PRORET — Proret Submod 12.6 V 1.1 aren2018838



## A G Ê N C I A  N A C I O N A L  D E  E N E R G I A  E L É T R I C A 

## **Módulo 12: Concessionárias de Geração** 

## **S u b m ó d u l o  1 2 . 6 C O T A S - P A R T E S  D E  A N G R A 1  E  2  E  I T A I P U** 

|**Revisão**|**Motivo da revisão**|**Instrumento de aprovação**|**Data de**<br>**Vigência**|
|---|---|---|---|
|1.0|Primeira versão|Resolução Normativa nº<br>836/2018|11/12/2018|
|1.1|Adequação em função da alteração<br>do Proret 6.7|Resolução Normativa nº<br>838/2018|26/12/2018|

**----- Start of picture text -----**<br>
Proret<br>Procedim entos de<br>Regulação Tarifária<br>**----- End of picture text -----**<br>

## **Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

## **ÍNDICE** 

|1|OBJETIVO ................................................................................................................................................................. 3|
|---|---|
|2|ABRANGÊNCIA ....................................................................................................................................................... 3|
|3|ASPECTOS LEGAIS ................................................................................................................................................. 3|
|4|DEFINIÇÕES ............................................................................................................................................................. 3|
|5|INFORMAÇÕES PARA O CÁLCULO DAS COTAS-PARTES ............................................................................. 4|
||**5.1** **INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS PELAS UNIDADES ORGANIZACIONAIS DA**|
||**ANEEL**.............................................................................................................................................................. 4|
||**5.2** **INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS POR OUTROS AGENTES**......................................... 4|
|6|COTAS-PARTES ....................................................................................................................................................... 5|
||**6.1** **PREMISSAS E CONCEITOS GERAIS**....................................................................................................... 5|
||**6.2** **MERCADO FATURADO**................................................................................................................................ 6|
||**6.3** **METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS COTAS-PARTES**........................................................................ 7|
|7|ALOCAÇÃO DA ENERGIA ..................................................................................................................................... 8|
||**7.1** **TRATAMENTO DAS COTAS-PARTES PARA FINS DE ALOCAÇÃO DA ENERGIA**....................... 9|
||**7.2** **METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA A ALOCAÇÃO DA ENERGIA DE ANGRA 1 E 2**............. 10|
||**7.3** **METODOLOGIA DE CÁLCULO PARA O RATEIO DA POTÊNCIA CONTRATADA E PARA**|
||**ALOCAÇÃO DA ENERGIA DE ITAIPU**.................................................................................................... 12|

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|**Procedimentos de Regulação Tarifária**|**Procedimentos de Regulação Tarifária**|**Procedimentos de Regulação Tarifária**|**Procedimentos de Regulação Tarifária**|
|---|---|---|---|
|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|

## **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 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

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**<br>**disponibilização**|
|---|---|---|---|---|
|1|Migrações de distribuidoras da<br>condição de suprida para cotista<br>e vice-versa.|SRM|Até 30 de<br>setembro|Memorando|
|2|Previsão de interligação ao SIN<br>de<br>distribuidoras<br>atualmente<br>pertencentes<br>aos<br>sistemas<br>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. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

**Tabela 2: Informações necessárias e responsável pela disponibilização** 

|**Item**|<br>**Informações necessárias**|<br>**Responsável**|<br>**Prazo**(1)|<br>**Forma de**<br>**disponibilização**|
|---|---|---|---|---|
|1|Mercado faturado.|Distribuidoras|-|SAMP/SIASE(2)|
|2|Potência<br>Contratada<br>mensal<br>(kW/mês);<br>Energia<br>Vinculada<br>(MW médios) da UHE Itaipu; e<br>carga da ANDE (MW médios) do<br>Paraguai.|Eletrobrás|Até 5 de<br>novembro|Correspondência|
|3|Garantias físicas das centrais de<br>geração Angra 1 e 2 e da UHE<br>Itaipu.|MME(3)|-|Portaria|
|3|Taxas<br>Equivalentes<br>de<br>Indisponibilidade<br>Forçada<br>e<br>Programada de Referência –<br>TEIF e IP das centrais de<br>geração Angra 1 e 2.|EPE(4)/MME|-|Nota<br>Técnica/Portaria/<br>Deck de dados|
|4|Taxas<br>Equivalentes<br>de<br>Indisponibilidade<br>Forçada<br>e<br>Programada apuradas – TEIFa e<br>TEIP das centrais de geração<br>Angra 1 e 2.|ONS|-|Site do ONS|
|5|Consumos internos e Perdas na<br>rede elétrica das centrais de<br>geração Angra 1 e 2, definidos a<br>cada ciclo de Revisão Tarifária<br>Periódica.|CCEE|Em intervalos<br>de 3 anos, até<br>30 de setembro|Correspondência/<br>CliqCCEE(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. 

## **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. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

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: 

## **Distribuidora cotista A** 

- **Mercado cativo de A** 

- • **Distribuidora suprida B Mercado faturado de A** • **Distribuidora suprida C Mercado de suprimento de A** 

**Esquema 1: Distribuidoras B e C são supridas pela Distribuidora cotista A** 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

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** 

## **Mercado faturado de A** • **Distribuidora 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: 

𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑12𝑖=1 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑚ê𝑠 (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._ 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência **COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU 12.6 1.0 D.O. 26/12/2018** 

25. O somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas ( _SMFCCdist_ ) é dado por: 

𝑆𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑𝑛𝑖=1 𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡 (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 (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, utilizandose 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 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

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 cotaparte 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. 

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 de suprimento que havia sido destinado indiretamente à distribuidora cotista por ocasião do cálculo das cotas-partes, conforme descrito nos itens 19 a 23. 

- 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 cotaspartes a serem processados em data posterior à mudança de condição, bem como será observada a data da efetiva migração. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

## **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, 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, 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: 

_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: 

_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)._ 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

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 = 𝐺𝐹𝑎 𝑝 × (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 × 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. 

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**Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

## **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) × 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 cotaspartes calculadas e publicadas com 8 (oito) anos de antecedência e ajustadas conforme disposto no item 7.1 corresponde: 

𝐸𝐴𝑙𝑜𝑐_𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢𝑑𝑖𝑠𝑡 = 𝐸𝐶_𝑎𝑛𝑜𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢 × 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. 

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## **Procedimentos de Regulação Tarifária** 

|Assunto<br>**COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2 E ITAIPU**|Submódulo<br>**12.6**|Revisão<br>**1.0**|Data de Vigência<br>**D.O. 26/12/2018**|
|---|---|---|---|

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× 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. 

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