REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3025/2022
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: 2022-04-20
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004904/2021-32.
INTERESSADOS: Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Neoenergia Cosern.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia –
Neoenergia Cosern, a vigorar a partir de 22 de abril de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
concessionária1
A COSERN é do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada
na cidade de Natal-RN e atende aproximadamente 1.5 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo
de energia elétrica representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 2.8 bilhões.
2. Em 22 de abril de 2021 foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da COSERN, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.858/2021, quando as tarifas foram reajustadas, em média, em
8,96%.
3. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre o enfrentamento
dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, autorizando a
contratação de operação financeira para fazer face aos impactos financeiros decorrentes da
implementação de medidas de enfrentamento da crise hidroenergética e dos diferimentos aplicados nos
processos tarifários anteriores.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 008/1997-ANEEL.

4. Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078/2021, sobre as
medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação
de escassez hídrica.
5. Em 03 de fevereiro de 2022, a diretoria colegiada da ANEEL decidiu abrir a Consulta Pública
nº 02/2022 para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939.
6. Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a Medida
Provisória n° 1.078, de 13 de dezembro de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta
Pública nº 02/2022.
7. Por meio da Carta SRE-0062, de 23 de março de 2022, a COSERN apresentou a "Proposta
de Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022".
8. Em 13 de abril de 2022, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da COSERN as

planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652,
de 17 de março de 2015.
9. Em 14 de abril de 2022, a concessionária protocolou correspondência com propostas
relacionadas aos financeiros de mitigação tarifária, conforme será abordado no item de componentes
financeiros neste voto.
10. Na mesma data, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica
nº 52/2022-SGT/ANEEL3, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022.
11. É o relatório.
2 Documento SIC nº 48513.008688/2022-00
3 Documento SIC nº 48581.001283/2022-00.

II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
12. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da COSERN, a vigorar a partir de 22 de abril de
2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 20,36%, sendo 19,75%, em média,
para os consumidores em Alta Tensão – AT e 20,55%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão
– BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 19,75%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 20,55%
Efeito Médio AT+BT 20,36%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. Segundo a SGT, a diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos
itens de custos que compõem a tarifa.
14. Em relação ao efeito médio de 20,36%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
12,26%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um
efeito de 0,07%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 8,03%, conforme apresentado no Gráfico 1.

20,36%
8,03%
5,54%
4,23% 4,05%
0,07%
-1,56%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

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

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.741.255.445 | 1.928.657.743 | 10,8% | 6,72% | 61,6% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 262.011.645 | 380.035.374 | 45,0% | 4,23% | 12,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 4.259.049 | 4.837.029 | 13,6% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 101.703.692 | 163.614.675 | 60,9% | 2,22% | 5,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 22.964.990 | 21.749.697 | -5,3% | -0,04% | 0,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 16.112.422 | 16.048.658 | -0,4% | -0,00% | 0,5% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 45.383.348 | 74.209.329 | 63,5% | 1,03% | 2,4% |
| PROINFA | 46.939.246 | 70.538.618 | 50,3% | 0,85% | 2,3% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 24.523.217 | 28.915.379 | 17,9% | 0,16% | 0,9% |
| ONS | 125.681 | 121.989 | -2,9% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 285.318.878 | 241.773.448 | -15,3% | -1,56% | 7,7% |
| Rede Básica | 178.725.828 | 151.389.652 | -15,3% | -0,98% | 4,8% |
| Rede Básica Fronteira | 63.917.420 | 56.219.076 | -12,0% | -0,28% | 1,8% |
| Rede Básica ONS (A2) | 763.522 | 738.637 | -3,3% | -0,00% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | 1.652.408 | 2.496.517 | 51,1% | 0,03% | 0,1% |
| Conexão | 40.259.700 | 30.929.567 | -23,2% | -0,33% | 1,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.193.924.922 | 1.306.848.921 | 9,5% | 4,05% | 41,8% |
| PARCELA B | 1.046.337.773 | 1.200.635.277 | 14,7% | 5,54% | 38,4% |
| IRT | 2.787.593.219 | 3.129.293.020 | 12,26% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 1.902.446 | 0,07% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 97.133.600 | 3,32% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 14.391.723 | 0,49% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 190.786.400 | 6,52% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.479.169) | -0,05% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (8.629.247) | -0,29% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 23.429.824 | 0,80% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.832.939 | 0,06% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 62.693.891 | 2,14% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 120.026 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (64.603.962) | -2,21% |  |  |  |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 38.079.513 | 1,30% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 255.810 | 0,01% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (606.905) | -0,02% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circ | (860.247,92) | -0,03% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (9.379.550) | -0,32% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (123.745.104) | -4,23% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (169.608.142,87) | -5,80% |  |  |  |
| Antecipação de UDER (até março/22) | (19.092.672,51) | -0,65% |  |  |  |
| Reversão dos créditos do art 88 da REN 414 | (515.020) | -0,02% |  |  |  |
| Conta de Escassez Hídrica (REN 1008/2022) | (33.121.711) | -1,13% |  |  |  |
| Neutralidade de PIS COFINS RTA 2021 | 4.820.451 | 0,16% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 8,03%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 20,36%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 61,6% dos custos da
6,72%
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:

