RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.160, DE 16 DE JUNHO DE 2026 (parte 3 de 3)

PCItaipu_mês: potência Contratada (kW/mês) da UHE Itaipu informada pela ENBPar, conforme disposto na seção 8.3.2; e
Cota_Partedist_ajust: cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência ajustada, conforme disposto na seção 8.5.1.
91. 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.
ANEXO
Descrição Referência Valor (R$)
Resultado do exercício em 31/12/20XX, apurado até 20/4/20X1, incluindo os
respectivos rendimentos das aplicações obtidas até essa data.
[1]
Valores recompostos pelas distribuidoras à Conta deItaipu no ano20XX, quando
houver, incluindo os respectivos rendimentos das aplicações até 31/12/20XX.
[2]
Caso tenha Reserva Técnica Financeira constituída em 20XX, informar o seu saldo, com
rendimentos, em 31/12/20XX.
[3]
Resultado da Conta de Itaipu em 20XX. [4]=[1+2+3]
Se o saldo for positivo, informar o valor da ReservaTécnica Financeira que a ENBPar
submete à homologação para utilização no ano de 20X1
[5] > 0, se [4]>0
Valor não distribuído sob a forma de Bônus em processo anterior por ser menor que
limite mínimo, com o respectivo rendimento até 31/12/20XX
[6]
Resultado líquido da Conta em 20XX (valor a ser destinado ao bônus de Itaipu se a
Reserva Técnica Financeira for homologada no valor solicitado pela ENBPar).
[7] = [4]-[5]+[6]
ANEXO LXXVI
Módulo 12: Concessionárias de Geração
Submódulo 12.6
COTAS-PARTES DE ANGRA 1 E 2
(Supressão do conteúdo sobre Itaipu que foi migrado para o Submódulo 6.2)
Versão 2.0 C
1 OBJETIVO
1. Estabelecer os procedimentos gerais e a metodologia de cálculo das cotas-partes referentes aos montantes de energia comercializada pelas Centrais de Geração Angra 1 e 2.
2 ABRANGÊNCIA
2. Os procedimentos deste Submódulo aplicam-se:
• 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 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
4. Para fins de aplicação deste Submódulo, consideram-se as seguintes definições:
• “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.
5 INFORMAÇÕES PARA O CÁLCULO DAS COTAS-PARTES
5.1 INFORMAÇÕES A SEREM ENCAMINHADAS PELAS UNIDADES ORGANIZACIONAIS DA ANEEL
5. 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
6. 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
Item Informações necessárias Responsável Prazo(1) Forma de disponibilização
1 Mercado faturado. Distribuidoras - SAMP/SIASE(2)
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)/MME -
Nota Técnica/Portaria/
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
Correspondência/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.
7. 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
8. As cotas-partes são utilizadas para fins de rateio das energias provenientes das centrais de geração Angra 1 e 2 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 26 e 0 deste Submódulo.
9. 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 26 e 0
deste Submódulo.
10. 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 16.
11. 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.
12. 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.
13. 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
14. O mercado faturado será obtido e consistido por meio da análisedas informações encaminhadas pelas distribuidoras, nos termos do Submódulo 10.6 doPRORET.
15. Para fins deste Submódulo, o mercado faturado, encaminhado pelas distribuidoras nos termos do item 14, 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.
16. O mercado faturado de distribuidora integrada ao SIN, nos termos do disposto no item 10, corresponde ao seu mercado total, que abrange os sistemas interligado e isolado, quando houver.
17. 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
18. 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.
19. 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
20. 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 26 e 0 deste Submódulo.
21. Para os cálculos das cotas-partes que ocorrerem após a migração,aplicar-se-á o conceito de mercado faturado estabelecido no item 15, conforme o exemplo do Esquema 1.
6.3 METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS COTAS-PARTES
22. O mercado faturado de cada distribuidora (MFCCdist) de setembro do nono ano a agosto do oitavo ano anterior à data de entrada emvigência 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 doano corrente = 12.
23. O somatório dos mercados faturados de todas as distribuidoras cotistas (SMFCCdist) é dado por:
𝑆𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡= ∑ 𝑀𝐹𝐶𝐶𝑑𝑖𝑠𝑡
𝑛
𝑖=1 (2)
onde:
MFCCdist: mercado faturado de cada distribuidora, definido conforme a equação (1); e
n = número de distribuidoras cotistas.
24. 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).
25. Para a definiçãodas cotas-partes serãoutilizadas 8 (oito) casas decimais, utilizando-se o critério de arredondamento matemático. Ou seja,se a nona casa decimal variarde 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.
26. 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.
7 ALOCAÇÃO DA ENERGIA
27. 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.
28. 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
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
29. A cota-parte de cada distribuidora calculada e publicada com 8 (oito) anos de antecedência será ajustada (Cota_Partedist_ajust) no anoque 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 commercado 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”.
30. O ajuste das cotas-partes descrito na alínea a. do item 29 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 descritaacima será aplicadaanualmente à alocaçãode todas ascotas-partesvigentes, calculadas epublicadas em dataanterior à mudança da condição dadistribuidora desuprida
para cotista.
• o conceito de mercado faturado descrito no item 15 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 DEANGRA 1E 2
31. 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 ResoluçãoNormativa nº 614/2014, ou o que vier a sucedê-la, e descontados os consumosinternos das usinas e asperdas
na RedeElétrica.
32. O cálculo das garantiasfísicas apuradas das centrais de geração Angra 1 ou Angra 2 (GFap) se dará mediante a aplicação da seguintefórmula:
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 doMME, 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
SistemaElétrico – ONS; e
TEIFe IP:Taxas equivalentes de indisponibilidade forçada e programada de referência(utilizadas no cálculo das garantias físicas).
33. 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).
34. 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 perdasna rede elétrica, definidos conforme a equação(5).
35. 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 e2 =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.
36. 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 e2: 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.
37. 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.