REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2064/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
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: 2016-04-22
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 98/2016-SGT/ANEEL
Em 14 de abril de 2016.
Processo: 48500.005402/2015-81
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à COSERN - Companhia Energética
do Rio Grande do Norte e demais providências
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da COSERN - Companhia
Energética do Rio Grande do Norte, vigente a partir de 22 de abril de 2016, calculado em conformidade com
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão de Distribuição nº 008/1997 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A COSERN, sediada na cidade de Natal - RN, atende aproximadamente 1,35 milhão de
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de
R$ 1,61 bilhão.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 1.167.401 | 170.636 | 38,5% |
| Industrial | 1.468 | 105.346 | 23,8% |
| Comercial | 88.899 | 84.848 | 19,2% |
| Rural | 72.217 | 26.921 | 6,1% |
| Iluminação Pública | 7.586 | 14.188 | 3,2% |
| Poder Público | 12.663 | 21.596 | 4,9% |
| Serviço Público | 1.948 | 18.886 | 4,3% |
| Demais classes | 131 | 605 | 0,1% |
| Total | 1.352.313 | 443.025 | 100% |

1 - Fonte: SAMP - competência março/2016
48581.001126/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
3. A distribuidora, por meio de Carta CA/SRE-051/2015, de 28 de abril de 2015, protocolada
em 29/4/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário
de 2015 questionando o valor de subsídio concedido a consumidores de Fonte Incentivada.
4. Em 27/1/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário
de 2016 da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SRM e SFF).
5. Em 2/3/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da COSERN, prestando os
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a
serem observados para entrega de informações e documentos.
6. Em 23/3/2016, a Distribuidora, por meio da Carta CA/SRE-020/20152, encaminhou à ANEEL
informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016.
7. Nos dias 23/3/2016 e 29/3/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 137/2016-SFF/ANEEL
e 163/2016-SFF/ANEEL, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao
processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas
à contratação regulada de energia (CCEAR).
8. O Memorando nº 87/2016-SRM/ANEEL, de 1º/4/2016, apresentou informações sobre os
contratos bilaterais de compra e venda de energia.
9. Em 13/4/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência
de Administração e Finanças - SAF, a COSERN encontra-se adimplente com suas obrigações
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
10. Em 31/12/1997 foi firmado o Contrato de Concessão nº 08/1997 entre a União, por
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a COSERN - Companhia Energética do
Rio Grande do Norte. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos
de distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de
tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica.
11. Em 13/04/2010, foi assinado o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando nova
redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os procedimentos
1 Memorando nº 23/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 24/2016-SGT/ANEEL.
2 Documento SIC nº 48513.006413/2016-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela metodologia
de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela "A", relativos
aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
12. Em 10/12/2014 foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 008/1997,
incluindo dispositivo que garanta que valores registrados na Conta de Compensação de Variação de Valores
de Itens da "Parcela A" - CVA e outros itens financeiros sejam incorporados no cálculo da indenização,
quando da extinção da concessão, correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens
reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, na forma das alterações efetuadas na redação da
Cláusula Décima Primeira do Contrato de Concessão, que trata da reversão dos bens e instalações
vinculados, estabelecidas na Cláusula Segunda deste Termo Aditivo.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
13. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio
econômico-financeiro inicial do contrato.
14. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
15. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
Referência
DRP
DRA Período de 12
RA0
VPA0 VPA
1
16. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
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Fls. 4 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
 
VPA VPB x (IVI X)
IRT  1 0
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses
anteriores ao reajuste em processamento;
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função
do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado de
Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior", e o
"Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e a
energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à "Data de
Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a
ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
17. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
18. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por
três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
19. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da COSERN
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e
CDE.
20. A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de
3,30% e 2,41%, respectivamente.
II.1.4 Reajuste Tarifário Anual de 2015
21. O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da COSERN resultou, em média, num reposicionamento
das tarifas de 15,49%, sendo 11,67% referentes ao reajuste econômico e 3,82% relativos aos componentes
financeiros, com o efeito tarifário médio de 9,57% a ser percebido pelos usuários da distribuidora, conforme
consta na Resolução Homologatória nº 1.880, de 14/4/2015.
22. A distribuidora, por meio de Carta CA/SRE-051/2015, de 28 de abril de 2015, protocolada
em 29/4/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário
de 2015 questionando o valor de subsídio concedido a consumidores de Fonte Incentivada.
23. A Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio do Despacho n° 540/2016, decidiu por conceder
provimento ao pedido de reconsideração supracitado, de modo a incluir no processo tarifário de 2016 da
Concessionária o valor de R$ 270.338,29 (mensal), referenciado a abril de 2015, que deve ser atualizada
pela variação do IGP-M e adicionada ao valor do "Ajuste" coberto com recursos da Conta de
Desenvolvimento Energético – CDE mediante repasses mensais realizados pelas Centrais Elétricas
Brasileiras S.A. – Eletrobras no próximo período tarifário.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
24. O período de referência para o reajuste anual da COSERN é de abril/2015 a março/2016.
III.2. Receita Anual
25. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de R$ 1.618.808.814,07, conforme demonstrado na Tabela 2.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

| Subgrupos | Mercado (MWh) | Receita (R$) |
| --- | --- | --- |
| Fornecimento | 4.618.365 | 1.563.680.229,86 |
| A3 (69 kV) | 177.930 | 41.413.152,40 |
| A4 (2,3 kV a 25 kV) | 1.272.316 | 399.109.040,86 |
| BT (menor que 2,3 kV) | 3.168.119 | 1.123.158.036,60 |
| Demais Livres | 863.380 | 35.101.439,08 |
| Distribuição | 799 | 45.932,56 |

Geração - 19.981.212,56

Total 5.482.544 1.618.808.814,07
III.3. Encargos Setoriais
26. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas3 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade:
 o desenvolvimento energético dos Estados;
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores Residencial Baixa Renda,
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar,
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
3 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição;
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, tem sua
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER.
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n°
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

Fls. 8 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN.
27. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados
na tabela abaixo:
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 2.068.164,70 | 2.202.657,47 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 186.406.332,51 | 179.203.863,76 | - |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 37.953.640,23 | 71.883.164,78 | Previsão SGT -JAN/2016 |
| PROINFA | 26.487.867,76 | 37.843.530,14 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 14.735.655,00 | 16.007.982,26 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Contribuição ONS | 61.700,05 | 64.222,56 | Contribuição JAN/16 - DEZ/16 |
| Total de Encargos Tarifários | 267.713.360 | 307.205.421 |  |

28. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.018, de 02/02/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.018, de 02/02/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec.
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica,
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora.
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec.
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na
modalidade por disponibilidade. O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da ContaACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado
nacional.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

Fls. 9 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
29. A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da "Parcela A".
30. Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
31. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição.
32. Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na
Resolução Homologatória n° 1.917, de 23/06/2015.
33. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
34. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas,
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT).
35. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 35.362.681,54 | 24.441.794,68 |
| Rede Básica Fronteira | 16.100.145,54 | 21.297.167,77 |
| Rede Básica ONS (A2) | 259.182,72 | 270.185,76 |
| Rede Básica Export. (A2) | 1.744.593,12 | 1.816.724,16 |
| Conexão | 6.338.350,44 | 13.461.383,10 |
| Total dos Custos de Transporte | 59.804.953,36 | 61.287.255,46 |

Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de
aniversário contratual da distribuidora acessante.
36. Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes compensatórios
posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período de Referência
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

Fls. 10 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
(Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET). Assim, a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente
às Demais Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória deste processo tarifário
(R$ 14.045.951,31) difere do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP (R$
13.461.383,10), pois é devido o pagamento à transmissora de Parcela de Ajuste correspondente a novo
custo de transmissão, o qual, no entanto, não é repassável à tarifa.
III.5 Compra de Energia
37. A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia elétrica
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
38. Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de
Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia
"deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
39. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.

Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
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Fls. 11 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art.
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;

Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos
da Lei n° 12.783, de 2013; Incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física
e Potência, realizado em 25/11/2015;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;

Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;

Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto:
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração,
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
40. Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é
definido como Energia Requerida.
41. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
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Fls. 12 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento,
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
42. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica4.
43. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução
Homologatória nº 1.512/2013 (última revisão tarifária da COSERN) estabeleceu o percentual regulatório de
perdas técnicas de 8,75% (sobre energia injetada da concessionária) a ser aplicado nos reajustes tarifários
de 2013, 2014, 2015 e 2016. Já para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão),
o percentual estabelecido para o ano de 2016 foi de 4,28%.
44. A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório,
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média
de janeiro/2015 a dezembro/2015. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário
da COSERN.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 4,28% | 4,28% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 8,75% | 8,75% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,74% | 2,05% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 3.168.119 | 3.168.119 |

45. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária,
ao mercado de venda da concessionária.
46. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da COSERN para atendimento ao
seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP.
De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
4
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida
instalação.
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Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 4.618.365 | 4.618.365 |
| Fornecimento | 4.618.365 | 4.618.365 |
| Consumidores Livres | 864.179 | 864.179 |
| Perdas Totais | 766.289 | 782.624 |
| Perdas Rede B. | 91.968 | 108.303 |
| Perdas na Distribuição | 674.321 | 674.321 |
| Perda Não Técnica | 135.595 | 135.595 |
| Perda Técnica | 538.726 | 538.726 |
| Energia Requerida | 5.384.654 | 5.400.989 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
47. O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
48. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior,
conforme a tabela a seguir:
Tabela 7: Compra de Energia na DRA

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
5.384.654 148,17 797.821.840,37
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
49. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
50. Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP.
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Fls. 14 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
51. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits considerando o período de
5
referência em questão.
52. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível
corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração
Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e
Contratos de Suprimento.
53. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos
12 meses subsequentes;
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do
IPCA até o mês do aniversário contratual;
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita
necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis.
Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para
patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as
concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores
de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
5 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
relativos ao período de referência.
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

Fls. 15 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando
nº 87/2016-SRM/ANEEL, de 1º/4/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato.
vi) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra adotou-se o
preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL, por meio da Resolução Homologatórias
nº 2.006, de 15/12/2015.
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL,
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 1.924,
de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram
utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.014, de
19/01/2016.
54. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de
energia adquirida.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas
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Fls. 16 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 3.326.716,66 | 3.031.983,60 | 210,56 | 638.407.316,76 |
| 4º LEE 2009-08 | 83.976,60 | 76.536,63 | 174,18 | 13.331.055,46 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 405,29 | 369,38 | 174,18 | 64.338,14 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | (6.230,40) | (5.678,41) | 174,18 | (989.058,96) |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | (26.756,40) | (24.385,90) | 174,18 | (4.247.505,33) |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 12.354,24 | 11.259,71 | 366,65 | 4.128.372,11 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (1.261,44) | (1.149,68) | 320,05 | (367.958,05) |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (12.018,72) | (10.953,91) | 320,05 | (3.505.822,54) |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 31.605,38 | 28.805,27 | 320,05 | 9.219.188,00 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 10.016,89 | 9.129,43 | 294,30 | 2.686.756,29 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | (525,60) | (479,03) | 222,45 | (106.562,46) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | (4.966,92) | (4.526,87) | 222,45 | (1.007.015,25) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 13.059,05 | 11.902,08 | 222,45 | 2.647.649,75 |
| 15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra | 455,52 | 415,16 | 129,25 | 53.659,80 |
| 15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra | 3.544,20 | 3.230,20 | 162,47 | 524.810,40 |
| 15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra | 31.606,08 | 28.805,91 | 147,31 | 4.243.399,28 |
| 1º LEN A-3 2008-15 T | 105.826,64 | 96.450,84 | 297,11 | 28.656.709,73 |
| 1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T | (1.897,29) | (1.729,20) | 297,11 | (513.765,63) |
| 1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T | (1.456,70) | (1.327,64) | 297,11 | (394.457,86) |
| 1º LEN A-3 2008-30 H | 14.967,51 | 13.641,45 | 194,50 | 2.653.276,63 |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 125.895,56 | 114.741,75 | 309,20 | 35.478.027,96 |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 245.114,85 | 223.398,71 | 227,05 | 50.723.638,00 |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 89.621,12 | 81.681,07 | 323,49 | 26.423.026,69 |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 7.809,76 | 7.117,85 | 257,07 | 1.829.784,39 |
| 12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra | 60.296,72 | 54.954,68 | 137,45 | 7.553.769,83 |
| 12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T | 53.637,16 | 48.885,13 | 141,88 | 6.935.798,93 |
| 12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T | 29.387,50 | 26.783,89 | 141,88 | 3.800.084,91 |
| 12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T | 43.672,43 | 39.803,24 | 141,88 | 5.647.264,34 |
| 12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T | 8.655,02 | 7.888,22 | 141,88 | 1.119.177,47 |
| 12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra | 26.960,27 | 24.571,71 | 137,33 | 3.374.514,53 |
| 17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra | 4.997,44 | 4.554,69 | 147,88 | 673.557,26 |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 47.790,13 | 43.556,13 | 147,88 | 6.441.178,89 |
| 19º LEN DIS-2017/ Nova regra | 11.116,35 | 10.131,49 | 147,53 | 1.494.714,35 |
| 19º LEN QTD-2017/ Nova regra | 5.424,24 | 4.943,68 | 137,35 | 679.011,83 |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 126.830,73 | 115.594,07 | 297,02 | 34.333.770,18 |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | (2.160,66) | (1.969,23) | 297,02 | (584.902,40) |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | (1.346,09) | (1.226,83) | 297,02 | (364.394,23) |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 9.939,04 | 9.058,48 | 207,83 | 1.882.637,02 |
| 01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés | (210,81) | (192,13) | 209,21 | (40.196,84) |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | (216,07) | (196,92) | 209,21 | (41.199,07) |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 198.255,75 | 180.691,13 | 261,07 | 47.173.765,20 |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 204.465,62 | 186.350,83 | 209,21 | 38.987.132,99 |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | (1.839,96) | (1.676,95) | 209,21 | (350.840,42) |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

Fls. 17 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.

| 3º LEN A-5 2011-15 T | 120.621,95 | 109.935,35 | 282,25 | 31.029.699,16 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 3º LEN A-5 2011-30 H | 128.287,64 | 116.921,90 | 214,79 | 25.113.602,60 |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 359.281,10 | 327.450,31 | 263,77 | 86.370.734,39 |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 166.161,70 | 151.440,47 | 220,43 | 33.382.520,13 |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 138.677,17 | 126.390,95 | 265,43 | 33.548.329,26 |
| 10º LEN A-5 2015-30 H | 31.395,84 | 28.614,30 | 147,44 | 4.218.902,74 |
| 11º LEN A-5 2015-30 H | 91.042,68 | 82.976,68 | 97,11 | 8.058.077,17 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 2.587,63 | 2.358,37 | 138,63 | 326.950,72 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 4.478,19 | 4.081,44 | 138,63 | 565.826,02 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 23.847,31 | 21.734,54 | 138,63 | 3.013.145,88 |
| 13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra | 4.409,36 | 4.018,71 | 120,39 | 483.814,72 |
| 15º LEN DIS20-2017/ Nova regra | 4.776,84 | 4.353,63 | 109,68 | 477.520,55 |
| 15º LEN QTD30-2017/ Nova regra | 4.745,33 | 4.324,92 | 116,57 | 504.146,97 |
| 1º LFA A-3 2010-15 OF | 6.634,96 | 6.047,13 | 245,66 | 1.485.509,66 |
| 1º LFA A-3 2010-30 H | 2.852,41 | 2.599,70 | 233,83 | 607.877,19 |
| 3º LFA BIO-2016/ Nova regra | 5.238,26 | 4.774,17 | 227,56 | 1.086.405,26 |
| Estruturante Santo Antônio | 331.094,20 | 301.760,65 | 133,13 | 40.173.691,99 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 5.501,28 | 5.013,89 | 133,13 | 667.504,09 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 2.814,72 | 2.565,35 | 133,13 | 341.527,50 |
| Estruturante Santo Antônio - MCSD | 431,41 | 393,19 | 133,13 | 52.345,60 |
| Estruturante Jirau | 147.730,39 | 134.642,10 | 117,10 | 15.766.025,27 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 9.092,91 | 8.287,31 | 117,10 | 970.409,66 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 4.183,89 | 3.813,21 | 117,10 | 446.511,25 |
| Estruturante Jirau - MCSD | 2.352,11 | 2.143,72 | 117,10 | 251.021,01 |
| Estruturante Belo Monte | 83.013,85 | 75.659,17 | 116,07 | 8.781.659,52 |
| Estruturante Belo Monte | 72.678,11 | 66.239,13 | 116,07 | 7.688.288,30 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 11.167,75 | 10.178,34 | 116,07 | 1.181.386,02 |
| Estruturante Belo Monte - MCSD | 14.817,66 | 13.504,87 | 116,07 | 1.567.492,79 |
| Bilaterais | 762.120,00 | 694.599,38 | 201,68 | 140.086.803,44 |
| TERMOAÇU | 762.120,00 | 694.599,38 | 201,68 | 140.086.803,44 |
| Energia Base | 1.825.785,36 | 1.674.405,66 | 70,63 | 118.265.862,03 |
| Cota Angra I/Angra II | 181.243,89 | 165.186,45 | 206,29 | 34.076.312,15 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 1.527.411,85 | 1.392.089,60 | 60,48 | 84.189.549,89 |
| PROINFA | 117.129,62 | 117.129,62 | - | - |
| Total | 5.914.622,02 | 5.400.988,64 | 166,04 | 896.759.982,23 |

Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

Fls. 18 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 3.326.716,66 | 3.031.983,60 | 210,56 | 638.407.316,76 |
| 4º LEE 2009-08 | 83.976,60 | 76.536,63 | 174,18 | 13.331.055,46 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | 405,29 | 369,38 | 174,18 | 64.338,14 |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | (6.230,40) | (5.678,41) | 174,18 | (989.058,96) |
| 4º LEE 2009-08 (MCSD) | (26.756,40) | (24.385,90) | 174,18 | (4.247.505,33) |
| 13º LEE 2014-05 DISP | 12.354,24 | 11.259,71 | 366,65 | 4.128.372,11 |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (1.261,44) | (1.149,68) | 320,05 | (367.958,05) |
| 13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE | (12.018,72) | (10.953,91) | 320,05 | (3.505.822,54) |
| 13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE | 31.605,38 | 28.805,27 | 320,05 | 9.219.188,00 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 10.016,89 | 9.129,43 | 294,30 | 2.686.756,29 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | (525,60) | (479,03) | 222,45 | (106.562,46) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra | (4.966,92) | (4.526,87) | 222,45 | (1.007.015,25) |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 13.059,05 | 11.902,08 | 222,45 | 2.647.649,75 |
| 15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra | 455,52 | 415,16 | 129,25 | 53.659,80 |
| 15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra | 3.544,20 | 3.230,20 | 162,47 | 524.810,40 |
| 15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra | 31.606,08 | 28.805,91 | 147,31 | 4.243.399,28 |
| 1º LEN A-3 2008-15 T | 105.826,64 | 96.450,84 | 297,11 | 28.656.709,73 |
| 1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T | (1.897,29) | (1.729,20) | 297,11 | (513.765,63) |
| 1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T | (1.456,70) | (1.327,64) | 297,11 | (394.457,86) |
| 1º LEN A-3 2008-30 H | 14.967,51 | 13.641,45 | 194,50 | 2.653.276,63 |
| 2º LEN A-3 2009-15 T | 125.895,56 | 114.741,75 | 309,20 | 35.478.027,96 |
| 2º LEN A-3 2009-30 H | 245.114,85 | 223.398,71 | 227,05 | 50.723.638,00 |
| 4º LEN A-3 2010-15 T | 89.621,12 | 81.681,07 | 323,49 | 26.423.026,69 |
| 6º LEN A-3 2011-15 T | 7.809,76 | 7.117,85 | 257,07 | 1.829.784,39 |
| 12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra | 60.296,72 | 54.954,68 | 137,45 | 7.553.769,83 |
| 12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T | 53.637,16 | 48.885,13 | 141,88 | 6.935.798,93 |
| 12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T | 29.387,50 | 26.783,89 | 141,88 | 3.800.084,91 |
| 12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T | 43.672,43 | 39.803,24 | 141,88 | 5.647.264,34 |
| 12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T | 8.655,02 | 7.888,22 | 141,88 | 1.119.177,47 |
| 12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra | 26.960,27 | 24.571,71 | 137,33 | 3.374.514,53 |
| 17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra | 4.997,44 | 4.554,69 | 147,88 | 673.557,26 |
| 17º LEN DIS-2016/ Nova regra | 47.790,13 | 43.556,13 | 147,88 | 6.441.178,89 |
| 19º LEN DIS-2017/ Nova regra | 11.116,35 | 10.131,49 | 147,53 | 1.494.714,35 |
| 19º LEN QTD-2017/ Nova regra | 5.424,24 | 4.943,68 | 137,35 | 679.011,83 |
| 1º LEN A-4 2009-15 T | 126.830,73 | 115.594,07 | 297,02 | 34.333.770,18 |
| 1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T | (2.160,66) | (1.969,23) | 297,02 | (584.902,40) |
| 1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T | (1.346,09) | (1.226,83) | 297,02 | (364.394,23) |
| 1º LEN A-4 2009-30 H | 9.939,04 | 9.058,48 | 207,83 | 1.882.637,02 |
| 01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés | (210,81) | (192,13) | 209,21 | (40.196,84) |
| 01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés | (216,07) | (196,92) | 209,21 | (41.199,07) |
| 1º LEN A-5 2010-15 T | 198.255,75 | 180.691,13 | 261,07 | 47.173.765,20 |
| 1º LEN A-5 2010-30 H | 204.465,62 | 186.350,83 | 209,21 | 38.987.132,99 |
| 01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés | (1.839,96) | (1.676,95) | 209,21 | (350.840,42) |
| 3º LEN A-5 2011-15 T | 120.621,95 | 109.935,35 | 282,25 | 31.029.699,16 |
| 3º LEN A-5 2011-30 H | 128.287,64 | 116.921,90 | 214,79 | 25.113.602,60 |
| 5º LEN A-5 2012-15 T | 359.281,10 | 327.450,31 | 263,77 | 86.370.734,39 |
| 5º LEN A-5 2012-30 H | 166.161,70 | 151.440,47 | 220,43 | 33.382.520,13 |
| 7º LEN A-5 2013-15 T | 138.677,17 | 126.390,95 | 265,43 | 33.548.329,26 |

* 10º A Nota LEN A-5 Técnica 2015-30 é um H documento emitido pelas Unidades Organizacionais 31.395,84 e destina-se a subsidiar 28.614,30 as decisões 147,44 da Agência. 4.218.902,74

_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 11º LEN A-5 2015-30 H 91.042,68 82.976,68 97,11 8.058.077,17
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81

| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 2.587,63 | 2.358,37 | 138,63 | 326.950,72 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra | 4.478,19 | 4.081,44 | 138,63 | 565.826,02 |
| 13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra | 23.847,31 | 21.734,54 | 138,63 | 3.013.145,88 |
| 13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra | 4.409,36 | 4.018,71 | 120,39 | 483.814,72 |
| 15º LEN DIS20-2017/ Nova regra | 4.776,84 | 4.353,63 | 109,68 | 477.520,55 |
| 15º LEN QTD30-2017/ Nova regra | 4.745,33 | 4.324,92 | 116,57 | 504.146,97 |

Fls. 19 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
55. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA6 e na DRP
para a COSERN, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 797.821.840,37 e R$
896.759.982,23.
III.6. Parcela B
56. O Fator X7 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
  
Fator X Pd Q T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
57. A Resolução Homologatória nº 1.512/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 0,89% e 1,25%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da COSERN.
58. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.
59. No caso da COSERN a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de
2014 e 2015 foi de -17,69%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização
da Parcela B é de -0,95%.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 0,89%
Componente T do Fator X 1,25%
Componente Q do Fator X -0,95%
Fator X 1,19%
O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
6
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
7 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
60. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M8 e do Fator X. A variação
do IGP-M para o período de referência foi de 11,56%, enquanto o Fator X resultou em 1,19%. A tabela
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 492.731.246,87
IGP-M 11,56%
Fator X 1,19%
Parcela B - DRP (R$) 543.794.522,82
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
61. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidoresem cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
62. Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do
Ministério da Fazenda (MF).
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, os saldos das CVAs
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização,
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic.
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados
pela taxa média anual SELIC9, de 13,59% a.a.
8 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
9 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1°
e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.
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Fls. 21 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos
CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de
janeiro de 2015 a dezembro de 2015, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do
PRORET.
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para
a CVAESS/EER para as competências de janeiro a dezembro de 2015.
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016.
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K;
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema.
 Foi incluído no cálculo da CVAEnergia o risco financeiro decorrente de diferenças de preços
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios
da CCEE, o valor da exposição líquida a diferenças preços de submercados, atualizado pela
taxa SELIC, referente ao período de janeiro a dezembro de 2015.

O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | 12.400.182,02 | 14.048.613,42 | 15.042.416,43 |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 4.009.295,35 | 4.554.331,93 | 4.876.506,70 |
| CVA Rede Básica | 793.697,35 | 1.070.757,69 | 1.146.503,40 |
| CVA Compra Energia | 32.161.499,34 | 35.825.957,45 | 38.360.296,13 |
| CVA Proinfa | 3.754.701,04 | 3.866.532,25 | 4.140.051,87 |
| CVA ESS/ERR | (19.008.314,54) | (19.660.309,49) | (21.051.085,52) |
| Total | 34.111.060,57 | 39.705.883,25 | 42.514.689,02 |

Nota: o cálculo da CVA Energia considera apenas os volumes contratados para atendimento de 100% do mercado
regulatório, além das normas regulatórias vigentes (Resolução Normativa nº 255, de 06/3/2007) e Despacho nº 4.225,
de 10/12/2013.
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Fls. 22 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.

