REN - RESOLUÇÃO NORMATIVA 1028/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova a versão 2.4 C do Submódulo 7.3, a versão 1.1 C do Submódulo 11.2, a versão 1.2 C do Submódulo 12.6 e a versão 1.0 do Submódulo 8.6 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET; e altera o Anexo I da Resolução Normativa ANEEL 1.003 de 1º de fevereiro de 2022.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-08-02
Autor: ANEEL

ANEXO LXXVI
Módulo 12: Concessionárias de Geração
Submódulo 12.6
COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU
Versão 1.2 C

1 OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos gerais e a metodologia de cálculo das cotas-partes referentes aos
montantes de potência e energia comercializados pela Usina Hidrelétrica – UHE Itaipu, bem como aos
montantes de energia comercializada pelas Centrais de Geração Angra 1 e 2.
2 ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se:
•
no caso da UHE Itaipu, a todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica das Regiões Sul,
Sudeste e Centro-Oeste.
• no caso das centrais de geração Angra 1 e 2, a todas as concessionárias, permissionárias ou autorizadas
de serviço público de distribuição no Sistema Interligado Nacional – SIN.
3 ASPECTOS LEGAIS
3. A Lei nº 5.899/1973 dispõe sobre a aquisição dos serviços de eletricidade da Itaipu.
4. O Decreto nº 4.550/2002, alterado pelo Decreto nº 5.287/2004, regulamenta a comercialização de
energia elétrica gerada por Itaipu Binacional e pela Eletronuclear.
5. A Lei nº 12.111/2009 dispõe sobre o pagamento à Eletrobrás Termonuclear S.A. – Eletronuclear da
receita decorrente da geração da energia de Angra 1 e 2.
4 DEFINIÇÕES
6. Nos termos do Decreto nº 4.550/2002 e para fins de aplicação deste Submódulo, consideram-se as
seguintes definições:
• Potência Contratada de Itaipu: potência em quilowatts (kW) que Itaipu coloca permanentemente à
disposição das Altas Partes Contratantes, indicadas no Tratado celebrado em 26 de abril de 1973, entre a
República Federativa do Brasil e a República do Paraguai, conforme Carta Compromisso ou instrumento
contratual firmado entre Itaipu e a Eletrobrás;
• Energia Vinculada à Potência Contratada de Itaipu: montante de energia que cada entidade contratante
pode utilizar em função da potência contratada, definido para cada mês calendário, conforme Carta
Compromisso ou instrumento contratual firmado entre Itaipu e a Eletrobrás;
•
"Distribuidora suprida": corresponde à distribuidora de energia elétrica que mantém compra regulada
integralmente com outra(s) distribuidora(s) cotista(s); e

• "Distribuidora cotista": corresponde à distribuidora que recebe ou participa diretamente do rateio das
cotas-partes de Angra 1 e 2 ou de Itaipu.
5 INFORMAÇÕES PARA O CÁLCULO DAS COTAS-PARTES
5.1 INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS PELAS UNIDADES ORGANIZACIONAIS DA ANEEL
7. A Tabela 1 apresenta as informações que devem ser encaminhadas à Superintendência de Gestão
Tarifária – SGT pelas demais Unidades Organizacionais da ANEEL.
Tabela 1: Informações provenientes das Unidades Organizacionais
Informações Forma de
Prazo(1)
Item Responsável
necessárias disponibilização
Migrações de
distribuidoras da
condição de Até 30 de
1 SRM Memorando

suprida para setembro
cotista e viceversa.
Previsão de
interligação ao
SIN de

2 distribuidoras SFE - SIGET(2)
atualmente
pertencentes aos
sistemas isolados.
(1) Data limite para que a informação esteja na ANEEL.
(2) Sistema de Gestão da Transmissão.
5.2 INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS POR OUTROS AGENTES
8. Na Tabela 2 estão listadas as informações necessárias que devem ser encaminhadas à
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT para o cálculo das cotas-partes.
Tabela 2: Informações necessárias e responsável pela disponibilização
Forma de

Ite Informações Responsá
Prazo(1)
disponibiliz
m necessárias vel
ação
Distribuid SAMP/SIAS
1 Mercado faturado. -
E(2)
oras
Potência Contratada

Eletrobrá Até 5 de Correspond
2 mensal (kW/mês);
s novembro ência
Energia Vinculada