a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 4,23%. Destacam-se os seguintes encargos: (i) CDE Uso que
variou 60,9%, impactando o efeito médio em 2,22%; (ii) o Proinfa que variou
50,3%, impactando o reajuste em 0,85%; e (iii) o encargo EER/ESS que variou
63,5%, representando 1,03% no efeito médio;
b) Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -15,3% e
contribuíram para um efeito médio de -1,56%. Sobre esse item, destaca-se a
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022,
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896,
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de
05 de outubro de 2021; e
c) Custos de aquisição de energia – tiveram uma variação de 9,5% e representaram
um efeito tarifário de 4,05%. Contribuíram para esse efeito em especial os custos
decorrentes dos contratos por disponibilidade e quantidade de energia, nova e
alternativa, com impacto de 1,26% e 1,73%, respectivamente, que são atualizados
pela IPCA. As contribuições das diferentes modalidades de contratação podem ser
observadas no gráfico abaixo:

4,05%
1,73%
1,26%
0,65%
0,54%
0,31%
0,04%
-0,48%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 38,4% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 5,54% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2021 e
março de 2022 do IGP-M (de 14,77%), subtraída do Fator X (de 0,02%), o que totaliza 14,75%.
19. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
(sem4 tributos5),

Distribuidora e com os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
4 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.
5 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% para o ICMS e de 4,7% para o PIS/COFINS incidentes sobre
25,6%
a fatura (total de por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que
representa a majoração de 34,5% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de
Custo de
Energia
Transmissão
41,8% PROINFA
7,7%
2,3%
CDE
Encargos
6,4%
Setorias
12,1%
ESS/EER
2,4%
Outros
Custo de
Distribuição 1,1%
38,4%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
5,7%
9,0%
Custo de
Energia ICMS
31,1% 21,0%
Tributos
25,6%
PIS/COFINS
Custo de 4,7%
Distribuição
28,5%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 0,07% no atual reajuste da COSERN, conforme indicado na Tabela 2.
21. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA em
Processamento – Encargos Setoriais, este com efeito de 6,52%, em decorrência principalmente da
diferença entre cobertura concedida da CDE no último processo tarifário e os custos efetivamente
6 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.

incorridos e dos encargos EER/ESS impactado pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito, e a CVA
em Processamento – Energia, com efeito de 3,32%, em decorrência da diferença entre cobertura
concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela
concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico
de CCGF e Usinas Repactuadas.
22. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 97.133.600 | 3,32% |
| CVA em processamento -Transporte | 14.391.723 | 0,49% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 190.786.400 | 6,52% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.479.169) | -0,05% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (8.629.247) | -0,29% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 23.429.824 | 0,80% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 1.832.939 | 0,06% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 62.693.891 | 2,14% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 120.026 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (64.603.962) | -2,21% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 38.079.513 | 1,30% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 255.810 | 0,01% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (606.905) | -0,02% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circula | (860.248) | -0,03% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (9.379.550) | -0,32% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (123.745.104) | -4,23% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (169.608.143) | -5,80% |
| Antecipação de UDER (até março/22) | (19.092.673) | -0,65% |
| Reversão dos créditos do art 88 da REN 414 | (515.019,74) | -0,02% |
| Conta de Escassez Hídrica (REN 1008/2022) | (33.121.711) | -1,13% |
| Neutralidade de PIS COFINS RTA 2021 | 4.820.450,86 | 0,16% |
| Total | 1.902.446 | 0,07% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. O componente financeiro reversão dos custos referentes ao reperfilamento dos custos de
Rede Básica Sistema existente -RBSE, este associado às instalações de transmissão existentes em 31 de

dezembro de 2000, o Parecer da Procuradoria nº 00347/2020/PFANEEL/PGF/AGU
(SIC 48516.002928/2020-00), de 18 de novembro de 2020, concluiu que: "A remuneração ou juros pelo
capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 2017 – remuneração do custo de capital –
deve ser atualizada pela taxa referente ao custo de capital próprio tratada nos arts. 1º, §3º, da Portaria

MME 120/2016 e 4º, §3º, da REN 762/2017, até 1º de julho de 2020, data do "efetivo pagamento", sendo
incorporada à RAP das transmissoras a partir do processo de 1º de julho de 2020 (ciclo 2020-2021), pelo
prazo de oito anos."
24. Considerando que durante os ciclos 2017/2018 a 2019/2020, os pagamentos associados
não continham a remuneração nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi
calculado o saldo devedor desse componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de
custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento (01/07/2020) descontado dos valores pagos
trazidos a valor presente pela mesma métrica de constituição da dívida. Em razão da pressão tarifária a
que o setor elétrico está sendo acometido, decorrente da pandemia de COVID-19, optou-se pela
alternativa de "reperfilamento" desses pagamentos no prazo de 8 anos e de forma gradativa, assegurado
o valor presente líquido da operação. Nessa alternativa, avaliou-se o comportamento previsto do
componente econômico, cuja Base de Remuneração Regulatória – BRR naturalmente incorrerá em baixas
e depreciações, de modo a acomodar o custo total relativo a essas instalações.
25. Desta forma, a partir desse cálculo associado às estimativas de receitas previstas para o
ciclo 2021/2022 e do mercado previsto nas bases de dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS, calculou-se as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão de Rede Básica – TUST-RB e de Fronteira –
TUST-FR, bem como os encargos de conexão associados.
26. Assim, no processo tarifário de 2021 foi considerado um componente financeiro negativo
equivalente ao montante de redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao
patamar de custos de transmissão vigentes.
27. No processo tarifário atual, o valor negativo considerado no RTA de 2021 será revertido em
um componente financeiro positivo, perfazendo um total de R$ 38.079.512,74, devidamente corrigido
pela Selic.
28. Ainda, dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder
Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações,

mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de
preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômicofinanceira da cadeia que compõe o setor elétrico.
29. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo:
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.
30. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
31. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo:
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar
receitas e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
32. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as tarifas,
mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
33. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.

34. No processo da COSERN, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência
de janeiro/2022. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
35. Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez hídrica, que
contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.
36. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, propõe-se um
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de expurgar dos
processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
37. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, conforme saldo da distribuidora
frente à Conta Bandeiras na competência de janeiro/2022, para expurgar o efeito dos custos não cobertos
pelas Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário
subsequente, tal componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
38. Por fim, reiteramos que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. Como consequência, no presente processo tarifário,
está sendo considerado o financeiro negativo correspondente, R$ 133.124.654,33 , dividido em
componentes de energia e ESS, que contribuíram com -4,55% no efeito médio a ser percebido pelos
consumidores.
b) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL.
39. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL7, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
7 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.

COSERN informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores migrantes para
o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica nº 237/2020SGT/ANEEL8, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela COSERN foi de R$ 860.247,92, já
atualizado pela Selic.
c) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial.
40. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência sobre
ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em Consulta Pública
nº 05/2021.
41. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso antecipado
à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de potencial crédito associado
à respectiva ação judicial.
42. A COSERN, por meio de correspondência, encaminhada à ANEEL em 23 de março de 2022,
solicitou que seja considerada a reversão do valor de R$ 169.608.142,87, decorrente de êxito e da
projeção da ação judicial movida pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS
cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário
em -5,80%.
d) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente
Reativo – UDER.
43. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de Ultrapassagem
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o aditivo
contratual, devem ser contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda
revisão tarifária posterior ao 3CRTP.
8 Documento SIC nº 48581001953/2020-00.

44. No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão
tarifária, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a antecipação da reversão dos
respectivos recursos faturados entre a abril/21 a fevereiro/22 conforme valores declarados pela
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 07 de março de 2022. Dessa
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 19.092.673,51.
45. Ressalta-se que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá
a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UD e ER
contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste
reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante
antecipado.
e) Reversão de Créditos do Consumidora para modicidade tarifária – REN 414/2010.
46. Em função do previsto nos § 6º e 7º do art. 88 da REN 414/2010 (alterada pela REN
714/2016) que estabelecem que eventuais créditos existentes que os consumidores tenham direito e não
tenham sido compensados pelo faturamento e por outros meios, após transcorridos 60 meses, devem ser
revertidos para a modicidade tarifária, a COSERN apresentou levantamento e solicitou a consideração do
valor de R$ 515.019,74, já atualizados pela SELIC, para esse item.
f) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica).
47. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos processos
tarifários homologados entre a publicação da correspondente REN e a efetiva transferência dos valores
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a serem
recebidos do empréstimo, na forma de um componente financeiro negativo.
48. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os seguintes
itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia
Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg; (iii) Importação de energia

referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata o § 1º-I do art. 13
da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira).
49. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de que trata
a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão
do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar
os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica.
50. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em contrapartida
da redução média verificada do consumo de energia elétrica9.
51. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. Já o
Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio econômicofinanceiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL
avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo
contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente do Programa.
52. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o ONS a
despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a partir da
Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que alocável na carga
e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional total do sistema
elétrico.
53. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias operativas
ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade do Sistema
9
Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
54. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da ordem
de R$ 790 milhões.
55. Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022
possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à liberação
dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado de conclusão da
operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão de novos diferimentos
seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022.
56. A concessionária protocolou correspondência referente com propostas relacionadas ao
financiamento da Conta Escassez Hídrica, com Parcela referente a Importação no período de julho à
agosto de 2021 no valor de R$ 10.933.623,89; bônus - redução voluntária no valor de R$ 22.188.087,30,
representando redução de efeitos de -0,37% e -0,76%, respectivamente.
Evolução da Tarifa B1
57. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (125,4%), comparada com as variações do IGP-M (127,6%) e do IPCA
(75,3%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
58. A tarifa vigente do consumidor B1 residencial convencional no estado do Rio Grande do
Norte, considerando-se o adicional de bandeira escassez hídrica de R$ 142,00/MWh, é de R$
701,04/MWh. Com o atual reajuste, a nova tarifa residencial convencional passa a 672,23/MWh. Dessa
forma, a combinação do reajuste tarifário que será aprovado hoje com o término da cobrança bandeira
escassez hídrica resultará num impacto tarifário para o consumidor B1 residencial convencional de -
4,11%.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
59. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2022 a março/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de
abril/2021 a março/2022.

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.790.666 | 5.031.430 | 6.822.096 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 106.151 | 882.808 | 988.959 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (244.825) | 216.037 | (28.789) |
| Subsídio Rural | 26.854 | 791.747 | 818.601 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 8.586 | 4.081.096 | 4.089.682 |
| Total | 1.687.431 | 11.003.119 | 12.690.549 |

III. D I R E I T O
60. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: a) Lei nº 9.427, de 1996;
(b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) Contrato de Concessão do Serviço Público de
Distribuição de Energia Elétrica nº 008/1997-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
61. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004904/2021-32, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da COSERN, a
vigorar a partir de 22 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 20,36%, sendo 19,75% para os consumidores em Alta
Tensão – AT e 20,55% para os consumidores em Baixa Tensão - BT, e demais
encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da COSERN;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de uso exclusivo; e

(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE à COSERN, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária.
Brasília, 19 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor