* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
 
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 
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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.  
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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 
2020 
Setembro 
5391,75 
10,25 
Outubro 
5438,12 
Novembro 
5486,52 
Dezembro 
5560,59 
2021 
Janeiro 
5574,49 
Fevereiro 
5622,43 
Março 
5674,72 
Abril 
5692,31 
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 
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  Ano      Mês      Número índice (dez/1993=100)      Variação no período  
2020      Setembro      5391,75      10,25    
      Outubro      5438,12          
      Novembro      5486,52          
      Dezembro      5560,59          
2021      Janeiro      5574,49          
      Fevereiro      5622,43          
      Março      5674,72          
      Abril      5692,31          
      Maio      5739,56          
      Junho      5769,98          
      Julho      5825,37          
      Agosto      5876,05          
      Setembro      5944,21          
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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 
(R$/MWh) 
(out/2020 a 
set/2021) 
(R$/MWh) 
(R$/MWh) 
(R$/MWh) 
(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 
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O&M (1) - 2021    IPCA acumulado      O&M – 2022    TAR(2)*0,07(3)      
                    TEO - 2022
                    
(R$/MWh)      (out/2020 a    (R$/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
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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 
encaminhada pela Eletrobras, CTA-DG-02034/20212, 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 
Item 
Energia 
anual 
(MWh) 
Rateio 
(a) 
Energia Itaipu vinculada à potência contratada 
83.481.084 
  
 
(b) 
Energia vinculada ao direito da ANDE (50%) 
41.740.542 
  
 
(c) 
Energia vinculada à potência contratual da 
ANDE 
15.390.480 
  
 
(d) = (b)-(c) 
Energia vinculada cedida à Eletrobrás 
(há pagamento de cessão) 
26.350.062 
38,70% 
 
(e) 
Energia de Itaipu de propriedade do Brasil (50%) 
(não há pagamento de cessão) 
41.740.542 
61,30% 
 
(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, obtém-
se 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$/GWh) 
Componente 
Valor do Tratado em 
(US$) (A) 
Multiplicador (B) 
Fator de ajuste (C) (6) 
Total (A*B*C) 
Royalties 
650 (1) 
4 (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. 
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Número: 48581.001972/2021-00
Item      Energia    Rateio
      anual    
      (MWh)    
(a)  Energia Itaipu vinculada à potência contratada  83.481.084      
(b)  Energia vinculada ao direito da ANDE (50%)  41.740.542      
(c)  Energia vinculada à potência contratual da
ANDE  15.390.480      
(d) = (b)-(c)  Energia vinculada cedida à Eletrobrás
(há pagamento de cessão)  26.350.062      38,70%
(e)  Energia de Itaipu de propriedade do Brasil (50%)
(não há pagamento de cessão)  41.740.542      61,30%
(f) = (d)+(e)  Energia entregue por Itaipu ao Brasil  68.090.604      100,00%
Componente    Valor do Tratado em  Multiplicador (B)  Fator de ajuste (C) (6)  Total (A*B*C)
    (US$) (A)      
Royalties  650 (1)    4 (4)  2,2764905  5.918,88
Cessão  300 (2)    15,3 (5)  2,2764905  4.043,64 (7)
Administração  50 (3)    4 (4)  2,2764905  455,30
        TOTAL (US$)  10.417,82
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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$/MWh) para 2021 
REH nº 2.828, de 15/12/2020 
49,77 
UHE Itaipu 
Custo variável informado rateado (US$/GWh) 
10.417,82 
 
Dólar (US$) 
Média geométrica (01/12/2019 a 30/11/2020) 
5,35 
 
TEOItaipu (R$/MWh) para 2022 
Atualização pelo Dólar (US$) 
55,70 
 
 
 
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 
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Número: 48581.001972/2021-00
TEO (R$/MWh) para 2021
Itaipu
REH nº 2.828, de 15/12/2020      49,77
  UHE Itaipu    10.417,82
  Custo variável informado rateado (US$/GWh)    
  Dólar (US$)    5,35
  Média geométrica (01/12/2019 a 30/11/2020)    
  TEO (R$/MWh) para 2022
Itaipu    55,70
  Atualização pelo Dólar (US$)    
TEO (R$/MWh) para 2021
Itaipu
REH nº 2.828, de 15/12/2020
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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 
2020 
Novembro 
5486,52 
9,70 
Dezembro 
5560,59 
2021 
Janeiro 
5574,49 
Fevereiro 
5622,43 
Março 
5674,72 
Abril 
5692,31 
Maio 
5739,56 
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. 
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Número: 48581.001972/2021-00
Ano  Mês  Número índice (dez/1993=100)  Variação no período
2020  Novembro  5486,52  9,70
  Dezembro  5560,59  
2021  Janeiro  5574,49  
  Fevereiro  5622,43  
  Março  5674,72  
  Abril  5692,31  
  Maio  5739,56  
  Junho  5769,98  
  Julho  5825,37  
  Agosto  5876,05  
  Setembro  5944,21  
  Outubro  6018,51  
  Novembro  6018,51*  
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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° 48500.005474/2021-
76, 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) 
ALINE MOURA DE MELO SOUZA 
Analista Administrativo 
(Assinado digitalmente) 
WENDELL CASSEMIRO DA SILVA 
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
Número: 48581.001972/2021-00