REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2064/2016
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: 2016-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005402/2015-81
INTERESSADOS: COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do Norte
RELATOR: Diretor José Juhrosa Júnior
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2015 da COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do Norte, a
vigorar a partir de 22 de abril de 2016.
I. RELATÓRIO
A COSERN é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca
de 1,35 milhão unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de
R$ 1,61 bilhão.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da COSERN foram, em média, reajustadas em 15,49%,
sendo 11,67% referentes ao reajuste tarifário econômico e 3,82% relativos aos componentes financeiros pertinentes,
conforme consta da Resolução Homologatória – REH nº 1.880/2015.
3. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 98, de 14 de abril de 2016,
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da COSERN.
4. No dia 13/04/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da COSERN as planilhas finais de cálculo do RTA de 2015, conforme dispõe a Resolução Normativa
nº 652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos
de Regulação Tarifária.
5. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou.
6. É o relatório.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 08/1997-ANEEL.

II. FUNDAMENTAÇÃO
7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COSERN conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 7,73%, sendo de 7,61%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
7,78%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
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%
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
8. 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 retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no RTA 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento; e (iii) da inclusão
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses subsequentes.
9. A atualização dos custos da Parcela A e B contribuiu para o efeito médio em 11,80% ao se adotarem
como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo 8,64% referente à
variação de custos de Parcela A e 3,15% à variação de custos da Parcela B. Em relação à atualização dos
componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da COSERN, para compensar nos 12 meses
subsequentes, esses contribuíram para uma redução tarifária de 0,30%. Já o efeito da retirada dos componentes
financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de 3,77% no atual reajuste.
10. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,73% [7,73% = 11,80%
-0,30% -3,77%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 11,80% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário de -0,30%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -3,77%.
11. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente

7,73%
6,81%
3,15%
1,74%
0,09%
-0,30%
-3,77%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL.
12. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 12,43% | 8,64% | 69,94% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 11,66% | 1,74% | 14,89% |
| 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% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 8,63% | 0,08% | 0,88% |
| 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 (incluindo Proinfra) | 13,38% | 6,81% | 51,66% |
| PARCELA B | 10,36% | 3,15% | 30,06% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTA2015 | 11,80% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -0,30%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 0,17%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,22%
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 -3,77%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,73%
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
13. Os custos da Parcela A representam 69,94% dos custos da Concessionária. O incremento desses
custos representou 8,64% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário ajustado pelos custos
acrescidos na RTE.

14. O valor total dos encargos setoriais aumentou 11,69% em comparação com os valores referentes à
RTE de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de 1,74%. Desses encargos, 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.
15. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 13,38% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um aumento tarifário de 6,81%. 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.
16. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação à RTE.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
6,81%
2,27%

1,14% 1,39% 1,15%
0,76% 0,70%
0,38%
0,06%
-0,18%
-0,85%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Proinfra
Angra
Belo
- e
Ajuste I
e Angra

- - Alternativa- Alternativa- Madeira º
Existente Existente n
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova

Tabela 3 – Detalhamento da compra 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% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 919.161,42 | 928.075,42 | 0,97% | 184,47 | 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% | 235,38 | 323,09 | 37,26% |
| 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% | 153,10 | 173,04 | 13,0% |

Fonte: Nota Técnica no 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
17. Os custos da Parcela B representam 30,06% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 3,15% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre maio de 2014 e abril de
2015, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 1,19%.
19. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da COSERN, de 0,89% e 1,25%, respectivamente. No caso da COSERN, a variação média dos indicadores
de DEC e FEC entre 2013 e 2014 foi de -17,69%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de -0,95%.
Dessa maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator
X, de 1,19%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 10,36%.
20. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
2 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais
de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,1% para o ICMS e de 6,0% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura,
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 37,0% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3
Custo de
Encargos
Transmissão Setoriais
3,4%
17,0%
Custo de
Energia
Custo de
49,6%
Distribuição
30,1%
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
Gráfico 4
Custo de
Transmissão
2,5%
Encargos
Setoriais
12,4%
Custo de
Energia ICMS 21,1%
36,1% Tributos
27,1%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,0%
21,9%
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
21. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente ao
Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, representando o
repasse negativo de R$ 21.051.085,52, com efeito no atual reajuste de -1,22%. O efeito provém do
elevado patamar do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) observado em 2015, sobretudo no
4 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, ou seja, os componentes financeiros considerados no
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

Submercado NE, levando a uma cobrança de EER muito inferior ao valor concedido como
cobertura tarifária para a concessionária.; e
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos custos
de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 38.360.296,13, 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.
c) A área técnica ressalta que 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 e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da COSERN não sofresse um
aumento adicional médio de 10,91%.
22. 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 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.
23. 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 24/09/2015, 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.
24. Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio
apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 1.986/2015. No caso da
COSERN o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 21/04/2016 foi de R$ 73.146,41. Este componente
financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e não deverá incidir sobre os
associados da ABRACE. No mesmo sentido, uma parcela da CVA-CDE em processamento deverá ser segregada
pois refere-se ao custo da parcela controversa pela liminar da ABRACE e não deve ser alocada para estes
consumidores, mas somente para os demais. Este montante é de R$ 1.271.710,33.
25. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

Tabela 4 – Componentes Financeiros5

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | (10.259.985,99) | -0,59% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 45.054.860,78 | 2,61% |
| 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% |
| 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% |

Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
26. 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.
27. 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.
28. Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, a SGT entende que deve 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.
29. A empresa também solicitou um ajuste retroativo a janeiro de 2013 no Fator K que incidiu sobre o
Risco Hidrológico de processos anteriores. Contudo, conforme aprovado no Submódulo 4 do PRORET, esse ajuste
retroagirá até janeiro de 2015. Portanto, o pleito da empresa foi atendido parcialmente.
30. A COSERN pleiteou o cálculo da CVA do componente CDE Energia (CONTA-ACR), alegando
desconcatenação entre o pagamento e a cobertura tarifária para a competência de abril de 2015.
31. Esse assunto foi exaustivamente discutido na finalização da Audiência Pública nº 78/2011, que
culminou com REN nº 703/2016, que aprovou o Módulo 4 do PRORET – Financeiros, conforme o parágrafo 30 do
Submódulo 4.2 do PRORET, a seguir, além dos esclarecimentos apresentados do voto do Diretor Relator6 dessa
Resolução.
5 Valores de CVA aglutinados com o financeiro da reversão RTE2015.
6 "72. Cabe esclarecer primeiramente que a CDE–ENERGIA refere-se a cotas da CDE que, diferentemente da CDE–USO, por força de dispositivo legal,
possuem destinação e remuneração específicas, estando concatenadas com o processo tarifário das distribuidoras. Sobre esse encargo incide a CDI +

"30. A CVA CDE Energia (Decreto 7.945 ou Conta ACR) será apurada apenas nos casos em que
as cotas homologadas pela ANEEL não forem concatenadas com os processos de reajuste e revisão
tarifária."
32. Dessa forma, com base no Submódulo 4.2 do PRORET e no voto do Diretor-Relator que aprovou a
REN nº 703/2016, a área técnica negou o pleito da Distribuidora.
33. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 98, de 14 de abril de 2016, que o efeito médio a ser percebido
pelos consumidores da COSERN, de 7,73% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse
nos últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016.
34. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários7, o montante mensal de recursos da CDE
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
2,74%, no caso da Conta-ACR, de que trata o Dec. 8.221/2014, e o IPCA, para a devolução dos recursos repassados às distribuidoras em 2013, em
atendimento ao Decreto nº 7.945/2013. Por esse motivo as cotas da CDE– ENERGIA foram concatenadas com os processos tarifários das distribuidoras e
por isso não deve ser apurada a CVA para esse encargo, do contrário, incidiria também a remuneração pela Taxa Selic.
73. Ademais, a SGT argumenta, com o que se concorda, que no caso da CDE-ENERGIA deve-se entender tanto pagamento como cobertura por meses de
competência. Ou seja, confere-se uma cobertura de doze meses, para a realização de pagamentos também em doze meses. Dessa forma, não há porque
realizar o cálculo da CVA, salvo se a alteração da obrigação não fosse no mesmo mês de competência do processo tarifário, independente do dia
em que ocorre o processo tarifário e o dia que ocorre o pagamento."
7 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 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.

mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
35. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à
COSERN, em relação às competências entre abril/2016 a março/2017, é de R$ 6.527.548,37. Esse valor já inclui o
ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e março/2016 e os efeitos do Despacho
nº 540/2016, no qual a Diretoria concedeu provimento ao recurso interposto pela Distribuidora contra o Reajuste
Tarifário de 2015.
III. DIREITO
36. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: Lei nº 9.427/1996; Lei
nº 10.438/2002; Lei nº 12.111/2009; Decreto nº 7.246/2010; Decreto nº 7.945/2013; e Contrato de Concessão do
Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 08/1997-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
37. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005402/2015-81, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da COSERN - Companhia Energética
do Rio Grande do Norte, a vigorar a partir de 22 de abril de 2016, que conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de 7,73%, sendo 7,61% para os consumidores em alta tensão
e 7,78% 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 – DITs de uso exclusivo;
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo
de Energia de Reserva – EER; e
e) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à COSERN, de modo a
custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 19 de abril de 2016.
JOSÉ JURHORA JÚNIOR
Diretor