REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2858/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Companhia Energética do Rio Grande do Norte - Cosern.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005014/2020-67.
INTERESSADO: Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern.
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern,
a vigorar a partir de 22 de abril de 2021.
I – RELATÓRIO
1. A Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern)1 é concessionária de serviço
público de distribuição de energia elétrica, no estado do Rio Grande do Norte, e atende cerca de 1,5
milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da
ordem de R$ 2,2 bilhões.
2. Por meio da Resolução Homologatória nº 2.6772, de 14 de abril de 2020, foi aprovado o
Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2020 da Cosern, com efeito médio de 3,40%3.
3. A Resolução Normativa nº 8854, de 23 de junho de 2020, regulamentou o Decreto nº
10.3505, de 18 de maio de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as
distribuidoras com vistas ao enfrentamento do estado de calamidade pública, reconhecido pelo Decreto
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e conter
aumentos tarifários durante a primeira fase da pandemia.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 008/1997-ANEEL.
Disponível em
2
3 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 22 de abril de 2020 e 30
de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1º de julho de 2020.
4 Disponível em
5 Disponível em https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/d10350.htm.

4. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020,
fui designada relatora do processo.
5. Mediante a Carta SRE-005/20216, de 23 março de 2021, a Cosern apresentou sua proposta
para o Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021.
6. O RTA de 2021 da Cosern ocorre em um momento de intensa pressão tarifária, decorrente
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com indicadores inflacionários
atingindo patamares elevados e intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliados a condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante do isolamento
social.
7. Diante desse cenário, a ANEEL e o Poder Concedente, em conjunto com as demais
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, desenvolveram ações para mitigar parte
do aumento tarifário que se observaria neste ano. O objetivo foi preservar a capacidade de pagamento
do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o
setor elétrico.
8. Em 14 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou à
distribuidora e ao Conselho de Consumidores da Cosern as planilhas de cálculo, conforme dispõe a
Resolução Normativa nº 6527, de 17 de março de 2015.
9. Por meio do Ofício nº 86/2021-DIR/ANEEL8, de 15 de abril de 2021, diante dos índices de
reajuste calculados até aquele momento, oportunizei à Cosern a proposição de medidas adicionais que
pudessem aliviar os impactos tarifários para seus consumidores.
10. Mediante a Carta SRE-009/20219, de 16 de abril de 2021, retificada pela Carta SRE010/202110, de 19 de abril de 2021, a Cosern propôs diferimento com base na previsão das compensações
de créditos de PIS/Pasep e Cofins, em razão das ações judiciais que retiram o ICMS da base de cálculo
Documento Sicnet nº 48513.007742/2021-00.
6
7 Disponível em
8 Documento Sicnet nº 48510.000196/2021-00.
9 Documento Sicnet nº 48575.001610/2021-00.
10 Documento Sicnet nº 48513.010513/2021-00.

desses tributos, e o adiantamento do passivo referente à Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativo (UDER).
11. Em 19 de abril de 2021, por meio da Nota Técnica n° 70/2021-SGT/ANEEL11, a SGT
consolidou o cálculo do RTA de 2021 da Cosern.
12. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
13. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) da Cosern conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,96%, sendo de 11,18%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 8,27%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão, conforme
destacado no Tabela 1.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 11,18%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,27%
Efeito Médio AT+BT 8,96%
14. A diferença de efeito para os consumidores conectados em Alta Tensão e Baixa Tensão se
deve em boa parte à forte pressão de custos alocados na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD),
que impactam mais os consumidores da Alta Tensão, como os custos de rede básica e de distribuição.
15. O efeito médio de 8,96% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e de
Parcela B, contribuindo para o efeito médio em 21,16%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual reajuste, levando a uma redução de -7,43%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -4,78%,
conforme apresentado no Gráfico 1.
11 Documento Sicnet nº 48581.000612/2021-00.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
10,56%
8,96%
4,13% 4,10%
2,37%
-4,78%
-7,43%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
16. Os custos da Parcela A representam 62,8% dos custos da concessionária. O aumento desses
custos foi responsável por 10,60% na composição do índice de reajuste tarifário.
17. O valor total dos Encargos Setoriais corresponde a um efeito tarifário médio de 2,37%.
Ressalta-se que a partir de 2021, será pago, por meio da CDE, o empréstimo referente à Conta-Covid,
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020,
conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. Os efeitos referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE
Conta-Covid TUSD representam, respectivamente, de 0,71% e 0,97%. Para a CDE – USO está sendo
considerada a previsão objeto da Consulta Pública 72/202012, com impacto de 0,19% no efeito médio das
tarifas.
18. A Tabela 2, a seguir, detalha os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
12 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, foram
utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme Nota Técnica
nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença em relação aos valores
efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. Acresce-se ao montante o recolhimento das quotas mensais da
CDE CONTA COVID, para amortização da operação de crédito contratada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
– CCEE, conforme Despacho nº 181, de 26 de janeiro de 2021.

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.471.930.200 1.710.128.995 | 16,2% | 10,60% | 62,8% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 198.655.728 | 251.878.576 | 26,8% | 2,37% | 9,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 3.086.978 | 4.071.505 | 31,9% | 0,04% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 92.186.717 | 96.380.928 | 4,5% | 0,19% | 3,5% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 21.763.094 | 0,0% | 0,97% | 0,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | - | 16.035.261 | 0,0% | 0,71% | 0,6% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 45.920.476 | 45.166.010 | -1,6% | -0,03% | 1,7% |
| PROINFA | 35.067.514 | 44.347.033 | 26,5% | 0,41% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 22.291.152 | 23.993.753 | 7,6% | 0,08% | 0,9% |
| ONS | 102.891 | 120.992 | 17,6% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 184.254.841 | 277.107.639 | 50,4% | 4,13% | 10,2% |
| Rede Básica | 115.979.875 | 172.412.555 | 48,7% | 2,51% | 6,3% |
| Rede Básica Fronteira | 44.796.479 | 62.019.454 | 38,4% | 0,77% | 2,3% |
| Rede Básica ONS (A2) | 444.699 | 763.522 | 71,7% | 0,01% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | - | 1.652.408 | 0,0% | 0,07% | 0,1% |
| Conexão | 23.033.787 | 40.259.700 | 74,8% | 0,77% | 1,5% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.089.019.632 1.181.142.780 | 8,5% | 4,10% | 43,4% |  |
| PARCELA B | 774.615.380 1.011.854.244 | 30,6% | 10,56% | 37,2% |  |
| IRT | 2.246.545.579 2.721.983.238 | 21,16% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 166.816.374 | -7,43% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 89.735.425 | 3,99% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 59.831.238 | 2,66% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.348.492) | -0,10% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.075.806 | 0,14% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 6.597.728 | 0,29% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 51.838.890 | 2,31% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.491.814 | 0,07% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 61.740.241 | 2,75% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 98.261 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (66.815.375) | -2,97% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (489.395) | -0,02% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (11.875.128) | -0,53% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.389.475) | -0,11% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (37.341.125) | -1,66% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.376.804) | -0,19% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (26.059.015) | -1,16% |  |  |  |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (14.263.252) | -0,63% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 12.214.624 | 0,54% |  |  |  |
| Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414) | (4.793.031) | -0,21% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) | (135.208) | -0,01% |  |  |  |
| Créditos de PIS/COFINS | (29.377.800) | -1,31% |  |  |  |
| Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) | (162.224.000) | -7,22% |  |  |  |

Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de R (55.177.372) -2,46%

Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB (19.282.309) -0,86%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira (10.507.367) -0,47%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão (5.985.255) -0,27%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,78%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,96%

19. Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 4,13%. Esses custos estão
de acordo com as Resoluções Homologatórias nº 2.72513 e 2.72614, ambas de 14 de julho de 2020, as
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST).
20. Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 4,10%.
Contribuiu significativamente para esse resultado a variação do preço do contrato bilateral, que possui
reajuste vinculado ao IGP-M15, dólar e combustível16. As contribuições das diferentes modalidades de
contratação podem ser observadas no Gráfico 2.
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia
4,10%
1,86%
1,32%
0,50%
0,25% 0,29%
0,00%
-0,13%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
21. A Parcela B, por sua vez, representa 37,2% dos custos da concessionária, com impacto de
10,56% no efeito médio total a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B,
considerou-se a variação acumulada do IGP-M, entre abril de 2020 e março de 2021, de 31,10%, subtraída
do Fator X, de 0,47%, o que totaliza 30,63%.
13 Disponível em
Disponível em
14
15 Índice Geral de Preços – Mercado.
16 De acordo com o Memorando nº 43/2021-SRM/ANEEL a Cosern possui contrato bilateral de compra de energia com a
Termoaçu S.A, que possui correção de preço vinculado às variações do IGP-M (participação de 31%), do Dólar (participação de
39%) e do Combustível (participação de 30%)

22. Os componentes financeiros17 a serem considerados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em -7,43%, conforme detalhado na Tabela 3.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 89.735.425 | 3,99% |
| CVA em processamento -Transporte | 59.831.238 | 2,66% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.348.492) | -0,10% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.075.806 | 0,14% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 6.597.728 | 0,29% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 51.838.890 | 2,31% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.491.814 | 0,07% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 61.740.241 | 2,75% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 98.261 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (66.815.375) | -2,97% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (489.395) | -0,02% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (11.875.128) | -0,53% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (2.389.475) | -0,11% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (37.341.125) | -1,66% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.376.804) | -0,19% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (26.059.015) | -1,16% |
| Reversão Conta Covid - Postergação | (14.263.252) | -0,63% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 12.214.624 | 0,54% |
| Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414) | (4.793.031) | -0,21% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) | (135.208) | -0,01% |
| Créditos de PIS/COFINS | (29.377.800) | -1,31% |
| Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) | (162.224.000) | -7,22% |
| Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos | (55.177.372) | -2,46% |
| Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (19.282.309) | -0,86% |
| Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira | (10.507.367) | -0,47% |
| Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão | (5.985.255) | -0,27% |
| Total | (166.816.374) | -7,43% |

23. O financeiro que mais contribuiu para o aumento das tarifas foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 3,99%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA, incluindo o custo do risco hidrológico associado aos Contratos de Cota de
Garantia Física (CCGF) e às usinas repactuadas.
24. Destaca-se também a CVA em Processamento – Transporte, com efeito de 2,66%,
decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) consideradas para
17 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, produzindo efeitos nas tarifas apenas
por 1 (um) ano.

cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente pagas, estabelecidas na Resolução
Homologatória nº 2.726, de 2020.
25. Ainda, com impacto de 2,31%, destaca-se o efeito da liquidação do excedente ou déficit de
energia contratada pela concessionária no mercado de curto prazo (Sobrecontratação / exposição de
energia). Esse resultado, de cerca de R$ 51,9 milhões, contempla as liquidações de energia no curto prazo
para os meses de competência de janeiro de 2020 a janeiro de 2021.
26. Importante ressaltar que, diante do cenário socioeconômico decorrente da pandemia de
Covid, foram adotados mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário. Esses mecanismos estão
incorporados ao processo tarifário na forma de componentes financeiros negativos, conforme detalhado
na Nota Técnica nº 70/2021-SGT/ANEEL e resumido a seguir.
a) Reversão dos recursos da Conta-Covid: consiste na reversão dos montantes
equivalentes à totalidade dos valores recebidos da Conta-Covid pela Cosern, devidamente atualizados
pela SELIC, correspondentes aos itens previstos nos §1º e §2º do art. 5º da Resolução Normativa nº 885,
de 2020, totalizando um impacto de -4,31%.
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente (RBSE): esse componente
financeiro está associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000,
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de
2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à Aneel, deve ser atualizado pela taxa referente
ao custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo
2020-2021, pelo prazo de oito anos. De acordo com a SGT, "considerando que durante os ciclos de
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (1º
de julho de 2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de
constituição da dívida". Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente
financeiro negativo para a Cosern, no valor de R$ 35.774.930 (trinta e cinco milhões, setecentos e setenta
e quatro mil, novecentos e trinta reais), equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão
a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão vigentes que, por força do
Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos tarifários de distribuição. Esse

componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de -1,59%.
c) Financeiro Extraordinário de Antecipação da Reversão de Receitas de Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER): conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)18, os valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente
de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o termo aditivo contratual, devem ser
contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior
ao terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica
(3CRTP). No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão tarifária
no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a
antecipação da reversão desses recursos, faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e a
competência mais recente disponível, conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao
Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 6 de abril de 2021. Dessa forma, no RTA da Cosern foi
considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 55.177.372 (cinquenta e cinco milhões,
cento e setenta e sete mil, trezentos e setenta e dois reais), contribuindo com uma redução tarifária de -
2,46%. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá
a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UDER
contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste
reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante
antecipado.
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN 414/2010): também
contribuíram para a mitigação do efeito tarifário os valores a serem revertidos à modicidade tarifária,
associados à Resolução Normativa nº 41419, de 9 de setembro de 2010. Esses valores são referentes a
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados entre
distribuidora e seus consumidores, previsto no §3º do art. 70-A da Resolução Normativa nº 414, de 2010;
e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao
consumidor, previstos no §7º do art. 88 da Resolução Normativa nº 414, de 201; cujo volume informado
e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 4,9 milhões, contribuindo para
redução do efeito em -0,22%. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por
18 Disponível em
19 Disponível em

fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários.
e) Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que se
questiona a incidência sobre ICMS ainda serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no
âmbito da Consulta Pública nº 005/202120. No entanto, o Despacho nº 36121, de 9 de fevereiro de 2021,
autorizou, em situações excepcionais, o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta
pública, limitado a 20% do valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Neste sentido, os
valores informados pela Cosern foram considerados no processo, os quais consistem em créditos dos
valores já compensados pela distribuidora nos meses de competência de janeiro e fevereiro de 2021, com
impacto estimado de -1,31%, e em diferimento lastreado na expectativa de compensações futuras, com
impacto de -7,22%.
27. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem22 e com tributos23), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
20 Disponível em
21 Disponível em
22 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
23 Na Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária,
utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,7% para o ICMS e de 5,9% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de
25,6% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a
majoração de 34,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de
Custo de
Energia
Transmissão
43,4% PROINFA
10,2%
1,6%
CDE
Encargos
4,9%
Setorias
9,3% ESS/EER
1,7%
Outros
Custo de
1,0%
Distribuição
37,2%
Gráfico 4 – Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual – Com tributos
Custo de Encargos
Transmissão
Setoriais
7,6% 6,9%
Custo de
ICMS
Energia
19,6%
32,3%
Tributos
25,5% PIS/COFINS
Custo de 5,9%
Distribuição
27,7%
28. Ademais, no Gráfico 5 são apresentadas a evolução da tarifa B1 – Residencial da
concessionária nos últimos 10 anos (62,2%) e as variações do IGP-M (119,4%) e do IPCA (73,3%) no mesmo
período.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
559,03
518,50
505,53
480,81
405,38 418,00
363,73 375,90
344,72 342,50 350,72
308,53
298,25
Reajuste Reajuste RTE 2013 Revisão Reajuste RTE 2015 Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
29. Adicionalmente, cabe esclarecer que o pleito apresentado pela Cosern, na Carta SRE005/2021, em relação à compensação associada à microgeração e minigeração distribuída foge ao escopo
do processo de RTA, e deve fazer parte das discussões sobre o aprimoramento da Resolução Normativa
nº 48224, de 17 de abril de 2012.
30. Por fim, a Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à distribuidora no período de competência de abril/2021 a
março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esses valores contemplam também o ajuste referente
à diferença entre os valores previstos e realizados no período de abril/2020 a março/2021 e levam em
consideração as diferenças resultantes da postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de
abril a 30 de junho de 2020.
Tabela 4 – Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 920.925 | 2.592.905 | 3.513.830 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 67.207 | 652.888 | 720.094 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (266.802) | 589.144 | 322.341 |
| Subsídio Rural | (189.944) | 1.292.656 | 1.102.712 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 411.203 | 3.415.162 | 3.826.365 |
| Total | 942.589 | 8.542.754 | 9.485.343 |

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III – DIREITO
31. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei
nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945,
de 7 de março de 2013; e (vi) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica
nº 008/1997-ANEEL.
IV – DISPOSITIVO
32. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005014/2020-67, voto pela
emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Companhia Energética do
Rio Grande do Norte (Cosern), a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 8,96%, sendo 11,18% para os
consumidores em alta tensão e 8,27% para os consumidores em baixa tensão;
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Tarifas de Energia
Elétrica (TE) aplicáveis aos consumidores e usuários da Cosern;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; e
d) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE)
a ser repassado pela CCEE à Cosern, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora