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 
Item 
Informações 
necessárias 
Responsável 
Prazo(1) 
Forma de 
disponibilização 
1 
Migrações 
de 
distribuidoras da 
condição 
de 
suprida 
para 
cotista 
e 
vice-
versa. 
SRM 
Até 30 de 
setembro 
Memorando 
2 
Previsão 
de 
interligação 
ao 
SIN 
de 
distribuidoras 
atualmente 
pertencentes aos 
sistemas isolados. 
SFE 
- 
SIGET(2) 
(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 
Ite
m 
Informações 
necessárias 
Responsá
vel 
Prazo(1) 
Forma de 
disponibiliz
ação 
1 
Mercado faturado. 
Distribuid
oras 
- 
SAMP/SIAS
E(2) 
2 
Potência Contratada 
mensal 
(kW/mês); 
Energia 
Vinculada 
Eletrobrá
s 
Até 5 de 
novembro 
Correspond
ência
Item    Informações    Responsável  Prazo(1)    Forma de  
    necessárias          disponibilização  
1  Migrações de
distribuidoras da
condição de
suprida para
cotista e vice-
versa.      SRM  Até 30 de
setembro  Memorando    
2  Previsão de
interligação ao
SIN de
distribuidoras
atualmente
pertencentes aos
sistemas isolados.      SFE  -  SIGET(2)    
Ite
m  Informações
necessárias  Responsá
vel  Prazo(1)    Forma de  
          disponibiliz  
          ação  
1  Mercado faturado.  Distribuid
oras  -  SAMP/SIAS
E(2)    
2  Potência Contratada
mensal (kW/mês);
Energia Vinculada  Eletrobrá
s  Até 5 de
novembro  Correspond
ência    
Ite
m
Informações
necessárias
Responsá
vel

(MW médios) da UHE 
Itaipu; e carga da 
ANDE (MW médios) 
do Paraguai. 
3 
Garantias físicas das 
centrais de geração 
Angra 1 e 2 e da UHE 
Itaipu. 
MME(3) 
- 
Portaria 
3 
Taxas Equivalentes de 
Indisponibilidade 
Forçada 
e 
Programada 
de 
Referência – TEIF e IP 
das 
centrais 
de 
geração Angra 1 e 2. 
EPE(4)/M
ME 
- 
Nota 
Técnica/Por
taria/ 
Deck de 
dados 
4 
Taxas Equivalentes de 
Indisponibilidade 
Forçada 
e 
Programada apuradas 
– TEIFa e TEIP das 
centrais de geração 
Angra 1 e 2. 
ONS 
- 
Site do ONS 
5 
Consumos internos e 
Perdas 
na 
rede 
elétrica das centrais 
de geração Angra 1 e 
2, definidos a cada 
ciclo 
de 
Revisão 
Tarifária Periódica. 
CCEE 
Em 
intervalos 
de 3 anos, 
até 30 de 
setembro 
Correspond
ência/CliqC
CEE(5) 
 
(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.
  (MW médios) da UHE
Itaipu; e carga da
ANDE (MW médios)
do Paraguai.      
3  Garantias físicas das
centrais de geração
Angra 1 e 2 e da UHE
Itaipu.  MME(3)  -  Portaria
3  Taxas Equivalentes de
Indisponibilidade
Forçada e
Programada de
Referência – TEIF e IP
das centrais de
geração Angra 1 e 2.  EPE(4)/M
ME  -  Nota
Técnica/Por
taria/
Deck de
dados
4  Taxas Equivalentes de
Indisponibilidade
Forçada e
Programada apuradas
– TEIFa e TEIP das
centrais de geração
Angra 1 e 2.  ONS  -  Site do ONS
5  Consumos internos e
Perdas na rede
elétrica das centrais
de geração Angra 1 e
2, definidos a cada
ciclo de Revisão
Tarifária Periódica.  CCEE  Em
intervalos
de 3 anos,
até 30 de
setembro  Correspond
ência/CliqC
CEE(5)

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 cotas-
partes 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:

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: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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: 
 
𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑚ê𝑠
12
𝑖=1
      (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: 
Distribuidora cotista A 
Mercado cativo de A 
Distribuidora suprida B 
Distribuidora suprida C 
Mercado faturado de A 
Mercado de suprimento de A 
Mercado faturado de A 
Distribuidora cotista A 
Mercado cativo de A 
Distribuidora suprida C = Mercado de suprimento de A 
Distribuidora cotista B 

Parcela relativa à distribuidora suprida B

𝑆𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑
𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡
𝑛
𝑖=1
      (2) 
 
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:  
 
𝐶𝑜𝑡𝑎_𝑃𝑎𝑟𝑡𝑒𝑑𝑖𝑠𝑡=
𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡
𝑆𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡      (3) 
 
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: 
 
𝐺𝐹𝑎𝑝=  𝑚𝑖𝑛[𝐺𝐹𝑝, 𝐺𝐹𝑝 𝑥 
(1−𝑇𝐸𝐼𝐹𝑎)𝑥 (1−𝑇𝐸𝐼𝑃)
(1−𝑇𝐸𝐼𝐹)𝑥 (1−𝐼𝑃) ]       (4) 
 
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: 
 
𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠_𝐶_𝑖𝑛𝑡𝑝(%) = 
∑
(𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗−(𝐺𝑝,𝑗−𝐶𝐺𝐹𝑝,𝑗))
60
𝑖=1 
∑
𝑀𝐵𝑈𝑝,𝑗
60
𝑖=1
× 100%       (5) 
 
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 1 e 2 = EC_anoAngra 1 + EC_anoAngra 2             (7) 
 
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 1 e 2 X Cota_Partedist_ajust                  (8) 
 
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.