biocombustiveis/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-Sul-
Centro-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-gas-
natural/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
43. Esse contexto fático, de um agente com posição dominante em praticamente todos  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.  

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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 
Item da solicitação 
Documento 
Valor 
Período de aplicação 
solicitado 
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 
Carta 
INP/PRI/ARX 
0525/2021, de 
R$ 
1.054,90/MWh 
Entre 31/07/2021 e 
02/09/2021 
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 
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.
Item da solicitação  Documento  Valor  Período de aplicação
solicitado
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)  Carta
INP/PRI/ARX
0525/2021, de  R$
1.054,90/MWh  Entre 31/07/2021 e
02/09/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)    R$  

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30/07/2021 
1.214,06/MWh 
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 
INP/ARX 
0086/2021, de 
02/09/2021 
R$ 
1.265,36/MWh 
Entre 03/09/2021 e 
30/09/2021 
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 
R$ 
1.424,52/MWh 
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 
INP/ARX 
0170/2021, de 
30/09/2021 
R$ 
2.073,66/MWh 
Entre 01/10/2021 e 
08/10/2021 
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 
R$ 
2.232,82/MWh 
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 
Carta INP/ARX 
0200/2021, de 
08/10/2021 
R$ 
2.665,00/MWh 
Entre 09/10/2021 e 
08/11/2021 
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 
R$ 
2.824,16/MWh 
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 
Carta INP/ARX 
0278/2021, de 
08/11/2021 
R$ 
2.653,05/MWh 
A partir de 
01/11/2021* 
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 
R$ 
2.812,21/MWh 
CVU (s/ inclusão dos custos fixos) 
R$ 
2.037,43/MWh 
A partir de 
06/11/2021* 
CVU (c/ inclusão dos custos fixos) 
R$ 
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.
  30/07/2021  1.214,06/MWh  
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)  INP/ARX
0086/2021, de
02/09/2021  R$
1.265,36/MWh  Entre 03/09/2021 e
30/09/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)    R$
1.424,52/MWh  
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)  INP/ARX
0170/2021, de
30/09/2021  R$
2.073,66/MWh  Entre 01/10/2021 e
08/10/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)    R$
2.232,82/MWh  
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)  Carta INP/ARX
0200/2021, de
08/10/2021  R$
2.665,00/MWh  Entre 09/10/2021 e
08/11/2021
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)    R$
2.824,16/MWh  
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)  Carta INP/ARX
0278/2021, de
08/11/2021  R$
2.653,05/MWh  A partir de
01/11/2021*
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)    R$
2.812,21/MWh  
CVU (s/ inclusão dos custos fixos)    R$
2.037,43/MWh  A partir de
06/11/2021*
CVU (c/ inclusão dos custos fixos)    R$
2.196,59/MWh  

Pág. 16 de 17 
 
 
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