(MW médios) da UHE
Itaipu; e carga da
ANDE (MW médios)
do Paraguai.
Garantias físicas das
centrais de geração
3 MME(3) - Portaria
Angra 1 e 2 e da UHE
Itaipu.
Taxas Equivalentes de
Indisponibilidade Nota
Forçada e Técnica/Por
EPE(4)/M
3 Programada de - taria/
ME
Referência – TEIF e IP Deck de

das centrais de dados
geração Angra 1 e 2.
Taxas Equivalentes de
Indisponibilidade
Forçada e

4 Programada apuradas ONS - Site do ONS
– TEIFa e TEIP das
centrais de geração
Angra 1 e 2.
Consumos internos e
Perdas na rede Em

| elétrica das centrais | intervalos | Correspond |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 5 | de geração Angra 1 e | CCEE | de 3 anos, | ência/CliqC |
| 2, definidos a cada | até 30 de | CEE(5) |  |  |
| ciclo | de | Revisão | setembro |  |

Tarifária Periódica.
(1) Data limite para que a informação esteja na ANEEL.
(2) Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica (SAMP) e
Sistema de Inteligência Analítica do Setor Elétrico (SIASE).
(3) Ministério de Minas e Energia.
(4) Empresa de Pesquisa Energética.
(5) Sistema de Contabilização e Liquidação da CCEE.
9. Caso as informações dispostas no item 2. da Tabela 2 não sejam encaminhadas em tempo hábil, serão
considerados os valores informados pela Eletrobrás no ano anterior, sem prejuízo de eventuais ajustes.

6 COTAS-PARTES
6.1 PREMISSAS E CONCEITOS GERAIS
10. As cotas-partes são utilizadas para fins de rateio das energias provenientes das centrais de geração
Angra 1 e 2 e da UHE Itaipu e correspondem à razão do mercado faturado de cada distribuidora em relação
ao somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras, observado o disposto nos itens 28 e 29
deste Submódulo.
11. Caso uma distribuidora suprida deixe de manter compra regulada integral com uma distribuidora
cotista, passará a integrar o rateio das cotas-partes, observado o disposto nos itens 28 e 29 deste
Submódulo.
12. As distribuidoras integradas ao SIN, nos termos do art. 4º da Lei nº 12.111/2009, terão suas cotaspartes calculadas considerando integralmente seu mercado faturado, conforme disposto no item 18.
13. As distribuidoras pertencentes aos sistemas isolados com previsão de interligação ao SIN dentro do
horizonte avaliado serão consideradas no rateio das cotas-partes a partir do ano subsequente ao da
previsão de sua interligação.
14. As cotas-partes serão publicadas anualmente até o dia 30 de novembro do oitavo ano anterior ao
ano de vigência, por meio de Resolução Homologatória.
15. As energias alocadas, rateadas segundo as cotas-partes ajustadas, serão publicadas anualmente até
o dia 30 de novembro do ano anterior ao de vigência, por meio de Resolução Homologatória.
6.2 MERCADO FATURADO
16. O mercado faturado será obtido e consistido por meio da análise das informações encaminhadas
pelas distribuidoras, nos termos do Submódulo 10.6 do PRORET.
17. Para fins deste Submódulo, o mercado faturado, encaminhado pelas distribuidoras nos termos do
item 16, corresponde aos mercados cativo e de suprimento, quando houver, verificados durante o mês
de setembro do nono ano a agosto do oitavo ano anterior à data de vigência das respectivas cotas-partes.
18. O mercado faturado de distribuidora integrada ao SIN, nos termos do disposto no item 12,
corresponde ao seu mercado total, que abrange os sistemas interligado e isolado, quando houver.
19. A distribuidora suprida não participa diretamente do rateio das cotas-partes, mas de forma indireta,
na medida em que seu suprimento está contido no mercado faturado da distribuidora cotista, conforme
o exemplo do Esquema 1:

Distribuidora cotista A
Mercado cativo de A
Distribuidora suprida B
Mercado faturado de A
Distribuidora Mercado de suprimento de A
suprida C
Esquema 1: Distribuidoras B e C são supridas pela Distribuidora cotista A
20. No Esquema 1, apenas a distribuidora A é cotista. Sua cota-parte corresponde ao mercado faturado
de A, que compreende o somatório do mercado cativo de A e o mercado de suprimento de A, composto
pelas distribuidoras supridas B e C.
21. O mercado faturado abrange a análise das migrações de distribuidoras da condição de suprida para
cotista, conforme o exemplo do Esquema 2, na qual a Distribuidora B passa a ser cotista:
Distribuidora cotista A
Mercado cativo de A
Distribuidora Mercado faturado de A
suprida C = Mercado de suprimento de A
Distribuidora cotista B
 Parcela relativa à distribuidora suprida B
Esquema 2: Distribuidora B deixa de ser suprida pela Distribuidora cotista A – período de transição
22. A situação descrita no Esquema 2 corresponde à realocação de parte das cotas das distribuidoras
cotistas, calculadas e publicadas em data anterior à efetiva migração, para as distribuidoras que terão as
relações de suprimento reduzidas/extintas no período de transição, observado o disposto nos itens 28 e
29 deste Submódulo.
23. Para os cálculos das cotas-partes que ocorrerem após a migração, aplicar-se-á o conceito de mercado
faturado estabelecido no item 17, conforme o exemplo do Esquema 1.
6.3 METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS COTAS-PARTES
24. O mercado faturado de cada distribuidora (MFCCdist) de setembro do nono ano a agosto do oitavo
ano anterior à data de entrada em vigência das cotas-partes é dado por:
12

𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑚ê𝑠 (1)
𝑖=1
onde:
Energiamês: mercado faturado de cada distribuidora em cada mês (MWh); e
i: mês, sendo setembro do ano anterior ao cálculo = 1 e agosto do ano corrente = 12.
25. O somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas (SMFCCdist) é dado por:

𝑆𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑ 𝑛 𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡 (2)
𝑖=1
onde:
MFCCdist: mercado faturado de cada distribuidora, definido conforme a equação (1); e
n = número de distribuidoras cotistas.
26. Assim, a cota-parte de cada distribuidora (Cota_Partedist), em número decimal, corresponde:
𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡
𝐶𝑜𝑡𝑎_𝑃𝑎𝑟𝑡𝑒𝑑𝑖𝑠𝑡= (3)
𝑆𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡
onde:
MFCCdist: mercado faturado de cada distribuidora, definido conforme a equação (1); e
SMFCCdist: somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas, definido conforme a
equação (2).
27. Para a definição das cotas-partes serão utilizadas 8 (oito) casas decimais, utilizando-se o critério de
arredondamento matemático. Ou seja, se a nona casa decimal variar de 0 a 4, a oitava casa manterá o seu
valor; e se a nona casa decimal variar de 5 a 9, a oitava casa terá uma unidade somada ao seu valor.
28. Para o cálculo das cotas-partes das centrais de geração Angra 1 e 2, o somatório dos mercados
faturados de todas as distribuidoras cotistas (SMFCCdist) corresponde às concessionárias, permissionárias
ou autorizadas de serviço público de distribuição do SIN.
29. Para o cálculo das cotas-partes da UHE Itaipu, o somatório dos mercados faturados de todas as
distribuidoras cotistas (SMFCCdist) corresponde às concessionárias de serviço público de distribuição das
Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste.
7 ALOCAÇÃO DA ENERGIA
30. As energias são alocadas às distribuidoras na proporção de suas cotas-partes a partir do mês de
janeiro do ano subsequente ao de sua homologação.
31. Para o cálculo dos montantes de energia a serem estabelecidos para o ano subsequente serão
consideradas as cotas-partes calculadas e publicadas pela ANEEL com 8 (oito) anos de antecedência,
ajustadas conforme os procedimentos descritos no item 7.1 deste Submódulo.
7.1 TRATAMENTO DAS COTAS-PARTES PARA FINS DE ALOCAÇÃO DA ENERGIA
32. A cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência será
ajustada (Cota_Partedist_ajust) no ano que antecede à sua vigência nas seguintes situações:

a. quando uma distribuidora suprida deixar de manter compra regulada integral com uma distribuidora
cotista, situação em que tal distribuidora deverá ter sua cota-parte dissociada da antiga distribuidora
cotista.
b. quando uma distribuidora passar a ter compra regulada integral com uma distribuidora cotista,
situação em que sua cota-parte anteriormente calculada será acrescentada à cota-parte calculada para a
distribuidora cotista.
c. agrupamento de distribuidoras, situação em que as cotas-partes calculadas serão atribuídas a uma
única distribuidora cotista agregadora.
d. quando a previsão de interligação ao SIN não ocorrer dentro do horizonte avaliado, situação em que a
cota-parte definida para a distribuidora não interligada será redistribuída às demais distribuidoras cotistas
na proporção de suas cotas-partes.
e. As distribuidoras com mercado de energia inferior a 700GWh/ano que reduzirem ou extinguirem a
relação de suprimento, após a publicação desse submódulo, terão as cotas-partes ajustadas ao mercado
faturado atual, ou seja, entre setembro do segundo ano e agosto do ano anterior à vigência da alocação
da energia. A sobra ou déficit de energia dessa adequação será realocada às demais distribuidoras.
f. As distribuidoras com mercado de energia inferior 700GWh/ano que reduziram ou extinguiram a
relação de suprimento, antes da publicação desse submódulo, deverão se manifestar em até 2 anos sobre
aderir a regra constante do item "e".
33. O ajuste das cotas-partes descrito na alínea a. do item 32 se processará da seguinte forma:
•
durante o período de transição, a cota-parte atribuída à distribuidora que deixou de ser suprida
corresponde ao mercado integral da distribuidora no período de setembro do segundo ano a agosto do
ano anterior a vigência da alocação de energia.
•
a sistemática descrita acima será aplicada anualmente à alocação de todas as cotas-partes vigentes,
calculadas e publicadas em data anterior à mudança da condição da distribuidora de suprida para cotista.
• o conceito de mercado faturado descrito no item 17 será aplicado à distribuidora que passou da
condição de suprida para cotista a partir dos cálculos das cotas-partes a serem processados em data
posterior à mudança de condição, bem como será observada a data da efetiva migração.
7.2 METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA A ALOCAÇÃO DA ENERGIA DE ANGRA 1 E 2
34. Nos termos do art. 18 da Resolução Normativa nº 530/2012, ou o que vier a sucedê-lo, o montante
anual de energia elétrica disponível para venda das centrais de geração Angra 1 e 2 terá como base as
garantias físicas apuradas (GFap), calculadas nos termos da Resolução Normativa nº 614/2014, ou o que
vier a sucedê-la, e descontados os consumos internos das usinas e as perdas na Rede Elétrica.

35. O cálculo das garantias físicas apuradas das centrais de geração Angra 1 ou Angra 2 (GFap) se dará
mediante a aplicação da seguinte fórmula:
(1−𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎)𝑥 (1−𝑇𝐸𝐼𝑃)
𝐺𝐹𝑎𝑝= 𝑚𝑖𝑛[𝐺𝐹𝑝, 𝐺𝐹𝑝 𝑥 ] (4)
(1−𝑇𝐸𝐼𝐹)𝑥 (1−𝐼𝑃)
onde:
GFp: garantias físicas definidas por meio de Portaria do MME, sendo "p" = centrais de geração Angra 1 ou
Angra 2;
TEIFa e TEIP: Taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada apuradas referentes ao mês
de julho do ano de processamento do cálculo e publicadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS; e
TEIF e IP: Taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada de referência (utilizadas no
cálculo das garantias físicas).
36. Os consumos internos e as perdas na rede elétrica (Perdas_C_intp), definidos a cada ciclo de revisões
das centrais de geração de Angra 1 e 2 com base nos valores realizados nos sessenta meses anteriores à
data da revisão em curso, são obtidos a partir dos dados de contabilização da Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica – CCEE e correspondem:
60
∑ (𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗−(𝐺𝑝,𝑗−𝐶𝐺𝐹𝑝,𝑗))

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠_𝐶_𝑖𝑛𝑡𝑝(%) = 𝑖=1 × 100% (5)
∑ 60 𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗
𝑖=1
onde:
∑: somatório dos valores para cada usina "p" separadamente, considerando todos os períodos de
comercialização "j", integralizado no mês, nos 60 meses anteriores à data da revisão em curso;
MBUp,j: Medição Bruta da Usina em Operação Comercial fora do Centro de Gravidade (MWh);
Gp,j: Geração Comercial no Centro de Gravidade (MWh); e
CGFp,j: Consumo de Geração de Usina no Centro de Gravidade (MWh).
37. O montante anual de energia elétrica de cada central de geração, Angra 1 ou Angra 2, (EC_anop)
corresponderá à garantia física apurada (GFap) deduzida do valor percentual de consumo interno e das
perdas na rede elétrica calculados conforme a seguinte fórmula:
EC_anop = GFap X (1 – Perdas_C_intp) (6)
onde:
GFap: garantia física apurada, definida conforme a equação (4), sendo "p" = cada central de geração, Angra
1 ou Angra 2; e
Perdas_C_intp: valor percentual de consumo interno e das perdas na rede elétrica, definidos conforme a
equação (5).

38. O montante anual de energia elétrica das centrais de geração de Angra 1 e 2 (SEC_anoAngra) a ser
comercializado no ano subsequente corresponde ao somatório dos montantes anuais de energia elétrica
de cada central de geração, conforme a seguir:

SEC_anoAngra = EC_anoAngra + EC_anoAngra (7)
1 e 2 1 2
onde:
EC_anop: montante anual de energia elétrica de cada central de geração, Angra 1 e Angra 2, definida
conforme a equação (6), sendo "p" = cada central de geração, Angra 1 ou Angra 2.
39. A energia elétrica das centrais de geração Angra 1 e 2 alocada a cada distribuidora (EAloc_Angradist)
com base nas cotas-partes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos de antecedência e ajustadas
conforme disposto no item 7.1 corresponde:

EAloc_Angradist = SEC_anoAngra X Cota_Partedist_ajust (8)
1 e 2
onde:
SEC_anoAngra 1 e 2: montante anual de energia elétrica de cada central de geração, Angra 1 e Angra 2,
definido conforme a equação (7); e
Cota_Partedist_ajust: cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de
antecedência ajustada, conforme disposto no item 7.1.
40. A energia elétrica das centrais de geração Angra 1 e 2 alocada a cada distribuidora do SIN no ano
subsequente, conforme a equação (8), será arredondada em 3 (três) casas decimais, utilizando-se o
critério de arredondamento matemático.
7.3 METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA O RATEIO DA POTÊNCIA CONTRATADA E PARA ALOCAÇÃO DA
ENERGIA DE ITAIPU
41. Para o cálculo do rateio da Potência Contratada (kW/mês) e da alocação da energia da UHE Itaipu
para comercialização no ano subsequente com as concessionárias de distribuição das Regiões Sul, Sudeste
e Centro-Oeste são utilizados os valores informados pela Eletrobrás e de garantia física dispostos no item
5.2.
42. O montante anual de energia elétrica da UHE Itaipu (EC_anoItaipu) a ser comercializado com as
concessionárias de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste no ano subsequente corresponde
à garantia física da UHE Itaipu descontada da carga da Administración Nacional de Eletricidad – ANDE,
conforme a seguinte fórmula:
EC_anoItaipu(MWh) = (GFItaipu – CargaANDE) X horasano (9)
onde:
GFItaipu: garantia física da UHE Itaipu definida por meio de Portaria do MME (MW médios);
CargaANDE: carga da ANDE do Paraguai informada pela Eletrobrás, conforme item 41 (MW médios); e

horasano: corresponde a 8.760 horas no ano ou 8.784 no ano bissexto.
43. A energia elétrica da UHE Itaipu alocada a cada concessionária de distribuição (EAloc_Itaipudist) das
Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste com base nas cotas-partes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos
de antecedência e ajustadas conforme disposto no item 7.1 corresponde:
EAloc_Itaipudist = EC_anoItaipu X Cota_Partedist_ajust (10)
onde:
EC_anoItaipu: montante anual de energia elétrica da UHE Itaipu, definido conforme a equação (9); e
Cota_Partedist_ajust: cota-parte de cada concessionária de distribuição calculada e publicada com 8 (oito)
anos de antecedência ajustada, conforme disposto no item 7.1.
44. A energia elétrica da UHE Itaipu alocada a cada concessionária de distribuição das Regiões Sul,
Sudeste e Centro-Oeste no ano subsequente, conforme a equação (10), será arredondada em 3 (três)
casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático.
45. A energia elétrica da UHE Itaipu alocada a cada concessionária de distribuição das Regiões Sul,
Sudeste e Centro-Oeste no ano subsequente está referenciada à subestação de Foz do Iguaçu.
46. O rateio das perdas de conexão da UHE Itaipu que ocorrem entre a subestação de Foz do Iguaçu e as
subestações de fronteira com a Rede Básica será tratado segundo as Regras de Comercialização da CCEE
vigentes.
47. Os montantes mensais de potência contratada da UHE Itaipu a serem repassados à cada
concessionária de distribuição (Pot_Itaipudist_mês) das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste com base nas
cotas-partes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos de antecedência e ajustadas conforme disposto no
item 7.1 corresponde:
Pot_Itaipudist_mês = PCItaipu_mês X Cota_Partedist_ajust (11)
onde:
PCItaipu_mês: potência Contratada (kW/mês) da UHE Itaipu informada pela Eletrobras, conforme disposto
no item 5.2; e
Cota_Partedist_ajust: cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de
antecedência ajustada, conforme disposto no item 7.1.
48. Os montantes mensais de potência contratada da UHE Itaipu a serem repassados à cada
concessionária de distribuição das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste serão arredondados em 3 (três)
casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático.