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

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

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

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

Tabela 1 - Pedido de CVU para a UTE Palmeiras de Goiás (3/9/2021). 
Dados de Entrada 
unidade 
jul/21 
Estimativa do diesel em (c/impostos) 
R$/L 
4,5328 
Consumo Espedífico da UTE 
L/MWh 
293,23 
combustível + logística 
R$/MWh 
1.329,13 
lubrificante variável 
R$/MWh 
10,65 
provisão overhaul 500 horas 
R$/MWh 
0,07 
provisão overhaul 1.000 horas 
R$/MWh 
7,73 
provisão overhaul 1.500 horas 
R$/MWh 
0,72 
provisão overhaul 3.000 horas 
R$/MWh 
0,87 
provisão overhaul 5.250 horas 
R$/MWh 
49,91 
provisão overhaul 10.500 horas 
R$/MWh 
36,52 
provisão overhaul 21.000 horas 
R$/MWh 
30,75 
manutenção corretiva 
R$/MWh 
12,88 
O&M + provisâo overhaul 
R$/MWh 
150,10 
perdas na rede base 
% 
2,67% 
perdas na rede base 
R$/MWh 
36,39 
custo financeiro 
R$/MWh 
54,62 
pis/cofins débito 
R$/MWh 
146,71 
pis/cofins crédito 
R$/MWh 
-145,25 
P&D 
R$/MWh 
14,39 
Encargos diversos 
R$/MWh 
106,87 
Total 
R$/MWh 
1.586,11 
Fonte: Nota Técnica n° 95/2021-SRG-SFF/ANEEL. 
 
 
18. 
De início, as áreas técnicas realizaram a análise do pleito considerando recomposição do 
CVU referente apenas a parcela vinculada ao custo do combustível e emitiram a Nota Técnica nº 89/2021-
SRG-SRM/ANEEL. Diante das orientas adicionais da CREG e de informações enviadas pela Requerente, a 
SRG e a SFF emitiram análise complementar mediante a Nota Técnica nº 95/2021-SRG-SFF/ANEEL. 
 
II.2 – Da parcela vinculada ao custo do combustível 
19. 
No tocante à parcela vinculada ao custo do combustível, a decisão da CREG estabelece a 
aplicação de parâmetros regulatórios de eficiência e preços de mercado para o combustível, sendo 
necessário avaliar o consumo específico da UTE e o preço de mercado do combustível. 
II.2.1 Consumo específico
Dados de Entrada  unidade  jul/21

20. 
Quanto à eficiência, como não há regulação específica para o caso em análise, inicialmente, 
a SRG considerou como referência16 o Anexo I da Resolução Normativa nº 80117, de 19 dezembro de 2017, 
que estabelece a eficiência global da usina, em termos de consumo específico, para os sistemas isolados. 
21. 
Entretanto, o agente de geração apresentou alegações de que os valores estimados não 
refletiam à realidade observada no empreendimento. Convém registrar que na falta de um regulamento 
balizador para delimitar um patamar a ser considerado regulatório, caberia a verificação de dados 
operativos como geração de energia e consumo de combustível, para que fosse definido um valor 
condizente com a performance atual da UTE Palmeiras de Goiás.  
22. 
Diante do contexto da excepcionalidade da deliberação da CREG, uma alternativa trazida 
pelas áreas técnicas é a recomposição do CVU com base no consumo específico médio indicado pelo 
agente gerador, em valores atualizados, da ordem de 293,23 L/MWh, com vistas a possibilitar o retorno 
da operação do projeto termelétrico em questão. 
23. 
Todavia, fica estabelecido que o agente gerador deverá apresentar relatório técnico 
acompanhado de Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) comprovando o valor declarado. Dessa 
forma, o consumo específico será, provisoriamente, o informado pelo interessado e, caso não 
apresentado em prazo factível o relatório técnico, será reposicionado o valor de 283 L/MWh18. Ainda, fica 
estabelecida a obrigação ao agente de geração de produzir e encaminhar, mensalmente, relatório técnico 
devidamente amparado em ART, indicando o consumo específico médio da central termelétrica, os quais 
serão acompanhados pela fiscalização da Agência.  
24. 
Nesse sentido, diante do impasse em relação à definição do consumo específico e as 
considerações 
trazidas 
pela 
SRG, 
acompanho 
o 
encaminhamento 
proposto. 
Entretanto, 
complementarmente ao relatório técnico, proponho a atuação da fiscalização da Agência para verificar a 
 
16 As áreas técnicas ponderaram que a usina é formada por uma configuração incomum de 99 (noventa e nove) unidades 
geradoras, com a predominância de 1,88 MW de potência por unidade, o que desfavorece a eficiência energética por conta 
das características construtivas das unidades geradoras de menor potência. Com base na configuração típica de usina de três 
a cinco unidades geradoras foi obtida uma faixa de 5,64 a 9,4 MW como referência e aplicado o Anexo I da Resolução Normativa 
nº 801, sendo obtido o valor de 283 L/MWh para o consumo específico. 
17 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2017801.pdf 
18 Definido na Nota Técnica nº 89/2021-SRG-SRM/ANEEL.

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

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

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

de energia elétrica (WACC Bruto), com valor de 10,55%24 a.a., aplicação em 2021, o que perfaz uma taxa 
mensal de 0,84% a.m. 
42. 
Sob essas premissas, foi obtido o custo financeiro de R$ 15,74/MWh25. 
II.3.4 Perdas até o Centro de Gravidade e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) 
43. 
A perda técnica considerada foi de 2,67%, já a parcela referente aos programas de pesquisa 
e desenvolvimento (P&D) aplicou o percentual definido em Lei de 1% da receita operacional líquida. Nesse 
sentido, os valores reconhecidos foram obtidos aplicando a nova base de cálculo ora proposta, assumindo 
valores de Perda de R$ 37,87/MWh e P&D de R$ 13,21/MWh. 
II.3.5 Considerações finais dos demais custos variáveis 
44. 
Em resumo, diante das considerações apresentadas e da célere resposta à determinação 
da CREG, meu encaminhamento é por acatar os valores propostos pelas áreas técnicas para os dos demais 
custos variáveis, sendo O&M o declarado26 pelo agente de geração; PIS/COFINS, Perdas e P&D calculados 
de acordo com as características do agente de geração; e o Custo Financeiro obtido considerando o custo 
de capital regulatório para a geração.  
45. 
Considero que o encaminho proposto permite a definição das parcelas variáveis 
condizentes com a realidade da geração e garante uma instrução processual contendo as justificativas e 
as considerações adotas pelo agente de geração, de modo a viabilizar uma fiscalização posterior pela 
Agência. 
II.4 Do valor final do CVU 
46. 
Diante do exposto, o CVU excepcional, para operação conforme a deliberação da CREG, 
será de R$ 1.475,51/MWh, na data base de julho de 2021, conforme resumo apresentado na Tabela 2. 
Tabela 2 – Recomposição de CVU, conforme determinação CREG. 
Parcela 
unidade 
jul/21 
Preço óleo diesel (c/ impostos) R$/L 
4,315  
Consumo específico 
L/MWh 
293,23  
 
24 Conforme definido nos Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret) Submódulo 12.3. 
25 Combustível de R$ 1.265,29/MWh x spread de 10,55% a.a. x 45 dias compostos. 
26 Com exceção da manutenção corretiva, que não foi acatada.
  Parcela      unidade      jul/21  

Custo óleo diesel 
R$/MWh 
1.265,29 
Custo financeiro 
R$/MWh 
15,74 
O&M 
R$/MWh 
137,22 
Perdas até o C.G. (2,67%) 
R$/MWh 
37,87 
PIS/COFINS 
R$/MWh 
6,18 
P&D (1%) 
R$/MWh 
13,21 
Total 
R$/MWh 
 1.475,51 
Fonte: Nota Técnica nº 95/2021-SRG-SFF/ANEEL. 
47. 
Insta esclarecer que o CVU ora proposto é composto da parcela “custo de óleo diesel”, 
equivalente ao Ccomb constante nos CCEARs da UTE, e a soma das demais parcelas compõe o Co&m dos 
contratos.  
48. 
Por fim, o resultado da presente análise visa definir o custo adicional para fins de 
cumprimento da determinação da CREG, ou seja, do despacho excepcional da UTE Palmeiras de Goiás até 
31 de dezembro de 2021. Isso posto, o reembolso do custo que ultrapassa o valor constante dos CCEARs 
será feito via ESS, no qual, efetivamente, será alocado como resultado a diferença entre o CVU ora 
calculado e o custo variável contratual. 
II.5 – Da operação da UTE Palmeiras de Goiás 
 
49. 
Consoante com a decisão da CREG, como já registrado, a recomposição do CVU terá 
vigência até 31 de dezembro de 2021, nesse interim, o planejamento, a programação e a operação da UTE 
Palmeiras de Goiás realizados pelo ONS deverão considerar o novo CVU, o que repercutirá em retomada 
de disponibilidade de geração para o SIN.  
50. 
Desse modo, tanto o novo valor do CVU quanto eventuais novos parâmetros físicos 
decorrentes da retomada da disponibilidade deverão ser considerados pelo ONS na cadeia de programas 
computacionais de programação dos despachos, bem como pela CCEE na formação do Preço de 
Liquidação das Diferenças (PLD). 
51. 
Em suma, a parcela de custos variáveis a ser homologado para a operação nos termos da 
decisão da CREG, referenciado ao mês de julho de 2021, deverá ser adotada na composição do CVU da 
UTE pela CCEE, o que deve alimentar os processos do ONS. O valor do CVU deve ser atualizado à medida 
que a CCEE efetue as atualizações da parcela de custo de combustível e subsidie o Operador com o valor 
atualizado.

52. 
Além disso, uma vez que a usina deve atender aos contratos regulados vigentes, proponho 
que seja mantido o processo de apuração de disponibilidade, o qual confere lastro a esses contratos. 
Nessa linha, a apuração de indisponibilidades da UTE, nos termos da Resolução Normativa nº 61427, de 3 
de junho de 2014, deve ocorrer sem interrupção do seu histórico. 
II.6 – Da contabilização da energia e dos contratos regulados 
53. 
À luz da decisão da CREG, a “parcela de recomposição de custos variáveis dessas usinas 
termelétricas dar-se-á por meio de encargo para cobertura dos serviços do sistema” (ESS), sendo assim, 
faz-se necessário estabelecer as diretrizes a serem seguidas pela CCEE para que a lógica de execução dos 
contratos de comercialização cujo objeto é preservar a energia proveniente da UTE Palmeiras de Goiás. 
54. 
Os CCEARs firmados pela CEPASA foram celebrados na modalidade por disponibilidade de 
energia elétrica, com fixação do valor de CVU e critérios próprios para sua atualização, de modo a conferir 
proteção (hedge) quanto às variações de preço de energia aos compradores, agentes de distribuição de 
energia elétrica que devem contratar a totalidade de suas cargas.  
55. 
Assim, a operação da usina com o valor recomposto de CVU não deve alterar a execução 
dos CCEARs celebrados. Ou seja, quando o custo marginal de operação do sistema (CMO) supera o CVU 
estabelecido nos respectivos CCEARs (ordem de mérito), a energia gerada pela usina é alocada aos 
CCEARs. Caso essa geração não ocorra, o gerador deve ressarcir o custo excedente das distribuidoras para 
compra dessa energia no MCP, valorada a PLD, nos termos das cláusulas contratuais. O ressarcimento, 
portanto, é proporcional à diferença entre o PLD e o CVU da usina estabelecido no contrato. 
56. 
Portanto, a CCEE deve operacionalizar os CCEARs considerando o CVU obtido conforme os 
CCEARs celebrados, tanto para efeito da contabilização do Mercado de Curto Prazo (MCP), como para o 
cálculo da receita de venda, incluindo a apuração de eventual ressarcimento devido pela usina em caso 
de déficit de geração, considerando a ordem de mérito da UTE com o CVU atualizado conforme 
estabelecido nos CCEARs.  
 
27 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2014614.pdf.

57. 
Também, consoante com a determinação da CREG, os resultados decorrentes dos 
processos de contabilização de energia no âmbito da CCEE relativos à UTE Palmeiras de Goiás não estarão 
sujeitos ao rateio da inadimplência no MCP. 
58. 
Por outro lado, quanto à contabilização da energia, em 2020, a CEPASA frustrou o despacho 
termelétrico demandado pelo ONS, o que ensejou abertura de processo punitivo, que culminou na 
aplicação de penalidade pecuniária contra a empresa28. Ainda, a CEPASA dispõe de decisão29 judicial em 
seu favor que restringe a atuação fiscalizatória no que concerne à suspensão da operação comercial da 
usina. 
59. 
Nesse contexto, as áreas técnicas avaliaram as consequências da aplicação dos dispositivos 
dos Procedimentos de Comercialização (PdC) no presente caso. O item 3.17 do Submódulo 6.2, dispõe 
que “Caso o agente penalizado seja credor na liquidação financeira do MCP, este crédito é utilizado para 
quitação das penalidades”. Por sua vez, a aplicação do Submódulo 1.5 define procedimentos de 
desligamento por descumprimento de obrigação no âmbito da CCEE, englobando a penalidade por 
insuficiência de lastro de venda. 
60. 
Logo, de sorte a conferir eficácia à decisão da CREG, as áreas técnicas recomendaram 
sobrestar eventuais processos de desligamento e de cobrança relativa à liquidação financeira de 
penalidades do gerador de débitos constituídos até as operações da CCEE referentes ao mês de dezembro 
de 2021. 
61. 
Sobre o assunto, em recente estudo30 publicado pelo ONS, foi apresentada como uma das 
ações para o aumento da oferta da geração o equacionamento das “questões judiciais relacionadas às 
disponibilidades da oferta das UTEs como Goiania II, Campina Grande, Maracanaú, Palmeiras de Goiás e 
Pernambuco III” 
62. 
Portanto, nesse contexto, resta claro que o objetivo da CREG foi o de estabelecer incentivo 
econômico-financeiro ao agente gerador de modo a recuperar a disponibilidade da UTE Palmeiras de 
 
28 Despacho nº 2.533, de 24 de agosto de 2021. 
29 Conforme processo judicial nº 0059727-45.2016.4.01.3400, da 13ª Vara Federal Civil da SJDF. 
30 Conforme a NT-ONS DGL 0093/2021. Avaliação das Condições de Atendimento Eletroenergético do Sistema Interligado 
Nacional – Estudo Prospectivo Agosto a Novembro de 2021. Disponível em 
http://www.ons.org.br/Paginas/Noticias/20210828-ONS-revisa-cenarios-e-elabora-nota-tecnica-com-informacoes-sobre-
atendimento-eletroenergetico-novembro.aspx.

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

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

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