VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.004146/2021-52. 
INTERESSADO: Brentech Energia S.A. 
RELATOR: Efrain Pereira da Cruz 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG e Superintendência de 
Regulação Econômica e Estudos do Mercado – SRM. 
ASSUNTO: Recomposição temporária do Custo Variável Unitário – CVU da Usina Termelétrica – UTE 
Goiânia II, 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. 
Na 3ª Reunião da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), 
ocorrida em 5 de agosto último, foi determinado que à ANEEL1 providencie medidas para a recomposição 
do Custo Variável Unitário (CVU) de usinas termelétricas vinculadas com contratos de comercialização no 
ambiente regulado (CCEAR). 
2. 
Por sua vez, a Brentech Energia S.A., proprietária da UTE Goiânia II, que possui vinculação 
com CCEAR, solicitou2 à ANEEL a aprovação de CVU extraordinário no valor de R$ 1.567,56/MWh. 
3. 
Sendo assim, em 27 de agosto de 2021, por meio da Nota Técnica Conjunta nº 88/20213, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG) e a Superintendência de Regulação 
Econômica e Estudos do Mercado (SRM) analisaram as informações encaminhadas pela Brentech Energia 
S.A. para recomposição excepcional e temporária do CVU para a UTE Goiânia II, concluindo-se cabível a 
 
1 Ofício-Circular nº 2/2021/CREG-MME – SICNet 48532.002645/2021-00 
2 Carta nº 14/2021, de 20/08/2021 – SICNet 48513.022575/2021-00 
3 Nota Técnica nº88/2021-SRG-SRM/ANEEL – SICNet 48550.000483/2021-00.

aprovação somente da parcela de custo do combustível, conforme parâmetros de eficiência no consumo 
e preço de mercado de combustível. 
4. 
Com a publicação da citada Nota Técnica, a Brentech após reunião4 para discutir os 
parâmetros utilizados pelas áreas técnicas para composição do preço e da eficiência utilizada no cálculo 
do CVU para a UTE Goiânia II, a empresa protocolou documentação complementar, por meio da carta 
15/20215, reafirmando os pontos levantados na reunião e solicitando prazo adicional de dez para 
apresentação de estudos detalhados que comprovaria a real eficiência da usina. 
5. 
Cumpre registrar que no âmbito de processo6 análogo, que trata da recomposição 
temporária do CVU da UTE Palmeira de Goiás, a Diretora Relatora indagou à CREG se a determinação 
emitida abrangeria uma completa recomposição dos custos variáveis das usinas naquela condição, em 
caráter excepcional e temporário, alcançando outras parcelas que não somente os custos de aquisição do 
combustível ou se restringiria apenas a parcela de custo com combustível. 
6. 
Em resposta, a CREG se manifestou, por meio do Ofício nº 42/2021/CREG-MME7, de 1º de 
setembro de 2021, da seguinte forma: 
“Esclarecemos que a recomposição de custos variáveis tratada na citada determinação 
deve levar em consideração parâmetros de eficiência e preços de mercado para o 
combustível e alcançar as demais componentes do custo variável, afetadas pela geração do 
empreendimento nas condições definidas na determinação, desde que devidamente 
justificadas pelo agente e sujeitas a fiscalização posterior pela Agência”. 
7. 
Por meio de minha assessoria8, solicitei análise da SRG sobre os pontos levantados pela 
Requerente no que tange ao preço de mercado de referência do combustível, e consumo específico, bem 
como sobre os demais custos variáveis na composição do CVU temporário da UTE Goiânia II, diante do 
esclarecimento da CREG apontado no processo análogo.  
 
4 A empresa foi recebida por meio de minha assessoria, juntamente com as áreas técnicas, em 30 de agosto de 2021 
5 Carta 15/2021-BR, de 30/08/2021 0 – SICNet 48513.024037/2021-00. 
6 Processo 48500.004147/2021-05 
7 SICNet 48513.024217/2021-00 
8 Memorando nº 233/2021-ASD/ANEEL, de 01/09/2021 – SICNet 48575.004218/2021-00

8. 
De forma a subsidiar as análises solicitadas, a SRG consultou a Agência Nacional do Petróleo 
(ANP), por meio do ofício nº 48/2021-SRG/ANEEL, de 1º de setembro de 2021, quanto aos preços de 
mercado para o combustível a ser considerado na recomposição dos custos das termelétricas, face a 
determinação da CREG. A ANP prontamente apresentou suas considerações, por meio do ofício nº 
228/2021/SDC/ANP-RJ, na mesma data. 
9. 
Após os esclarecimentos apontados pela CREG, quanto à recomposição de custos variáveis, 
“desde que devidamente justificadas pelo agente e sujeitas a fiscalização posterior pela Agência”, a SRG 
requereu à Brentech Energia S.A. detalhamento acerca dos itens apresentados como “custos variáveis”. 
10. 
A empresa apresentou os dados requeridos em 3 de setembro de 2021, por meio da carta 
16/20219. 
11. 
A SRG e a Superintendência de Fiscalização Econômico-Financeira (SFF) apresentaram suas 
análises mediante Nota Técnica nº 94/2021-SRG-SFF/ANEEL10. 
12. 
É o relatório. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
III.1 – Da contextualização 
 
13. 
Desde 5 de maio de 2021, o ONS está autorizado a despachar todos os recursos de geração 
termelétrica fora da ordem de mérito, conforme Ata da 247ª Reunião do Comitê de Monitoramento do 
Setor Elétrico – CMSE, o que inclui a UTE Goiânia II. 
14. 
Trata-se, portanto, de avaliação e estabelecimento de recomposição extraordinária e 
temporária do CVU a ser aprovado para UTE Goiânia II, tendo em vista deliberação da CREG em sua 3ª 
reunião, realizada em 5 de agosto de 2021, que determinou:  
“ouvida a ANP sobre a avaliação dos preços de mercado para o combustível, que providencie as 
medidas para recomposição de custos variáveis de operação das usinas termelétricas movidas a 
 
9 Carta 016/2021-BR, de 03/09/2021- SICNet 48513.024620/2021-00 
10 SICNet 48550.000517/2021-00

óleo diesel vinculadas com contratos de comercialização no ambiente regulado para o suprimento 
energético do SIN, com base em parâmetros regulatórios de eficiência e preços de mercado para 
o combustível. A parcela de recomposição de custos variáveis dessas usinas termelétricas dar-se-á 
por meio de encargo para cobertura dos serviços do sistema previsto na Lei 10.848/2004, art. 1º, § 
10, em consonância com o disposto no § 3º, Art. 2º, da MP 1.055/21, e terá vigência até 31 de 
dezembro de 2021, ficando excluída do rateio da inadimplência do Mercado de Curto Prazo (MCP)”. 
15. 
A UTE Goiânia II, objeto de autorização pela Portaria MME nº 218/200611, fica localizada no 
Município de Aparecida de Goiânia, Estado de Goiás, composta por 116 (cento e dezesseis) unidades 
motogeradoras com potência total 140,331 MW em ciclo diesel, cuja garantia física foi comercializada no 
âmbito do Leilão nº 002/2005 – ANEEL. 
16. 
A Brentech Energia S.A. encaminhou inicialmente pedido de aprovação de CVU 
extraordinário no valor de R$ 1.567,56/MWh e apresentou os parâmetros para o cálculo dos custos de 
operação da UTE. 
17. 
Inicialmente, ao interpretar a citada determinação da CREG, as áreas técnicas pautaram 
suas análises, consolidadas na Nota Técnica 88/2021-SRG-SRM/ANEEL, somente na parcela de custo de 
combustível componente do CVU, restringindo a avaliação no consumo específico da UTE e no preço do 
combustível, enquanto as demais parcelas componentes do CVU deveriam respeitar o já exposto nos 
contratos regulados vigentes. 
18. 
Após esclarecimentos acerca da abrangência da determinação da CREG e envio de novos 
dados para detalhamento dos custos componentes do CVU requerido, a empresa apresentou a 
composição do CVU extraordinário no valor de R$ 1.550, 26/MWh. Ao passo que as áreas técnicas 
complementaram suas avaliações, as quais passo a analisar. 
 
III.2 – Do valor do CVU extraordinário 
 
Valor Requerido do CVU 
 
11 Modificações subsequentes pelo Despacho nº 3.527/2007, Despacho nº 4.439/2008, Resolução Autorizativa nº 3.335/2012 
e Despacho nº 2.809/2018

19. 
Originalmente, a Brentech Energia S.A apresentou, por meio da Carta nº 14/2021, de 20 de 
agosto de 2021, um Custo Variável Unitário (CVU) de R$ 1.567,56/MWh, com a seguinte composição: 
Tabela 1 - composição do CVU extraordinário da UTE Goiânia II, apresentado pela BRENTECH (20/08/2021) 
Parcela 
unidade 
jul/21 
Preço óleo diesel (c/ impostos) 
R$/L 
4,71  
Consumo específico 
L/MWh 
289  
Custo óleo diesel 
R$/MWh 
1.361,19 
 
 
 
O&M preventive 
R$/MWh 
         72,64  
O&M corretivo 
R$/MWh 
         18,16  
CDI+taxa 
% a.a. 
13,20% 
Custo financeiro 
R$/MWh 
         88,61  
Taxas diretas (MME/Finep, 0,7%) R$/MWh 
           6,99  
Perdas na rede básica (0,2% 
R$/MWh 
         19,97  
Total 
R$/MWh 
   1.567,56  
Fonte: Nota Técnica 88/2021-SRG/SRM/ANEEL 
20. 
Posteriormente, por meio da carta 16/2021, de 3 de setembro de 2021, ao apresentar o 
detalhamento dos dados solicitados pela SRG, a empresa apresentou um CVU de R$ 1.550,26/MWh, com 
novo detalhamento sobre os custos variáveis. 
Tabela 2 - Pedido de CVU para a UTE Goiânia II (3/9/2021) 
Parcela 
unidade 
jul/21 
Preço óleo diesel (c/ impostos) 
R$/L 
4,53  
Consumo específico 
L/MWh 
289,00  
Custo óleo diesel 
R$/MWh 
1.309,17  
Óleo Lubrificante 
R$/MWh 
11,75 
Manutenção preventiva (geração 2.784) R$/MWh 
94,18 
Manutenção corretiva (geração 2.784) 
R$/MWh 
14,13 
Subtotal O&M 
R$/MWh 
120,06 
Custo financeiro variável (13,2% a.a.) 
R$/MWh 
21,78 
P&D 
R$/MWh 
15,67 
Perdas até o C.G. 
R$/MWh 
41,84 
PIS/COFINS (líquido) 
R$/MWh 
33,87 
Total 
R$/MWh  1.550,26  
 
21. 
A recomposição do CVU extraordinário e temporário da UTE Goiânia II passa pela avaliação 
de duas parcelas: a primeira referente ao custo de combustível (Ccomb), que resulta do preço de
  Parcela      unidade      jul/21  
  Parcela      unidade      jul/21  

referência do combustível e do consumo específico da usina e, a segunda referente ao custo de operação 
e manutenção (CO&M), composta pelas demais parcelas de custos variáveis apresentadas pelo Agente. 
Preço de Referência do Combustível 
22. 
Sobre o preço declarado pela empresa originalmente de R$ 4,71/L e posteriormente de R$ 
4,53/L, a Brentech alega que, apesar da localização da usina ser no município de Aparecida de Goiânia, a 
base de carregamento para compra do combustível (diesel S10) é a cidade de Goiânia, devido ao seu porte 
de consumo e características. Além disso, a empresa sustenta que a usina estaria sujeita ao preço de 
aquisição do combustível do consumidor final (revenda). 
23. 
Frente ao valor declarado, as áreas técnicas tomaram por base os preços de mercado, com 
fonte nos preços publicados no painel dinâmico da ANP12, onde se observou, inicialmente, a média do 
Município de Aparecida de Goiânia/GO no valor de R$ 4,27/L para os preços de distribuição em base 
mensal, julho/2021. 
24. 
Nota-se que havia uma diferença de patamar significante na referência de preços utilizada 
na composição do custo de combustível: preço de revenda versus preço de distribuição. Assim, de forma 
a dissipar qualquer dúvida, a SRG questionou a ANP sobre o tema, que se posicionou recomendando 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: 
Em função da (i) representatividade do segmento de revenda, (ii) da rotina estabelecida de 
tratamento, cálculo e publicação dos preços médios de distribuição para o segmento de revenda e 
(iii) da heterogeneidade de atividades econômicas no conjunto de grandes consumidores, 
recomenda-se 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. 
 
25. 
Sendo assim, a curva de evolução de preços médios que deve ser observada é a de 
distribuição e não a de revenda. Entretanto, quanto à referência de preços utilizadas na Nota Técnica nº 
88/2021-SRG-SRM/ANEEL na localidade da usina em Aparecida de Goiânia/GO, corroboro o 
entendimento das áreas em evoluir e utilizar como referência a base mensal do Estado de Goiás, que 
 
12 https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/paineis-dinamicos-da-anp/painel-dinamico-de-precos-de-combustiveis-e-
derivados-do-petroleo

acomodará melhor as discrepâncias do mercado da região, de forma que a referência de preços médios 
para o óleo diesel S10 a ser adotado é de 4,315 R$/L, com base em julho de 2021, conforme estratificado 
da Figura 1. 
 
Figura 1 – Evolução do preço do óleo diesel no Estado de Goiás 
(fonte: Painel dinâmico ANP – preços de revenda de combustíveis) 
Consumo Específico 
26. 
Quanto à eficiência, há que se ressaltar que os limites de consumo específico por central 
geradora definidos na Resolução Normativa nº 801, de 2007, não representam fidedignamente as 
características observadas na UTE Goiânia II, uma vez que a norma estabelece a eficiência global da usina 
para empreendimentos que operam em sistemas isolados. Entretanto, na ausência de regulamentação 
específica para o caso em tela, se buscou um referencial na referida norma. Destaco os valores de 
referência da Resolução:

Tabela 3 - valores regulatórios por potência total de central termoelétrica 
 
27. 
Assim, é possível observar que o consumo específico declarado pela Brentech de 289 
L/MWh para a UTE Goiânia II representa uma eficiência equivalente a usinas de potência total inferior a 
2,5 MW, usando como referência os parâmetros regulatórios, apesar de sua potência de mais de 140 MW. 
Tem-se ainda que a UTE Goiânia II é formada por uma configuração incomum de 116 unidades geradoras, 
o que desfavorece a eficiência energética por conta das características construtivas das unidades 
geradoras de menor potência. 
28. 
Neste sentido, a fim de ponderar-se o consumo específico da usina com os padrões 
regulatórios definidos em regulamento, a SRG e SRM consideraram em sua análise  exposta na Nota 
Técnica 88/2021-SRG-SRM/ANEEL que, com unidades geradoras de potência média de 1,21 MW (140,33 
MW/116 unidades), teríamos uma usina hipotética de 3,63 a 6,05 MW, o que traz a referência do 
consumo específico regulatório de 283 L/MWh. 
29. 
Ocorre que, este parâmetro foi contestado pela Requerente ao afirmar que, baseado em 
estudos, “a introdução do biodiesel no combustível consumido na usina acabou por reduzir seu poder 
calorífico, e, por conseguinte degradar o consumo específico das suas unidades geradoras”. Pontuou ainda 
que o cálculo disposto na Nota Técnica nº 88/2021 “deixou de se considerar características técnicas

peculiares e a necessidade de instalação de equipamentos e sistemas auxiliares que trazem uma 
majoração das perdas elétricas da central”. Entretanto, não apresentou dados suficientes para validação 
do valor apresentado, ao passo que prazo adicional de dez dias para apresentar estudo técnico sobre o 
tema. 
30. 
Diante da controvérsia e considerando as especificidades que envolve o caso, solicitei nova 
análise da SRG, a fim de ponderar o melhor encaminhamento do tema.   
31. 
Em suas considerações, registrada na análise complementar contida na Nota Técnica nº 
94/2021-SRG-SFF/ANEEL, a SRG apontou a ausência de evidências pormenorizadas para o parâmetro de 
consumo de combustível declarado pela empresa, ao justificar um referencial regulatório com base na 
Resolução Normativa nº 801/2007. Diante dessa situação de inexistência expressa de parâmetro 
regulatório aplicável diretamente à situação excepcional de recomposição de CVU determinada pela 
CREG, a Superintendência compreende ser cabível para delimitar um patamar a ser considerado 
regulatoriamente nessa instrução excepcional, a verificação de dados operativos como geração de energia 
e consumo de combustível, para que fosse definido um valor condizente com a performance atual da UTE 
Goiânia II. 
32. 
Nesse sentido, encaminhou como proposta alternativa a adoção provisória do valor 
declarado na petição inicial (289 L/MWh), acompanhado de determinação ao agente gerador de 
apresentação de relatório técnico acompanhado de Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) 
comprovando o valor declarado. Em caso de não apresentação em prazo factível, se adotaria o valor de 
referência de consumo específico regulatório (283 L/MWh). 
33. 
Complementarmente, deve ser estabelecida ao agente de geração a obrigação de produzir 
e encaminhar, mensalmente, relatório técnico devidamente amparado em ART, indicando o consumo 
específico médio da central termelétrica, os quais serão acompanhados pela fiscalização da Agência. A 
produção das orientações a respeito dos relatórios, contemplando diretrizes metodológicas para sua 
elaboração devem ser elaboradas pela SFG e SRG.  
34. 
Nesse contexto da excepcionalidade da deliberação da CREG, emanada para viabilizar 
maior disponibilidade de empreendimentos para agregar capacidade de produção de energia elétrica

nesse momento de escassez hídrica sem precedentes no histórico observado, compreendo plausível 
delimitar tal abordagem para possibilitar o retorno à operação do projeto termelétrico em questão. 
35. 
Sendo assim, considerando o impacto do valor do consumo específico na composição do 
CVU e que variações deste valor podem ensejar custos excedentes a serem reembolsados via Encargos de 
Serviços do Sistema (ESS) ou ainda em impactos financeiros à operação pretendida com a determinação 
da CREG, compartilho do entendimento das áreas técnicas e proponho considerar o valor declarado de 
289 L/MWh para o consumo específico da UTE, condicionadas às comprovações encaminhadas neste 
voto e à ação de fiscalização, sujeitas a aplicação do valor de referência de consumo específico regulatório 
ou aquele comprovado em fiscalização, em caso de descumprimento. 
Demais Custos Variáveis (Parcela CO&M) 
36. 
Em 3 de setembro de 2021, ao apresentar o detalhamento dos dados solicitados pela SRG, 
a empresa apresentou um CVU de R$ 1.550,26/MWh, detalhando entre os custos variáveis parcelas 
referentes a óleo lubrificante, manutenções preventiva e corretiva, custos financeiros, P&D, perdas e 
PIS/COFINS, conforme pode ser observado na Tabela 2 deste voto. 
37. 
Inicialmente, com a interpretação de que esta parcela não estava em discussão na 
determinação exarada pela CREG, o custo de CVU temporário calculado na Nota Técnica nº 88/2021-SRG-
SRM/ANEEL considerou o valor contratual da parcela vinculada aos demais custos variáveis (CO&M), 
contida nos CCEARs para os quais a UTE Goiânia II é objeto. 
38. 
Ocorre que este critério foi adotado pelas áreas técnicas para análise da composição do 
CVU da UTE Goiânia II e da UTE Palmeira de Goiás, tendo havido contestação por parte dos agentes em 
ambos os casos. Assim, no âmbito do processo 48500.004147/2021-05, que trata da recomposição 
temporária do CVU da UTE Palmeira de Goiás, a Diretora Relatora indagou à CREG quanto à “amplitude 
da citada determinação, se apenas aplicável à parcela de custo com combustível ou se abrangente de tal 
modo que permita a incorporação dos demais custos elencados no requerimento da UTE Palmeira de 
Goiás”.

39. 
Em resposta, a CREG se manifestou, por meio do Ofício nº 42/2021/CREG-MME13, de 1º de 
setembro de 2021, da seguinte forma: 
“Esclarecemos que a recomposição de custos variáveis tratada na citada determinação 
deve levar em consideração parâmetros de eficiência e preços de mercado para o 
combustível e alcançar as demais componentes do custo variável, afetadas pela geração 
do empreendimento nas condições definidas na determinação, desde que devidamente 
justificadas pelo agente e sujeitas a fiscalização posterior pela Agência”. (grifo nosso) 
40. 
Observa-se que o esclarecimento da CREG acerca do tema em questão foi no sentido de 
que a recomposição dos custos variáveis deve levar em consideração os parâmetros de eficiência e os 
preços de mercado do combustível e alcançar as demais componentes do custo variável, afetadas pela 
geração do empreendimento nas condições definidas na determinação, desde que devidamente 
justificadas pelo agente e sujeitas a fiscalização posterior pela Agência. 
41. 
Isto posto, considerando a similaridade dos casos e que a UTE Goiânia II e a UTE Palmeira 
de Goiás estão inseridas na mesma determinação da CREG, solicitei avaliação da SRG quanto aos demais 
custos variáveis apresentados pela Brentech contemplados na parcela de custos de Operação e 
Manutenção (O&M), detalhados na Tabela 1. 
42. 
Instada a apresentar memória de cálculo e maior detalhamento dos parâmetros 
apresentados como “demais custos variáveis”, a Brentech apresentou, por meio da carta 16/2021, novo 
valor de CVU, com detalhamento nos custos de O&M e acrescido de parcela referente ao PIS/COFINS, 
conforme pode ser observado na Tabela 2. 
43. 
Foram listados os custos de óleo lubrificante, manutenção corretiva e preventiva dos 
equipamentos, que serão incorridos até 31/12/2021, seguindo uma referência de despacho de até 2.784 
horas, no valor total de R$ 120,06/MWh. 
44. 
Diante dos dados apresentados, as áreas recomendaram não acatar o valor referente à 
manutenção corretiva, visto que, diante das assimetrias de informações intrínsecas, este valor pode estar 
 
13 SICNet 48513.024217/2021-00

associado a custo de tratamento do histórico de geração passado da usina, não alcançado pela 
determinação da CREG.  
45. 
Assim, diante do valor apresentado de R$ 120,06/MWh, há que se aplicar o valor de R$ 
105,93/MWh como referência para o O&M, tendo em vista a glosa referente à manutenção corretiva. 
46. 
Sobre o PIS/COFINS, nesta atualização foi declarado o valor de R$ 144,95 de débito e R$ 
111,08 de crédito, restando R$ 33,87/MWh para esta parcela. Ocorre que, após a reformulação de 
algumas parcelas e como resultado da análise realizada pela SFF, na qual foram corrigidas as bases de 
cálculo, o resultado ficou em R$ 5,99/MWh.  
47. 
No tocante à parcela de custo financeiro, observa-se que o valor apresentado pela Empresa 
foi de R$ 29,65/MWh, representado em R$ 21,78/MWh pelo custo declarado para o combustível (R$ 
1.309,17/MWh), considerando a taxa cotada junto a 3 (três) instituições financeiras a juros simples de 
1,10% por 46 dias e por um adicional de R$ 7,87/MWh de custo financeiro de ESS. 
48. 
Habitualmente, em project finance ou em UTEs com demanda previamente contratada, o 
custo financeiro decorrente de eventual necessidade de capital de giro está implícito no custo da energia 
ofertada. Entretanto, como o atual caso se trata de uma recomposição de custos para fazer frente a uma 
geração determinada pela CREG, diante do custo suplementar do combustível (o qual requer liquidação 
à vista) e o prazo para recebimento do reembolso pela CCEE (aproximadamente 45 dias), as 
Superintendências opinaram pela necessidade de prover o custo financeiro, embora sob premissas 
diferentes. 
49. 
O custo de combustível recalculado foi de R$ 1.247,04/MWh e a diferença de prazo em 
45 dias. Quanto à taxa, a Empresa aplicou um spread de 1,10% a.m. na forma de juros simples. Cabe 
observar que a Empresa cotou três instituições financeiras (Banco Fibra, Banco BBM e Banco Pine), cujas 
taxas variaram entre 1,09% a.m. e 1,10% a.m. pré-fixados.  
50. 
Nesse ponto, coube às áreas também trazer à tona, um referencial regulatório, assim como 
utilizado no consumo específico. Para isso, tem-se um custo de capital regulatório para a geração 
mensurado pelo WACC Bruto calculado em 10,55% a.a., conforme regras estabelecidas no Proret 12.3, 
para aplicação em 2021, o que perfaz uma taxa mensal de 0,84% a.m.

51. 
É sabido que o WACC é composto por uma parcela de capital próprio, naturalmente de 
custo mais elevado, e uma de terceiros. Nessa toada, seria possível considerar apenas o custo de capital 
de terceiros, menos oneroso, entretanto, o capital de giro real também poderá ser suportado por recursos 
próprios, como os decorrentes da operação de geração pré-contratada. Embora a diferença de custo em 
termos absolutos não seja relevante (1,10% x 0,84%), a avaliação apresentada pela SFF é de que o WACC 
regulatório é o que melhor adere a essa suplementação de geração, ainda que o custo efetivo possa ser 
maior - o custo financeiro encontrado no mercado de crédito depende do fator de risco atribuído ao 
cliente pela instituição financeira, da variação de diversos indicadores econômicos e do produto de crédito 
escolhido. 
52. 
A partir de tais premissas, calculou-se o custo financeiro em R$ 15,52/MWh14, para o qual 
acompanho entendimento e encaminho para consideração na composição do CVU da UTE Goiânia II de 
forma excepcional. 
53. 
Quanto às parcelas de P&D (1% da receita operacional líquida) e de perdas até o centro de 
gravidade (declarada em 2,67%), estas são percentuais do resultado a ser aprovado, entretanto foram 
apuradas em valores distintos dos declarados. 
54. 
No cálculo do P&D foram considerados na base os custos de combustível, O&M e 
financeiro, abatido o valor do PIS/COFINS sobre esta base, cujo resultado ficou em R$ 12,42/MWh. Já as 
perdas foram feitas com a mesma base do P&D, aplicado o índice declarado de 2,67%, com o resultado 
de R$ 36,54/MWh. 
Composição final do CVU 
55. 
A partir da avaliação dos parâmetros, tem-se que o custo de combustível (Ccomb) somado 
ao valor da parcela vinculada aos demais custos variáveis (Co&m), resultará no CVU extraordinário para 
fins de operação excepcional da UTE Goiânia II no valor de R$ 1.423,43/MWh, até 31 de dezembro de 
2021, conforme Tabela 3.  
Tabela 2 - Composição final do CVU da UTE Goiânia II 
Parcela 
unidade 
jul/21 
Preço óleo diesel (c/ impostos) R$/L 
4,315  
 
14 Combustível de R$ 1.247,04/MWh x spread de 10,55% a.a. x 45 dias compostos
  Parcela      unidade      jul/21  

Consumo específico 
L/MWh 
289,00  
Custo óleo diesel 
R$/MWh 
1.247,04 
Custo financeiro 
R$/MWh 
15,52 
O&M 
R$/MWh 
105,93 
Perdas até o C.G. (2,67%) 
R$/MWh 
36,54 
PIS/COFINS 
R$/MWh 
5,99 
P&D (1%) 
R$/MWh 
12,42 
Total 
R$/MWh 
 1.423,43 
 
56. 
Deste CVU, a parcela “custo de óleo diesel” é equivalente ao Ccomb constante nos CCEARs 
da UTE, e a soma das demais parcelas, equivalente ao CO&M. Com isso, tem-se o custo adicional para fins 
de cumprimento da determinação da CREG referente ao despacho excepcional da UTE Goiânia II até 31 
de dezembro de 2021. Destaca-se que o reembolso do custo que ultrapassa o valor constante dos CCEARs 
será feito via Encargo do Serviço do Sistema (ESS), no qual, efetivamente, se coloca como resultado a 
diferença entre o CVU ora calculado e o custo variável contratual (Ccomb + CO&M). 
57. 
Cabe ressaltar que os valores declarados, em linha com a determinação da CREG, estão 
sujeitos a fiscalização posterior pela Agência, de forma que, caso seja apurado que o valor declarado pelo 
interessado não represente o efetivo custo variável de geração, o CVU deverá ser revisto, assim como 
recontabilizado pela CCEE. 
58. 
Por derradeiro, registra-se, que em consulta efetuada em 2/9/2021 o valor mais recente 
disponibilizado pela ANP em seu sítio eletrônico refere-se a julho de 2021 e, portanto, não foi possível a 
definição de CVU para o mês de agosto. Assim, é necessário estabelecer mecanismo de reajuste mensal, 
a ser conduzido no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e contemplado nos 
processos de contabilização de energia da Câmara. Para isso, voto por determinar à SRG e à SRM que 
encaminhe o memorial de cálculo adotado nesta análise para a CCEE, indicando os campos de atualização 
dos referenciais do preço do óleo diesel. 
III.3 – Da operação da UTE 
 
59. 
Nos termos da deliberação da CREG em sua 3ª reunião, ficou estabelecido que a 
recomposição dos custos variáveis terá vigência até 31 de dezembro de 2021. Nessa linha, compreende-
se que, com respeito ao planejamento, programação e operação da UTE Goiânia II pelo Operador Nacional 
do Sistema Elétrico (ONS), a usina apresentará novo CVU até 31 de dezembro de 2021, o que repercutirá

em retomada de disponibilidade de geração para o SIN. Desse modo, tanto o novo valor do CVU quanto 
eventuais novos parâmetros físicos decorrentes da retomada da disponibilidade deverão ser considerados 
pelo ONS na cadeia de programas computacionais de programação dos despachos, bem como pela CCEE 
na formação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD). 
60. 
Nessa esteira, a parcela de custo de combustível a ser homologado para a operação nos 
termos da decisão da CREG, referenciado ao mês de julho de 2021, deverá ser adotada na composição do 
CVU da UTE pela CCEE, o que deve alimentar os processos do ONS. O valor do CVU deve ser atualizado à 
medida que a CCEE efetue as atualizações da parcela de custo de combustível e subsidie o Operador com 
o valor atualizado.  
61. 
Além disso, uma vez que a usina deve atender aos contratos regulados vigentes, avalia-se 
que deve ser mantido o processo de apuração de disponibilidade, o qual confere lastro a esses contratos. 
Nessa linha, a apuração de indisponibilidades da UTE, nos termos da Resolução Normativa nº 614, de 
2014, deve ocorrer sem interrupção do seu histórico. 
 
III.4 - Da contabilização da energia e dos contratos regulados 
 
62. 
Quanto aos contratos no ambiente regulado da UTE Goiânia II, 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 da UTE Goiânia II seja preservada. 
63. 
A UTE Goiânia II comercializou 65 MWmed no 1º Leilão de Energia Nova (LEN), realizado 
em 2005, com suprimento de 2009 a 2023, mediante Contratos de Comercialização de Energia no 
Ambiente Regulado (CCEARs). 
64. 
Esses CCEARs 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 CCEARs (ordem de mérito), a energia gerada pela usina é alocada aos CCEARs. Caso essa 
geração não ocorra, o gerador deve ressarcir o custo excedente das distribuidoras para compra dessa

energia no MCP, valorada a PLD, nos termos das cláusulas contratuais. O ressarcimento, portanto, é 
proporcional à diferença entre o PLD e o CVU da usina estabelecido no contrato. 
65. 
A operação da usina 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 CCEARs celebrados. Caso contrário, as distribuidoras perdem a proteção de preço 
proporcionada pelos CCEARs, e acabam por arcar com o novo custo da parcela de combustível, de forma 
diversa ao que determinou a CREG. 
66. 
Portanto, a CCEE deve operacionalizar os CCEARs considerando o CVU obtido conforme os 
CCEARs celebrados, tanto para efeito da contabilização do Mercado de Curto Prazo (MCP), como para o 
cálculo da receita de venda, incluindo a apuração de eventual ressarcimento devido pela usina em caso 
de déficit de geração, considerando a ordem de mérito da UTE com o CVU atualizado conforme 
estabelecido nos CCEARs.   
67. 
Também conforme decisão da CREG, os resultados do gerador decorrentes dos processos 
de contabilização de energia no âmbito da CCEE relativos à UTE Goiânia II não estarão sujeitos ao rateio 
da inadimplência no MCP. 
68. 
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. 
69. 
Avalia-se que o objetivo da CREG é estabelecer incentivo econômico-financeiro ao agente 
gerador de modo a recuperar a disponibilidade da UTE Goiânia II 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”. 
70. 
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”.  
71. 
Logo, de sorte a conferir eficácia à decisão da CREG, propõe-se 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. 
72. 
Por derradeiro, o ONS e a CCEE deverão se articular para definir como será realizado o fluxo 
de informações para dar cumprimento ao disposto na determinação da CREG e neste voto. 
 
III - DIREITO 
 
73. 
O presente Voto tem amparo nos seguintes dispositivos:  
 
a. Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996;  
b. Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004;  
c. Medida Provisória nº 1.055, de 28 de junho de 2021;  
d. Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997; 
e. Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004;  
f. Decreto nº 5.163 de 30 de julho de 2004; e  
g. Nota Técnica nº 081/2021-SRG-SRM/ANEEL, de 16 de agosto de 2021. 
 
IV - DISPOSITIVO

74. 
Por todo exposto e no que consta do Processo nº 48500.004146/2021-52, com base na 
determinação da CREG, voto por: 
(i) estabelecer os seguintes critérios para a operação e contabilização de energia da usina 
termelétrica - UTE Goiânia II até 31 de dezembro de 2021:  
(i.a) o Custo Variável Unitário - CVU excepcional, para operação conforme a deliberação da 
CREG, será de R$ 1.423,43/MWh, na data base de julho de 2021;  
 
(i.b) a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE deverá proceder à atualização 
mensal do CVU excepcional estabelecido no item (i.a), conforme orientações a serem 
providas pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração – SRG; 
 
(i.c) o valor do CVU excepcional estabelecido no item (i.b) e os respectivos parâmetros físicos 
da UTE Goiânia II 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 CCEARs, 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 Goiânia II com CVU 
excepcional em relação ao despacho que seria realizado com base no CVU estabelecido a 
partir dos respectivos CCEARs será pago via encargo para cobertura dos serviços do sistema 
por razões de segurança energética previsto no art. 1º, § 10, inciso I da Lei nº 10.848, de 
2004, em consonância com o disposto no art. 2º, § 3º da Medida Provisória nº 1.055, de 28 
de junho de 2021;  
 
(i.f) ficam sobrestados eventuais processos de desligamento e de cobrança referente à 
liquidação financeira de penalidades do gerador relativa aos débitos constituídos até as 
operações da CCEE referentes ao mês de dezembro de 2021, retornando a partir da 
contabilização de janeiro de 2022, com débitos acumulados durante o período e com as 
devidas atualizações e correções monetárias;

(i.g) os resultados do gerador decorrentes dos processos de contabilização de energia no 
âmbito da CCEE relativos à UTE Goiânia II não estarão sujeitos ao rateio da inadimplência no 
Mercado de Curto Prazo (MCP); e 
  
(i.h) para efeitos de atendimento à Resolução Normativa nº 614, de 3 de junho de 2014, o 
Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) deverá apurar as indisponibilidades da UTE 
Goiânia II objeto dos CCEARs, considerando a geração e a disponibilidade da usina, sem 
interrupção do histórico de indisponibilidades; e  
 
(ii) estabelecer que a CCEE e o ONS deverão se articular para dar cumprimento ao disposto nos 
itens acima. 
(iii) determinar que a Brentech Energia S.A. encaminhe à ANEEL, em até 15 (quinze) dias da 
publicação desta decisão, relatório técnico acompanhado de Anotação de Responsabilidade 
Técnica (ART) comprovando o valor de consumo específico utilizado para definição do CVU 
estabelecido no item (i.a), ficando obrigada a apresentar, mensalmente, relatório técnico 
devidamente amparado em ART, indicando o consumo específico médio observado da UTE 
Goiânia II, os quais serão acompanhados pela fiscalização da Agência. 
(iv) 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 
interessado não represente o efetivo custo variável de geração, o CVU deverá ser revisto, assim 
como recontabilizado pela CCEE. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Brasília, 14 de setembro de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor