GABINETE DO MINISTRO 
 
 
PORTARIA NORMATIVA Nº 43/GM/MME, DE 27 DE ABRIL DE 2022 
 
 
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe confere o art. 
87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no art. 2º, § 2º e no art. 
4º, § 1º, do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, no art. 4º, parágrafo único, do Decreto nº 10.139, 
de 28 de novembro de 2019, e o que consta no Processo nº 48000.001318/2008-08, resolve: 
 
Art. 1º Definir, na forma do Anexo à presente Portaria, as premissas gerais a serem utilizadas 
na aplicação da metodologia definida na Portaria nº 101/GM/MME, de 22 de março de 2016, no que diz 
respeito ao cálculo da garantia física de energia de novas Usinas Hidrelétricas - UHE e de novas Usinas 
Termelétricas - UTE despachadas centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. 
 
Art. 2º O item 1.2 do Anexo da Portaria nº 101/GM/MME, de 22 de março de 2016, passa a 
vigorar com as seguintes alterações: 
 
"1.2. ....................................................................................................................... 
................................................................................................................................................. 
 
Seguindo os critérios de garantia de suprimento estabelecidos pelo Conselho Nacional de 
Política Energética - CNPE, o processo é considerado convergido quando o critério de igualdade entre o 
Custo Marginal de Operação - CMO e o Custo Marginal de Expansão - CME é atendido, admitida uma 
tolerância a ser definida em Portaria específica, respeitados os limites estabelecidos para o valor 
esperado condicionado a um determinado nível de confiança do CMO e para o valor esperado 
condicionado a um determinado nível de confiança da insuficiência da oferta de energia. Os limites e os 
níveis de confiança serão definidos em Portarias específicas. 
 
Caso os limites dos critérios não sejam atendidos, a igualdade entre CMO e CME será 
relaxada. O processo é considerado convergido quando os limites forem atendidos e se obtenha a 
igualdade ao limite para, pelo menos, um dos critérios, admitida uma tolerância a ser definida em 
Portaria específica. Para a métrica de valor esperado condicionado a um determinado nível de confiança 
do CMO, a igualdade ao limite, admitida a tolerância preestabelecida, seria exigida em pelo menos um 
mês. 
 
............................................................................................................" (NR) 
 
Art. 3º Ficam revogadas: 
 
I - a Portaria nº 74/GM/MME, de 2 de março de 2020;

II - a Portaria Normativa nº 4/GM/MME, de 5 de março de 2021; e 
 
III - a Portaria Normativa nº 21/GM/MME, de 18 de agosto de 2021. 
 
Art. 4º Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação. 
 
 
 
 
BENTO ALBUQUERQUE 
 
Este texto não substitui o publicado no D.O. de 06.05.2022, seção 1, p. 83, v. 160, n. 85. 
 
(Revogada pela PRT GM/MME 091, de 12.11.2024)

ANEXO 
 
PREMISSAS GERAIS QUE DEVEM SER EMPREGADAS NO CÁLCULO DA GARANTIA FÍSICA DE ENERGIA DE UHE E 
DE UTE DESPACHADAS CENTRALIZADAMENTE PELO ONS 
 
I - Parâmetros de Simulação 
Tabela 1 - Parâmetros de Simulação do NEWAVE 
 
 
. Número Máximo de Iterações 
50 
. Número de Simulações Forward e de 
Aberturas para Simulação Backward 
Utilizadas na Construção da Política de 
Operação 
200 e 20 
. Número de Séries Sintéticas de Vazões 
na Simulação Final 
2000 
. Número de Anos do Período Estático 
Inicial 
10 
Número 
Estudo 
de 
Anos do 
Período de 
5 
. Número de Anos do Período Estático 
Final 
5 
. Racionamento Preventivo para 
Otimização Energética 
Não Considerar 
Despacho 
Térmicas 
GNL 
a 
Antecipado 
Gás Natural 
de Usinas 
Liquefeito - 
Considerar 
. Tendência Hidrológica 
Não Considerar 
. 
Acoplamento 
Hidráulico 
entre 
Reservatórios Equivalentes de Energia - 
REE 
Considerar apenas entre os REEs: - Paraná 
(origem) e Itaipu (destino); e - Paranapanema 
(origem) e Itaipu (destino) 
. Consumo Próprio (Consumo Interno) 
Não Considerar 
. Valor Máximo Percentual para Delta de 
Zinf  no  Critério  de  Parada  Não 
Estatístico 
0,1% 
. Número de Deltas de Zinf Consecutivos 
a ser Considerado no Critério Não 
Estatístico 
6 
. CVAR 
Considerar 
. Valores de Alfa e Lambda (Constantes 
no Tempo) Utilizados no CVAR 
25% e 35% 
. Perdas nas Interligações entre 
Subsistemas 
Não Considerar 
. Ano de Referência para Simulação 
Estática 
Quinto ano após a realização do Leilão de 
Energia Nova 
. Taxa de Desconto 
Valor 
Adotado 
no 
mais 
Decenal de Expansão de 
aprovado pelo Ministério 
Energia 
recente 
Plano 
Energia - PDE 
de Minas e 
. 
Tolerância 
para 
Atendimento 
ao 
Critério de Igualdade entre o Custo 
Marginal de Operação - CMO e Custo 
Marginal de Expansão - CME 
2,00 R$/MWh 
. Metodologia de Seleção de Cortes 
Considerar: 
 Iteração para Início de Aplicação da Seleção 
de Cortes: 1; 
 Tamanho da Janela de Cortes Ativos: 3; 
 Quantidade de Cortes Adicionados por 
Iteração: 8; 
 Considera Cortes da Própria Iteração: sim. 
. Tipo de Reamostragem 
Plena 
 
Frequência  da  Reamostragem 
Momento da Foward 
no 
Passo 1 
Centroide como Representante 
Agrupamento da Agregação 
Ruídos 
do 
dos 
Considerar 
. Correlação Espacial Mensal 
Considerar 
. Número Mínimo de Iterações 
50
Número Máximo de Iterações
.  50
Número de Simulações Forward e de  200 e 20
. Aberturas para Simulação Backward
Utilizadas na Construção da Política de
Operação  
Número de Séries Sintéticas de Vazões
. na Simulação Final  2000
Número de Anos do Período Estático
. Inicial  10
Número de Anos do Período de
Estudo  5
Número de Anos do Período Estático
. Final  5
Racionamento Preventivo para
. Otimização Energética  Não Considerar
Despacho Antecipado de Usinas
Térmicas a Gás Natural Liquefeito -
GNL  Considerar
Tendência Hidrológica
.  Não Considerar
Acoplamento Hidráulico entre  Considerar apenas entre os REEs: - Paraná
(origem) e Itaipu (destino); e - Paranapanema
(origem) e Itaipu (destino)
. Reservatórios Equivalentes de Energia -
REE  
Consumo Próprio (Consumo Interno)
.  Não Considerar
Valor Máximo Percentual para Delta de
. Z no Critério de Parada Não
inf
Estatístico  0,1%
Número de Deltas de Z Consecutivos
. a ser Considerado no in C f ritério Não
Estatístico  6
CVAR
.  Considerar
Valores de Alfa e Lambda (Constantes
. no Tempo) Utilizados no CVAR  25% e 35%
Perdas nas Interligações entre
. Subsistemas  Não Considerar
Ano de Referência para Simulação
. Estática  Quinto ano após a realização do Leilão de
Energia Nova
Taxa de Desconto
.  Valor Adotado no mais recente Plano
Decenal de Expansão de Energia - PDE
aprovado pelo Ministério de Minas e
Energia
Tolerância para Atendimento ao  2,00 R$/MWh
. Critério de Igualdade entre o Custo
Marginal de Operação - CMO e Custo
Marginal de Expansão - CME  
Metodologia de Seleção de Cortes
.  Considerar:
 Iteração para Início de Aplicação da Seleção
  de Cortes: 1;
 Tamanho da Janela de Cortes Ativos: 3;
 Quantidade de Cortes Adicionados por
Iteração: 8;
 Considera Cortes da Própria Iteração: sim.
Tipo de Reamostragem
.  Plena
Centroide como Representante do
Agrupamento da Agregação dos
Ruídos  Considerar
Correlação Espacial Mensal
.  Considerar
Número Mínimo de Iterações
.  50

Critério Estatístico no Processo 
Convergência 
de 
Não considerar 
. 
Tolerância 
para 
Atendimento 
ao 
Critério 
de 
Valor 
Esperado 
Condicionado a Determinado Nível de 
Confiança - CVar do Custo Marginal de 
Operação - CMO 
30R$/MWh 
. Volume Mínimo Operativo 
(VminOp/VMINP) 
Considerar 
Tipo de Penalização 
VminOp/VMINP 
do 
Penalização da Máxima Violação 
Mês de Penalização 
VminOp/VMINP 
do 
Novembro 
. Sazonalidade do VminOp/VMINP nos 
Períodos Pré e Pós Estudo 
Considerar 
. Penalidade do VminOp/VMINP 
[(1+taxadescontoanual)^(11/12)]xMAXCVU 
Onde MAXCVU é o maior custo variável 
unitário considerando todo o horizonte de 
planejamento do NEWAVE 
. Nível Mínimo Operativo em Todos os 
REE 
Considerar o mesmo nível 
meses do ano 
em todos os 
Nível Mínimo Operativo nos 
Sudeste, Paraná e Paranapanema 
REEs 20% Energia Armazenável Máxima (EARmáx) 
. Nível Mínimo Operativo nos REEs Sul e 
Iguaçu 
30% EARmáx 
Nível Mínimo Operativo no 
Nordeste 
REE 
23,5% EARmáx 
. Nível Mínimo Operativo no REE Norte 
20,8% EARmáx 
. 
Sazonalidade 
de 
VMINT, 
VMAXT, 
CMONT e CFUGA nos Períodos Pré e 
Pós Estudo 
Considerar 
. Metodologia para Geração de Cenários 
Hidrológicos do Modelo GEVAZP 
PAR(p)-A 
 
Tabela 2 - Parâmetros De Simulação Do Suishi 
 
 
. 
 
 
 
 
 
 
 Tipo de Simulação 
Cálculo de Energia Firme Para um Dado 
Período Crítico 
. Período Crítico 
Jun/49 a Nov/56 
. Número de Faixas de Operação 
20 
. Liberação de Vertimento Quando na 
Iminência de Déficit 
Permitido 
. Tipo de Operação dos Reservatórios 
Faixas Dinâmicas 
. Tipo de Prioridades de Operação das 
Usinas Hidrelétricas 
Adaptativa, com Base em 
Prioridades 
uma Função de 
. Distribuição da Vazão Defluente 
entre os Patamares de Carga 
Considerar 
. Duração do Patamar de Ponta 
0,125 pu 
. Tolerância Máxima de Variação do 
Mercado, Entre a Penúltima e a 
Última 
Iteração, 
no 
Cálculo 
de 
Energia Firme do Sistema 
1 MW médio 
. Priorizar Volume Mínimo Operativo 
em Detrimento de Outras Restrições 
Operativas 
Considerar 
. Sazonalidade do Mercado de Energia 
do Sistema Interligado Nacional - 
SIN 
Considerar a Sazonalidade Utilizada para o Ano 
de Referência do mais Recente Plano Decenal 
de Expansão de Energia - PDE Aprovado pelo 
Ministério de Minas e Energia 
Regras Especiais de Operação 
Bacia do Rio Paraíba do Sul 
da 
Considerar 
Regras de Operação do Rio 
Francisco 
São 
Considerar 
 
II - Configuração de Referência 
 
Nos Estudos a Subsistemas Equivalentes - NEWAVE e a Usinas Individualizadas - SUISHI, a 
Configuração Hidrelétrica de Referência será composta pelas UHEs interligadas ao SIN em operação, concedidas 
ou autorizadas, e já licitadas. As Usinas com graves impedimentos, tanto para o início da construção, quanto para
Critério Estatístico no Processo de
Convergência  Não considerar
Tolerância para Atendimento ao  30R$/MWh
. Critério de Valor Esperado
Condicionado a Determinado Nível de
Confiança - CVar do Custo Marginal de
Operação - CMO  
Volume Mínimo Operativo
. (VminOp/VMINP)  Considerar
Tipo de Penalização do
VminOp/VMINP  Penalização da Máxima Violação
Mês de Penalização do
VminOp/VMINP  Novembro
Sazonalidade do VminOp/VMINP nos
. Períodos Pré e Pós Estudo  Considerar
Penalidade do VminOp/VMINP
.  [(1+taxadescontoanual)^(11/12)]xMAXCVU
Onde MAXCVU é o maior custo variável
unitário considerando todo o horizonte de
planejamento do NEWAVE
Nível Mínimo Operativo em Todos os
. REE  Considerar o mesmo nível em todos os
meses do ano
Nível Mínimo Operativo nos REEs
Sudeste, Paraná e Paranapanema  20% Energia Armazenável Máxima (EARmáx)
Nível Mínimo Operativo nos REEs Sul e
. Iguaçu  30% EARmáx
Nível Mínimo Operativo no REE
Nordeste  23,5% EARmáx
Nível Mínimo Operativo no REE Norte
.  20,8% EARmáx
Sazonalidade de VMINT, VMAXT,  Considerar
. CMONT e CFUGA nos Períodos Pré e
Pós Estudo  
Metodologia para Geração de Cenários
. Hidrológicos do Modelo GEVAZP  PAR(p)-A
Tipo de Simulação
.  Cálculo de Energia Firme Para um Dado
Período Crítico
Período Crítico
.  Jun/49 a Nov/56
Número de Faixas de Operação
.  20
Liberação de Vertimento Quando na
. Iminência de Déficit  Permitido
Tipo de Operação dos Reservatórios
.  Faixas Dinâmicas
Tipo de Prioridades de Operação das
. Usinas Hidrelétricas  Adaptativa, com Base em uma Função de
Prioridades
Distribuição da Vazão Defluente
. entre os Patamares de Carga  Considerar
Duração do Patamar de Ponta
.  0,125 pu
Tolerância Máxima de Variação do  1 MW médio
. Mercado, Entre a Penúltima e a
Última Iteração, no Cálculo de
Energia Firme do Sistema  
Priorizar Volume Mínimo Operativo  Considerar
. em Detrimento de Outras Restrições
Operativas  
Sazonalidade do Mercado de Energia  Considerar a Sazonalidade Utilizada para o Ano
de Referência do mais Recente Plano Decenal
de Expansão de Energia - PDE Aprovado pelo
Ministério de Minas e Energia
. do Sistema Interligado Nacional -
SIN  
Regras Especiais de Operação da
Bacia do Rio Paraíba do Sul  Considerar
Regras de Operação do Rio São
Francisco  Considerar

o início da operação comercial, bem como aquelas que estão em processo de devolução da concessão ou 
autorização serão excluídas da Configuração de Referência. 
 
A 
Configuração 
Termelétrica 
de 
Referência 
será 
composta 
pelas 
UTEs 
despachadas 
centralizadamente e interligadas ao SIN em operação, autorizadas e acompanhadas pelo Departamento de 
Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE/SEE/MME. As Usinas com graves impedimentos, tanto para o início 
da construção, quanto para o início da operação comercial, bem como aquelas que estão em processo de 
suspensão ou revogação da autorização serão excluídas da Configuração de Referência. 
 
No caso de Leilões de Energia, a Configuração de Referência será obtida a partir do Programa Mensal 
de Operação - PMO estabelecido na respectiva Portaria de Diretrizes. Caso esta definição não conste na Portaria 
de Diretrizes, deverá ser utilizado como referência o PMO publicado pelo ONS dois meses antes da realização do 
Leilão. 
 
Usinas não despachadas centralizadamente não são simuladas individualmente nos modelos 
computacionais utilizados no cálculo de garantia física de energia. Será representada, apenas no Modelo 
NEWAVE, uma expectativa de geração agregada por subsistema, por mês e por fonte. Esta expectativa de geração 
será obtida a partir da metodologia definida na Resolução Normativa ANEEL nº 843, de 2 de abril de 2019, 
considerando a duração dos patamares do primeiro ano e o conjunto de Usinas do PMO de Referência, assim 
como as Usinas já licitadas. Para efeitos de simulação estática, todas as Usinas são consideradas completamente 
motorizadas no início do estudo. 
 
No caso de projetos de importação de energia não interruptível e por tempo indeterminado, serão 
considerados apenas os projetos instalados e que estejam com previsão de disponibilidade compatível com a 
Configuração de Referência. 
 
As características técnicas das Usinas Hidrelétricas da Configuração de Referência, que ainda não 
entraram em operação comercial, serão compatíveis com os estudos aprovados pela Agência Nacional de Energia 
Elétrica - Aneel. Para as Usinas Termelétricas, serão consideradas as características técnicas associadas aos seus 
atos autorizativos. 
 
Para os Empreendimentos Hidrelétricos em Operação Comercial, os dados técnicos deverão ser 
obtidos do PMO de Referência, das revisões extraordinárias de garantia física de energia, dos estudos aprovados 
pela Aneel, das licenças ambientais e das declarações ou outorgas de usos de recursos hídricos de Usinas 
previstas ou localizadas na mesma Cascata. 
 
Para os Empreendimentos Termelétricos em Operação Comercial, os Custos Variáveis Unitários - 
CVUs, os valores de potência, de Fator de Capacidade Máximo -FCmáx, da Taxa Equivalente de Indisponibilidade 
Forçada - TEIF e da Indisponibilidade Programada - IP deverão ser obtidos do PMO de Referência. Os valores de 
potência deverão ser compatíveis com os atos legais vigentes relacionados a essas Usinas. Para a inflexibilidade 
operativa serão utilizados os valores declarados por ocasião dos cálculos das garantias físicas de energia vigentes. 
Para as UTEs, que não têm garantia física de energia definida, serão empregados os valores de inflexibilidade 
constantes no PMO de Referência. 
 
Em relação aos Dados Hidrológicos: 
 
a) serão utilizadas as restrições operativas hidráulicas avaliadas como de caráter estrutural; 
 
b) serão considerados os valores de usos consuntivos estabelecidos pela Agência Nacional de Águas - 
ANA ou pelos Órgãos Estaduais de Meio Ambiente em horizonte compatível com a Configuração de Referência do

cálculo de garantia física de energia. Na ausência dos referidos documentos, serão adotados os valores 
apresentados nos Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica ou nos Projetos Básicos aprovados pela Aneel; e 
 
c) será utilizado o histórico de vazões consistido em conjunto pelo ONS, Aneel e ANA para todas as 
Usinas da configuração. Em caráter especial, será considerado o histórico de vazões compatível com declarações 
ou outorgas de usos de recursos hídricos de Usinas previstas ou localizadas na mesma Cascata. 
 
III - Topologia 
 
Para a simulação energética do SIN, a topologia de Subsistemas a ser considerada é: Sudeste - SE, Sul 
- S, Nordeste - NE e Norte - N. 
 
A Topologia de Reservatórios Equivalentes de Energia - REE a ser considerada é aquela denominada 
como G (12 REEs), composta, nesta ordem, pelos REEs: 
 
a) no Subsistema Sudeste: Sudeste, Madeira, Teles Pires, Itaipu, Paraná e Paranapanema; 
 
b) no Subsistema Sul: Iguaçu e demais Usinas da Região Sul; 
 
c) no Subsistema Nordeste: Nordeste; e 
 
d) no Subsistema Norte: Norte, Belo Monte e demais Usinas da Região Norte (Amapá e Margem 
Esquerda do Rio Amazonas). 
 
IV - Proporcionalidade da Carga 
 
Devem ser consideradas as proporcionalidades do mercado do Ano de Referência previsto no último 
PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia, ou no último PDE disponibilizado em Consulta Pública pelo 
Ministério de Minas e Energia, sendo considerado o documento mais recente entre estes dois, agregado de modo 
a respeitar a topologia descrita no item III. 
 
V - Limites de Intercâmbio entre os Subsistemas 
 
Considerar limites de transferência de energia não restritivos entre os Subsistemas. 
 
VI - Custo do Déficit de Energia e Penalidades Associadas 
 
Utilizar o Custo do Déficit de energia vigente, estabelecido de acordo com os procedimentos 
estabelecidos pela Resolução ANEEL nº 795, de 5 de dezembro de 2017, ou outra que venha a substituí-la e em 
conformidade com o disposto no art. 2, § 5º, da Resolução nº 7, de 14 de dezembro de 2016, do Conselho 
Nacional de Política Energética - CNPE. 
 
A penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros usos, em R$/MWh, será obtida a 
partir do Custo do Déficit, conforme a seguinte expressão: PenalidadeDA = Custo Déficit + 0,1% Custo Déficit + 
0,10 R$/MWh 
 
Sendo: 
 
PenalidadeDA : penalidade por não atendimento ao desvio de água para outros usos (R$/MWh); e 
 
Custo Déficit: custo do déficit de energia (R$/MWh).

A penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima, em R$/MWh, será obtida a partir do 
custo do déficit, conforme a seguinte expressão: 
 
PenalidadeVM = CustoDéficit+ 1,00 R$/MWh 
 
Sendo: 
 
PenalidadeVM: penalidade por não atendimento à restrição de vazão mínima (R$/MWh); e 
Custo Déficit: custo do déficit de energia (R$/MWh). 
 
VII - Custo Marginal de Expansão - CME 
 
Utilizar o Custo Marginal de Expansão adotado no mais recente Plano Decenal de Expansão de 
Energia - PDE aprovado pelo Ministério de Minas e Energia.