REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2994/2021
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Estabelece os valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços Ancilares – TSA e dos limites mínimo e máximo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de 2022.
Assunto: Fixação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-12-20
Autor: ANEEL

Nota Técnica nº 289/2021-SGT/ANEEL
Em 08 de dezembro de 2021.
Processo: 48500.005474/2021-76.
Assunto: Atualização dos valores das Tarifas de Energia
de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços
Ancilares – TSA e dos limites máximo e mínimo do
Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de
2022.
I - DO OBJETIVO
1. A presente nota técnica tem por objetivo subsidiar decisão da Diretoria da ANEEL quanto
à atualização dos valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços
Ancilares – TSA e dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de
2022.
II - DOS FATOS
2. A Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, instituiu o pagamento de compensação
financeira aos Estados, Distrito Federal e Municípios e conferiu ao extinto Departamento Nacional de
Águas e Energia Elétrica – DNAEE a competência de fixar a tarifa para efeito de aplicação das
compensações financeiras.
3. A Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, estabelece em seu Art. 17, alterado pela Lei 13.360,
de 17 de novembro de 2016, que para compensação financeira de que trata a Lei nº 7.990/1989, o
percentual de 7% sobre o valor da energia elétrica produzida (valorada pela Tarifa Anualizada de
Referência – TAR), a ser paga pelos autorizados ou concessionários de exploração de recursos hídricos.
4. O Art. 22 do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, sujeita a energia transacionada pelas
usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia – MRE à aplicação de encargo, com base
em tarifa de otimização, destinado à cobertura dos custos incrementais de operação e manutenção das
usinas hidrelétricas e ao pagamento da compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos.
5. Em 30 de junho de 1999, foi emitida a Resolução nº 222, atualmente revogada e, que à
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
época, regulamentou, entre outros, o Art. 22 do Decreto mencionado e estabeleceu valor para a tarifa de
otimização, que passou a ser designada de Tarifa de Energia de Otimização – TEO.
6. Em 4 de maio de 2001, com a emissão da Nota Técnica (NT) nº 002/2001-SRG/ANEEL (SIC
nº 48550.016426/2006-00), foi revista a forma de cálculo da TEO. Com base nesse documento, a
Resolução nº 172, de 8 de maio de 2001, fixou a TEO, a partir de 1º de junho de 2001, em R$ 4,00/MWh.
7. A NT nº 078/2003-SRG/ANEEL (SIC nº 48550.086569/2003-00), de 17 de dezembro de
2003, apresentou a metodologia para determinação do valor inicial da TSA e sugeriu que os critérios de
reajuste, bem como períodos de revisão sigam os mesmos parâmetros adotados para a TEO. A Diretoria
da ANEEL recepcionou a metodologia constante na NT nº 078/2003-SRG/ANEEL, homologando a TSA
daquele ano por meio da Resolução nº 685, de 24 de dezembro de 2003.
8. O Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, em seu Art. 57, determinou que a
contabilização e a liquidação no mercado de curto prazo sejam realizadas com base no PLD e que tal
preço, publicado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, seja calculado
antecipadamente, com periodicidade máxima semanal, tendo como base o Custo Marginal de Operação,
limitado por preços mínimo e máximo. O mesmo regulamento disciplinou que o valor máximo do PLD
(PLD_max), a ser estabelecido pela ANEEL, seja calculado levando em conta os custos variáveis de
operação dos empreendimentos termelétricos disponíveis para o despacho centralizado. O Decreto
supracitado definiu ainda que o valor mínimo do PLD (PLD_min), definido pela ANEEL, seja calculado
levando em conta os custos de operação e manutenção das usinas hidrelétricas, bem como os relativos à
compensação financeira.
9. Por meio do Ofício nº 250/2005-DR/ANEEL, de 22 de agosto de 2005, a Diretoria da ANEEL
formulou consulta ao Ministério de Minas e Energia – MME acerca da conveniência e oportunidade da
substituição do IGP-M pelo IPCA, como índice dos reajustes tarifários anuais da TAR, por similaridade à
aplicação do IPCA como índice de reajuste de preços nos leilões públicos de energia existente.
10. Mediante o Ofício nº 1.272/GM/MME, de 6 de outubro de 2005, o MME manifestou-se
pela adoção do IPCA como índice de reajuste da TAR a partir do exercício seguinte. Desde então, a ANEEL
passou a utilizar o IPCA na atualização da TEO, bem como da TSA.
11. Conforme Art. 10 da Resolução Normativa (REN) nº 697, de 16 de dezembro de 2015, a TSA
destina-se, no provimento de serviços ancilares de suporte de reativos, à recuperação de custos adicionais
de operação e manutenção incorridos por unidades geradoras que operam como compensadores
síncronos. O instrumento normativo disciplina ainda, em seu Art. 12, que o pagamento do referido serviço
será por meio de Encargos de Serviços do Sistema – ESS.
12. A REN nº 858, de 1º de outubro de 2019, estabeleceu os critérios e procedimentos para o
cálculo dos limites máximo e mínimo do PLD e da TEOItaipu.
13. A Resolução Homologatória (REH) nº 2.828, de 24 de dezembro de 2020, estabeleceu os
valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços Ancilares – TSA e dos
limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de 2021.

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
III - DA ANÁLISE
III.1 – Tarifa de Energia de Otimização – TEO
14. A TEO é calculada visando cobrir os custos incrementais de operação e manutenção – O&M
das usinas hidrelétricas e o pagamento da compensação financeira referente à energia transacionada no
MRE e, dessa forma, é composta por parcelas relacionadas a esses dois itens.
15. O Art. 6º da REN nº 858/2019 estabelece que deve ser considerado no cálculo da TEO os
custos incrementais incorridos na operação e na manutenção das usinas hidrelétricas e o pagamento da
compensação financeira pelo uso dos recursos hídricos. Ressaltando-se, ainda, que a Lei nº 13.360, de 17
de novembro de 2016, alterou a alíquota da compensação financeira pela utilização de recursos hídricos
— CFURH, de que tratava a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, para 7% sobre o valor da energia
elétrica produzida, a ser paga por titular de concessão ou autorização para exploração de potencial
hidráulico aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios em cujos territórios se localizarem instalações
destinadas à produção de energia elétrica, ou que tenham áreas invadidas por águas dos respectivos
reservatórios, e a órgãos da administração direta da União.
16. Para fins de atualização dos custos incrementais de O&M, deve ser utilizada a variação do
IPCA referente ao período de outubro/2020 a setembro/2021, que demonstra a variação desse índice nos
doze meses seguintes à última atualização desse componente. Assim, faz-se necessário identificar os
números-índice relativos ao mencionado indicador.
Tabela 1 – Variação do IPCA para o cálculo da TEO

Ano Mês Número índice (dez/1993=100) Variação no período
Setembro 5391,75
Outubro 5438,12
2020
Novembro 5486,52
Dezembro 5560,59
Janeiro 5574,49
Fevereiro 5622,43

Março 5674,72 10,25
Abril 5692,31

2021 Maio 5739,56
Junho 5769,98
Julho 5825,37
Agosto 5876,05
Setembro 5944,21
Fonte: Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE.
17. A parcela relativa à cobertura da compensação financeira referente à energia
transacionada no MRE é majorada em função da atualização da TAR. Para 2022, esse valor foi submetido
à reajuste, conforme consta no processo 48500.005705/2021-41. Conforme proposto na Nota Técnica nº
270/2021-SGT/ANEEL, o valor da TAR, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2022, foi atualizado para
R$ 83,78/MWh.
18. A mais recente atualização da TEO foi promovida por meio da REH nº 2.828/2020, que

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
estabeleceu o seu valor em R$ 12,74/MWh, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2021, e foi instruída
pela NT nº 251/2020-SGT/ANEEL, de 8 de dezembro de 2020. Conforme essa nota técnica, a TEO para o
ano de 2021 era segregada em: (i) R$ 7,42 referentes ao custo de O&M e, (ii) R$ 5,32 referentes ao
percentual da TAR.
19. Dessa forma, conforme detalhado na Tabela 2, a TEO proposta para o ano de 2022 é de
R$ 14,04/MWh.
Tabela 2 – Memória de cálculo da TEO 2022

O&M (1) - 2021 IPCA acumulado O&M – 2022 TAR(2)*0,07(3) TEO - 2022
(out/2020 a

(R$/MWh) (R$/MWh) (R$/MWh) (R$/MWh)
set/2021)

(A) (B) (C)=(A)*(B) (D) (C)+(D)
7,42 1,1025 8,18 5,86 14,04
(1) NT nº 251/2020-SGT/ANEEL.
(2) Definido em R$ 83,78/MWh, conforme Nota Técnica nº 270/2021-SGT/ANEEL.
(3) Alíquota da compensação financeira conforme Lei nº 13.360/2016.
III.2 – Tarifa de Energia de Otimização da Usina Hidrelétrica de Itaipu – TEOItaipu
20. Os critérios para o cálculo da TEOItaipu estão estabelecidos no Art. 5ª da REN nº 858/2019.
Art. 5º No cálculo do valor da TEOItaipu, deverão ser consideradas as parcelas referentes ao pagamento da
cessão da energia do Paraguai, aos royalties, e à administração da usina pela Eletrobras.
§ 1º As estimativas dos custos de geração da usina de Itaipu para o ano seguinte serão fornecidas pela Itaipu
Binacional.
§ 2º Na determinação da quantidade de energia cedida pelo Paraguai, deverá ser considerada a metade da
geração da usina prevista para o ano seguinte, subtraída da energia a ser suprida diretamente à
Administración Nacional de Electricidad - ANDE; e
§ 3º A conversão do valor, em dólares, da estimativa de custos de geração da UHE Itaipu para a moeda
nacional deverá ser efetuada pela média geométrica diária das Cotações de Fechamento Ptax do dólar
americano, publicadas pelo Banco Central do Brasil, no período de 1º de dezembro do ano anterior até 30 de
novembro do ano do cálculo.
21. A Portaria Interministerial nº 420, de 25 de agosto de 2011, estabeleceu em seu Art. 1º o
aumento do fator multiplicador incidente sobre a remuneração da energia proveniente de Itaipu cedida
ao Brasil, de 5,1 para 15,3. Contudo, conforme o Art. 3º da Portaria, era da União a responsabilidade pelo
repasse à Itaipu dos recursos financeiros para a Remuneração por Cessão de Energia, na parcela
correspondente ao fator multiplicador de 10,2. Dessa forma, em 2016, para fins do cálculo da TEOItaipu foi
mantido o fator multiplicador de 5,1.
22. Todavia, para 2017 em diante, considerando a publicação da Lei nº 13.360, de 17 de
novembro de 2016, em conversão à Medida Provisória nº 735, de 22 de junho de 2016, o custo relativo
ao multiplicador de 15,3 sobre o encargo de cessão de energia de que trata o acordo entre os governos

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
do Brasil e Paraguai1 será suportado pelos participantes deste mercado, quando alocada ao Mecanismo
de Realocação de Energia (MRE). Assim, o multiplicador relativo ao custo variável de Itaipu que recai sobre
a energia cedida ao Brasil foi atualizado para 15,3.
23. Dessa forma, e considerando as informações fornecidas por meio da correspondência
CTA-DG-02034/20212,
encaminhada pela Eletrobras, de 12 de novembro de 2021, obtém-se o valor do
rateio (38,70%) da energia vinculada cedida à Eletrobras, em relação à energia entregue por Itaipu ao
Brasil, conforme demonstrado na Tabela 3.
Tabela 3 - Rateio para a remuneração da energia cedida do Paraguai ao Brasil para 2022
Energia

Item anual Rateio
(MWh)
(a) Energia Itaipu vinculada à potência contratada 83.481.084

(b) Energia vinculada ao direito da ANDE (50%) 41.740.542
Energia vinculada à potência contratual da
(c) 15.390.480
ANDE
Energia vinculada cedida à Eletrobrás

(d) = (b)-(c) 26.350.062 38,70%
(há pagamento de cessão)
Energia de Itaipu de propriedade do Brasil (50%)

(e) 41.740.542 61,30%
(não há pagamento de cessão)

(f) = (d)+(e) Energia entregue por Itaipu ao Brasil 68.090.604 100,00%
24. O artigo 5º da REN nº 858/2019, estabelece que no cálculo do valor da TEOItaipu, deverão
ser consideradas as parcelas referentes ao pagamento da cessão da energia do Paraguai, aos royalties, e
à administração da usina pela Eletrobras. Assim, considerando o rateio apurado (38,70%) e os
demonstrativos dos custos variáveis da energia da UHE Itaipu previstos para o exercício de 2022, obtémse o custo variável da usina de Itaipu, US$ 10.417,82/GWh, conforme demonstrado na Tabela 4.
Tabela 4 - Cálculo do custo variável de Itaipu, previsto para 2022, considerando o rateio da cessão (US$/GWh)
Valor do Tratado em

Componente Multiplicador (B) Fator de ajuste (C) (6) Total (A*B*C)
(US$) (A)
(1) (4)

Royalties 650 4 2,2764905 5.918,88
Cessão 300 (2) 15,3 (5) 2,2764905 4.043,64 (7)
Administração 50 (3) 4 (4) 2,2764905 455,30
TOTAL (US$) 10.417,82
(1) Item III.4 do Anexo C ao Tratado de Itaipu.
(2) Item III.8 do Anexo C ao Tratado de Itaipu.
(3) Item III.5 do Anexo C ao Tratado de Itaipu.
(4) Nota Reversal nº DAM-I/DEM/CAI/03/PAIN L00E05, de 28 de janeiro de 1986.
(5) Nota Reversal de 1º de setembro de 2009, e Lei nº 13.360, de 17 de novembro de 2016 (conversão da Medida Provisória nº 735/2016).
(6) Carta Eletrobrás CTA-DG-02034/2021, de 12 de novembro de 2021.
(7) O total do custo variável atribuído ao componente Cessão é multiplicado pela Energia cedida à Eletrobrás (%).
1 Acordo por Notas Reversais entre o Governo da República Federativa do Brasil e o do Governo da República do Paraguai.
2 SIC 48513.031156/2021-00.

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
25. Ainda, no § 3º do artigo 5º da REN nº 858/2019, consta que a conversão do valor, em
dólares, da estimativa de custos de geração da UHE Itaipu para a moeda nacional deverá ser efetuada
pela média geométrica diária das Cotações de Fechamento Ptax do dólar americano, publicadas pelo
Banco Central do Brasil, no período de 1º de dezembro do ano anterior até 30 de novembro do ano do
cálculo. Desse modo, a média geométrica da taxa de câmbio do Dólar americano (US$) dos valores diários
de venda PTAX entre 1º de dezembro de 2020 e 30 de novembro de 2021, foi igual a R$ 5,35/US$.
26. Assim, a TEOItaipu, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2022, será igual ao produto
entre o custo variável incorrido pela UHE Itaipu na produção da energia entregue ao Brasil e essa média
geométrica da taxa de câmbio do Dólar americano, conforme sumarizado na Tabela 5.
Tabela 5 – TEOItaipu 2022
TEOItaipu (R$/MWh) para 2021
49,77
REH nº 2.828, de 15/12/2020
UHE Itaipu
10.417,82
Custo variável informado rateado (US$/GWh)
Dólar (US$)
5,35
Média geométrica (01/12/2019 a 30/11/2020)
TEOItaipu (R$/MWh) para 2022
55,70
Atualização pelo Dólar (US$)
27. Dessa forma, o valor final da TEOItaipu para o exercício de 2022 é de R$ 55,7/MWh. A
variação da TEOItaipu para 2022 em relação a 2021 foi de 11,90% e se deve, essencialmente, a variação do
dólar no período.
III.3 – Tarifa de Serviços Ancilares – TSA
28. Inicialmente, esclarecemos que um dos componentes da TSA são os custos incrementais
de operação e manutenção da TEO, e como a TEO é reajustada anualmente, os reajustes da TSA e da TEO
devem ser concatenados.
29. De acordo com a NT nº 078/2003-SRG/ANEEL, que subsidiou a Resolução nº 685, de 24 de
dezembro de 2003, e apresentou a metodologia para determinação do valor inicial da TSA, os custos
adicionais incorridos para a geração de energia reativa por agentes operando como compensadores
síncronos, com base em dados enviados pelos próprios provedores desse tipo de serviço, são da ordem
de 5,94%.
30. Na composição da TSA constam (i) o custo de operação e manutenção de usinas hidráulicas
para geração incremental de energia e (ii) o fator do acréscimo de custo de operação e manutenção em
usinas hidráulicas, devido à operação das unidades geradoras como compensador síncrono.
31. Enquanto a TEO é composta de uma parcela devida à compensação financeira pelo uso dos

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
recursos hídricos e outra devida aos custos de operação e manutenção, a TSA depende somente dos
custos de operação e manutenção. Esse fato ocorre porque, na condição de compensador síncrono, não
existe funcionamento de turbinas, portanto, inexiste a utilização dos recursos hídricos.
32. A TSA para o exercício 2022 foi calculada aplicando-se o percentual de 10,25% sobre o valor
homologado por meio da REH nº 2.828/2020. Esse percentual corresponde à variação do índice Nacional
de Preço ao Consumidor Amplo (IPCA) acumulado no período de outubro de 2020 a setembro de 2021.
33. Dessa forma, o valor da TSA, com vigência de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2022,
deverá ser de R$ 8,41/Mvar-h (oito reais e quarenta e um centavos por Megavar-hora).
III.4 – Limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD)
34. A REN nº 858/2019 estabeleceu dois limites máximos do PLD: um limite máximo estrutural
(PLDmax_estrutural) e um limite máximo horário (PLDmax_horário), seus valores iniciais, vigência e a forma de
atualização. Os valores iniciais desses limites foram estabelecidos, a preços de setembro de 2019, em R$
556,58/MWh e R$ 1.141,85/MWh para o PLDmax_estrutural e PLDmax_horário, respectivamente. A vigência do
PLDmax_estrutural deu-se a partir de 1º de janeiro de 2020 e a do PLDmax_horáo, prevista para ocorrer a partir
de 1º de janeiro de 2021, data de implementação do PLD horário no Mercado de Curto Prazo (MCP),
conforme disposto no §5º, Art. 1º, da Portaria MME nº 301, de 31 de julho de 2019.
35. Foi definido que a atualização desses valores será realizada pela ANEEL e deverá ocorrer
anualmente em dezembro para utilização em janeiro do ano subsequente. Assim, para atualização do
valor do PLDmax_estrutural e PLDmax_horário para 2022 foi verificada a variação do IPCA de novembro/2020 a
novembro/2021, conforme demonstrado na Tabela 6.
Tabela 6 – Variação do IPCA para a segunda atualização do PLDmax_estrutural e PLDmax_horário.

Ano Mês Número índice (dez/1993=100) Variação no período
Novembro 5486,52
2020
Dezembro 5560,59
Janeiro 5574,49
Fevereiro 5622,43
Março 5674,72
Abril 5692,31

Maio 5739,56 9,70
2021 Junho 5769,98
Julho 5825,37
Agosto 5876,05
Setembro 5944,21
Outubro 6018,51
Novembro
6018,51*
Fonte: Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE.
• Dado projetado, uma vez que o indice oficial ainda não foi publicado.

da Nota Técnica nº 289/2021 – SGT/ANEEL, de 08/12/2021.
36. Atualizando o valor estabelecido do PLDmax_estrutural e PLDmax_horário pela REH nº 2.828/2020
pela variação do IPCA, temos que os valores do PLDmax_estrutural e PLDmax_horário para 2022 são R$
640,50/MWh e R$ 1.314,02/MWh, respectivamente.
37. A REN nº 858/2019 também estabeleceu que o valor mínimo do PLD (PLDmin) será calculado
considerando o maior valor entre a TEOItaipu e a TEO. Dessa forma, como o valor da TEOItaipu é superior ao
valor da TEO, o valor do PLDmin para o ano de 2022 será de R$ 55,70/MWh.
IV - DO FUNDAMENTO LEGAL
38. A Leis nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989, nº 10.848, de 15 de março de 2004, e nº
13.360, de 17 de novembro de 2016; os Decretos nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, nº 2.655, de 2 de
julho de 1998, nº 5.081, de 14 de maio de 2004, e nº 5.163, de 30 de julho de 2004; as Resoluções
Normativas nº 697, de 16 de dezembro de 2015, nº 795, de 5 de dezembro de 2017, e nº 858, de 1º de
outubro de 2019.
V - DA CONCLUSÃO
39. Conclui-se, com base na legislação vigente e nos procedimentos de cálculo relatados nesta
nota técnica, que os valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços
Ancilares – TSA e dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de
2022 são os definidos na parte de análise deste documento.
VI - DA RECOMENDAÇÃO
40. Pelo exposto e, de acordo com a instrução constante no Processo n° 48500.005474/202176, recomenda-se à Diretoria da ANEEL que aprove a emissão de resolução homologatória a fim de
atualizar os valores das Tarifas de Energia de Otimização – TEO e TEOItaipu, da Tarifa de Serviços Ancilares
– TSA e dos limites máximo e mínimo do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD para o ano de 2022.
(Assinado digitalmente) (Assinado digitalmente)
ALINE MOURA DE MELO SOUZA WENDELL CASSEMIRO DA SILVA
Analista Administrativo Técnico Administrativo
(Assinado digitalmente)
DENIS PEREZ JANNUZZI
Especialista em Regulação
De acordo:
(Assinado digitalmente)
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
Documento assinado digitalmente por Denis Perez Jannuzzi, em 09/12/2021 às 12:01; Wendell Cassemiro da Silva, em 09/12/2021 às 09:49; Davi Antunes Lima, em
08/12/2021 às 18:13; Aline Moura de Melo Souza, em 08/12/2021 às 17:06