A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 38.360.296,21, com efeito no atual
reajuste de 2,22%. Cumpre ressaltar que os contratos de garantia física (risco hidrológico) e
contratos por Disponibilidade foram os principais produtos que impactaram no saldo da CVA de
Energia. A participação no mix de contratação da COSERN desses contratos foi de 26% e de 25%,
respectivamente e, o aumento de custo pode se justificar, em relação ao primeiro, pelo risco
hidrológico associado a esses contratos e, em relação ao segundo, pelo alto despacho de usinas
térmicas fora da ordem de mérito por restrição de transmissão entre o subsistema sudeste e
nordeste. Com isso, houve uma grande diferença entre a tarifa de cobertura considerada no
processo tarifário anterior e o valor realizado.
Composição do Mix da COSERN na CVA
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – COSERN
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Fls. 23 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
CVA Energia – COSERN
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações
ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa
de juros SELIC verificada.
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio
do Memorando nº 163/2016-SFF/ANEEL, de 29/03/2016. Destaca-se que os saldos
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo sido
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de
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Fls. 24 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no
período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, devidamente
atualizadas pela taxa SELIC.
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de março de 2015 a fevereiro de 2016,
atualizados pela taxa SELIC, tendo sido fiscalizados10 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e
Financeira – SFF.
v) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo.
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de
15 de março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao
Mercado de Curto Prazo foram:
a) Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 204.078 MWh. Como o percentual
de sobrecontratação foi inferior ao limite de 5% da energia anual requerida regulatória da
concessionária, não houve glosa de sobrecontratação. Referido montante de energia foi obtido
com base em dados fornecidos pela CCEE e representa, juntamente com o ajuste financeiro
das operações no mercado de curto prazo, um repasse tarifário de R$ -35.070.478,16, já
atualizado para preços de abril de 2016.
b) Para o ano civil de 2014: A exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015,
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual processo
tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não observando-se diferença.
Foram feitos ajustes relativos ao MAC de exportação SIN Amazonas e à UHE Santo
Antônio11, que tiveram impacto de R$ 278.571,31.
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença12 entre a tarifa praticada e a de referência entre
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009.
10 Memorandos nºs. 137/2016-SFF/ANEEL, de 23/3/2016.
11 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45,
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014.
A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado
12
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução
Homologatória 1.585/2013.
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Fls. 25 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das
novas quotas de CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.

Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria
o cálculo da RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs.
 No presente processo tarifário se faz necessária a reversão do valor referente às
competências cujos custos associados se encontram presentes na CVACDE e na
CVACOMPRA do atual processo tarifário. Portanto, está sendo revertido o valor
DE ENERGIA
de R$ 13.267.875,47, devidamente atualizado pela SELIC, referente à receita faturada
para o período de 2 de março/15 a 21 de abril/15 proveniente dos componentes
financeiros de CDE estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra
de Energia estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período
de 2 de março/15 a 21 abril/15, totalizando R$ 6.694.564,65, atualizada pela SELIC.
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário,
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.
viii) Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE. Os associados da Associação
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar
favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte
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Fls. 26 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da
quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão.
 A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho
nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro
de 2015, data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das
contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a
REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH nº 1967 e ampliou o alcance
da liminar para novas unidades consumidoras.
 As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a
partir de 3 de julho de 2015. Nestes atos publicada a relação de consumidores
alcançados pela liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras
que percebem o pagamento da TUST.
 Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte
afetada na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem
a unidade consumidora à ABRACE.

Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se
necessário a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar
cumprimento à decisão, conforme descrito a seguir:
o O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto
à REH nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária
TUSD-CDE para os associados da ABRACE;
o Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários
(reajuste/revisão) tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas
para os Associados da Abrace, para os dois ambientes de contratatação
(LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo
tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora;
o A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP13 detalhando o
mercado de consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário,
associando-o aos consumidores ABRACE. As orientações foram fornecidas à
distribuidora pelos Ofícios-Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e nº 37/2015SGT/ANEEL;
13 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica, onde os agentes informam os dados
de faturamento.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
o De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a
obrigação de recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.857/2015,
a distribuidora fará jus a um reconhecimento financeiro da diferença entre a
tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada
pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado nos termos do art.
4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o valor apurado em relação ao
período de 3/7/2015 a 21/4/2016 foi de R$ 73.146,41;
o Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE;
 A preservação das tarifas econômicas é adequada, pois a decisão proferida não alterou
o regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a
operacionalização do cálculo no caso de sua reversão.
ix) Componente Financeiro relativo ao recálculo do Fator Q. À vista do disposto no
Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada pela REN nº 640, de 16/12/2014), que
determina o recálculo do Componente "Q" considerado em processos tarifários anteriores quando houver
retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe informar que após análise dos novos
dados fornecidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do
Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos civis de 2014, o referido recálculo
realizado nos processos tarifários de 2015 da COSERN resultou numa diferença negativa de R$ 909.253,40,
ora repassada às tarifas da distribuidora
63. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
Tabela 12: Componentes Financeiros
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Fls. 28 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 3.007.889,49 | 0,17% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 38.360.296,13 | 2,22% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 1.146.503,40 | 0,07% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (8.065.483,09) | -0,47% |
| Neutralidade dos Encargos | 1.615.775,91 | 0,09% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (34.791.906,85) | -2,01% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 944.947,52 | 0,05% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | 6.694.564,65 | 0,39% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (8.576.028,11) | -0,50% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (4.691.847,37) | -0,27% |
| Ajuste Fator Q RTA2015 - Financeiro de Parcela B | (909.253,40) | -0,05% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 59.960,20 | 0,00% |
| Ajuste Liminar Abrace | 73.146 | 0,00% |
| Total | (5.131.435,10) | -0,30% |

64. A COSERN pleiteou componente financeiro no valor de R$ 46.791,32 a título de
recomposição da receita de TUSD que a concessionária deixou de faturar devido ao sistema de
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída, de que trata a Resolução Normativa
nº 482, de 17/04/2012.
65. Cabe esclarecer que não há previsão regulamentar para a consideração desse tipo de
repasse às tarifas, por meio de componente financeiro, seja na REN nº 482/2012, que disciplina a matéria,
seja no Submódulo 4.4 do PRORET, que define, de forma exaustiva, os Demais Componentes Financeiros
(DCF) passíveis de inclusão nos processos tarifários.
66. Sobre essa questão, é importante destacar o entendimento constante do Voto que motivou
a Resolução Normativa nº 687, de 24/11/2015, a qual introduziu alterações na REN nº 482/2012, a saber
(grifos acrescidos):
"31. Nesse ponto, me permito discordar da recomendação da SRD, por entender que a
condição de micro e minigeração com consumo local ou remoto não altera
fundamentalmente o uso que o consumidor fará da rede de distribuição, que
continuará servindo como repositória temporária da energia gerada pelo consumidor,
produzindo os mesmos ganhos potências para a qualidade da energia fornecida.
32. A meu ver, a questão principal diz respeito à equação econômica do negócio, visto que
embora a micro e minigeração remota deva pagar duas vezes pela disponibilidade, sua
maior escala, possibilitada pelo compartilhamento e consumo remoto, pode gerar impactos
mais relevantes sobre a remuneração do serviço de distribuição.
33. Entretanto, conforme as simulações de impacto regulatório atualizadas e fornecidas pela
SRD, por meio do Memorando nº 471/2015-SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, o
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Fls. 29 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
cenário mais otimista indica a existência de apenas 200 mil unidades consumidoras
com capacidade instalada de cerca de 500 MW em 2019. A grande aceleração
ocorreria somente a partir de 2020, quando se espera a conexão de mais 1 (um) milhão
de unidades consumidoras e a instalação de 4.000 MW adicionais, de modo que proponho
uma nova revisão da norma, com foco no aspecto econômico, a ser realizada até 31
de dezembro de 2019. Assim, entendo que o sistema de faturamento atual (TE+TUSD)
deve ser mantido para todos os micro e minigeradores distribuídos.
34. Por ocasião dessa nova revisão, da mesma forma como se propõe proceder na
alteração da Resolução Normativa nº 482 em deliberação, acredito que a ANEEL deve
homenagear o princípio da segurança regulatória e preservar a manutenção do regime
jurídico dos consumidores que vierem a aderir ao sistema de micro e minigeração distribuída
na vigência da versão da referida Resolução a ser aprovada na deliberação de hoje."
67. Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, entende-se que deva ser negado o
pleito apresentado pela COSERN de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do
sistema de compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída.
68. A empresa também solicitou um ajuste retroativo a jan/2013 no Fator K que incidiu sobre o
Risco Hidrológico. Contudo, conforme aprovado no Submódulo 4 do PRORET, esse ajuste retroagirá até
janeiro de 2015. Portanto, o pleito da empresa não foi atendido.
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
69. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN
70. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
71. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
72. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.
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Fls. 30 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
73. Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de
CVAENERGIA, CVAESS/EER e do financeiro de Exposição/Sobrecontratação contribuiu para que a tarifa da
COSERN não sofresse um aumento adicional médio de 10,91%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
74. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação.
75. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste
processo tarifário.
76. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de abril/2016 a março/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no
período de abril/2015 a março/2016.
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 679.222,67 377.289,54 1.056.512,21
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2.717,94 554.277,86 556.995,80
Subsídio Distribuição - - -

| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (47.748,57) | 1.082.279,55 | 1.034.530,98 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Rural | (203.789,40) | 2.575.733,40 | 2.371.943,99 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 102.201,53 | 1.591.592,38 | 1.693.793,90 |
| Total | 532.604,16 | 6.181.172,72 | 6.713.776,88 |

VI. Análise dos Resultados
77. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do
Norte conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 7,73%, sendo de 7,61%,
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Fls. 31 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 7,78%, em média, para os consumidores
conectados na Baixa Tensão.
Tabela 14: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,78%
Efeito Médio AT+BT 7,73%
78. O efeito médio de 7,73% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento.
79. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de
11,80%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os
custos estabelecidos no reajuste de 2015.
80. Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o
efeito médio em 8,64% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 3,15%.
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
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Fls. 32 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 12,44% | 8,65% | 69,94% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 14,78% | 2,44% | 16,98% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6,50% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -30,70% | -1,06% | 2,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 11,50% | 0,20% | 1,73% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 6,58% | 0,42% | 6,03% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 89,40% | 2,10% | 3,97% |
| PROINFA | 42,87% | 0,70% | 2,09% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 9,06% | 0,08% | 0,89% |
| ONS | 4,09% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 2,48% | 0,09% | 3,39% |
| Rede Básica | -30,88% | -0,67% | 1,35% |
| Rede Básica Fronteira | 32,28% | 0,32% | 1,18% |
| Rede Básica ONS (A2) | 4,25% | 0,00% | 0,01% |
| Rede Básica Export. (A2) | 4,13% | 0,00% | 0,10% |
| Conexão | 112,38% | 0,44% | 0,74% |
| Custos de Aquisição de Energia | 12,40% | 6,11% | 49,57% |
| PARCELA B | 10,36% | 3,15% | 30,06% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTE | 11,80% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 0,07%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 0,17%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,58%
CVA em Processamento - Transmissão 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,47%
Neutralidade dos Encargos 0,09%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 0,39%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -0,50%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,27%
Ajuste Fator Q RTA2015 - Financeiro de Parcela B -0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,79%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,08%
81. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -0,30% no atual
reajuste da COSERN.
82. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa
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Fls. 33 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
uma redução de 3,79% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
83. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 12,43% em relação ao Reajuste de 2015,
representando 8,64% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em um aumento de
14,75% em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no
efeito médio de 2,44%. Destaca-se a redução do orçamento da CDE – USO, conforme Resolução
Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -1,06% no atual
reajuste da COSERN. Por outro lado, o aumento da cobertura para o Encargo de Energia de Reserva, em
função da estimativa dos custos relativos à contratação da Energia de Reserva para 2016, informada pela
CCEE por meio da Carta 2.477/2015, de 29 de outubro de 2015, contribuiu para um aumento de 2,10% no
atual reajuste da COSERN.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 2,48% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 0,09%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos
seguintes fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação
que ocorrem no âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da
proporção atribuída ao segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por
meio de TUST-RB. Salienta-se também a entrada em operação de novos ativos classificados como DIT,
que encareceram os encargos de conexão de distribuidora.
iii) Compra de Energia. Variação de 12,40% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de 6,11%. O aumento se dá, principalmente, pela grande proporção de contratos de
Cotas de Garantia Física da Lei nº 12.783/2013 no mix de contratos de compra de energia da distribuidora
cujo custo unitário passou 33,34 R$/MWh no processo tarifário de 2015 para 60,44 R$/MWh no processo
tarifário atual. Além disso, houve um aumento considerável do preço do contrato bilateral com a Termoaçu
em função do IGPM, da variação cambial e do preço do combustível.
84. A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em
relação ao processo anterior.
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Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | RTA 2015 | Processo atual | Variação | RTA 2015 | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 22.432,42 | 26.370,85 | 17,56% | 311,49 | 307,62 | -1,24% |
| Existente - CCEAR-QTD | 198.184,14 | 108.892,91 -45,05% | 179,78 | 194,28 | 8,07% |  |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 1.531.811,98 | 1.578.499,21 | 3,05% | 243,41 | 253,21 | 4,03% |

919.161,42 184,47

| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 928.075,42 | 0,97% | 200,46 | 8,67% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ajuste - CCEAR | 8.098,18 | 0,00 -100,00% | 388,48 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 511.741,35 | 684.878,27 | 33,83% | 116,68 | 124,78 | 6,95% |
| Bilateral | 770.304,00 | 762.120,00 | -1,06% | 170,06 | 201,68 | 18,60% |
| Cota Angra I e Angra II | 185.573,69 | 181.243,89 | -2,33% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.536.465,94 | 1.527.411,85 | -0,59% | 33,34 | 60,48 | 81,40% |
| Proinfa | 112.920,53 | 117.129,62 | 3,73% | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -414.024,24 | -513.633,37 | 24,1% | 151,34 | 169,72 | 12,1% |
| TOTAL | 5.382.669,42 | 5.400.988,64 | 0,3% | 148,17 | 166,04 | 12,1% |

85. A atualização da Parcela B representou 3,15% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
86. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
Custo de
Encargos
Transmissão
Setoriais
3,4%
17,0%
Custo de
Energia
Custo de
49,6%
Distribuição
30,1%
87. O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,1% para o ICMS e 6,0%
para o PIS e COFINS, o que equivale a uma majoração de 38,30% por fora sobre o valor da conta de energia
elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
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Fls. 35 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
Custo de
Transmissão
2,5%
Encargos
Setoriais
12,4%
Custo de
ICMS 21,1%
Energia
Tributos
36,1%
27,1%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,0%
21,9%
88. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da COSERN nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M e IPCA no mesmo período.
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
550,00
Tarifa B1 Residencial
500,00
Variação IGPM
450,00
Variação IPCA
400,00 405,38
375,89
363,73

350,00 344,72 350,72
342,50
323,65
308,53
300,00 298,77
287,97
281,80
250,00
200,00
150,00

abr/07 abr/08 abr/09 abr/10 abr/11 abr/12 abr/13 abr/14 mar/15 abr/15 abr/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
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Fls. 36 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
89. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011.
VII. DO FUNDAMENTO LEGAL
90. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão nº 008/1997.
VIII. DA CONCLUSÃO
91. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº.008/1997, no que consta do
Processo nº 48500.005402/2015-81 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 11,51% a ser aplicado
às tarifas da COSERN, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 7,73% sendo de 7,61% em média para os consumidores
conectados em Alta Tensão (AT) e de 7,78% em média para aqueles conectados em
Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da COSERN;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER;
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
IX. DA RECOMENDAÇÃO
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92. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
WELLINGTON CARLOS CARVALHO
Especialista em Regulação
De acordo:
DAVI ANTUNES LIMA
Superintendente de Gestão Tarifária
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