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 
 
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 
 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. 
12. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,74%
0,09%
6,81%
3,15%
-0,30%
-3,77%
7,73%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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

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%
0,06%
-0,85%
1,14%
0,76%
-0,18%
1,39%
1,15%
0,38%
2,27%
0,70%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfra

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
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. 
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%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  RTA 2015 Processo atual Variação  RTA 2015 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Proinfa  22.432,42 26.370,85 17,56%
198.184,14 108.892,91 -45,05%
1.531.811,98 1.578.499,21 3,05%
919.161,42 928.075,42 0,97%
8.098,18 0,00 -100,00%
511.741,35 684.878,27 33,83%
770.304,00 762.120,00 -1,06%
185.573,69 181.243,89 -2,33%
1.536.465,94 1.527.411,85 -0,59%
112.920,53 117.129,62 3,73%  311,49 307,62 -1,24%
179,78 194,28 8,07%
243,41 253,21 4,03%
184,47 200,46 8,67%
388,48 0,00 -100,00%
116,68 124,78 6,95%
170,06 201,68 18,60%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,48 81,40%
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%    

Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
Gráfico 4  
 
 
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, ressalta-
se: 
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. 
Custo de       
Distribuição
30,1%
Custo de            
Energia
49,6%
Custo de     
Transmissão
3,4%
Encargos          
Setoriais
17,0%
Custo de       
Distribuição
21,9%
Custo de            
Energia
36,1%
Custo de     
Transmissão
2,5%
Encargos          
Setoriais
12,4%
ICMS 21,1%
PIS/COFINS 6,0%
Tributos
27,1%

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 
 
 
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 + 
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%
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%  

“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