VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.005014/2020-67. 
INTERESSADO: Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern. 
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Companhia Energética do Rio Grande do Norte – Cosern, 
a vigorar a partir de 22 de abril de 2021. 
 
I – RELATÓRIO 
1. 
A Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern)1 é concessionária de serviço 
público de distribuição de energia elétrica, no estado do Rio Grande do Norte, e atende cerca de 1,5 
milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da 
ordem de R$ 2,2 bilhões. 
2. 
Por meio da Resolução Homologatória nº 2.6772, de 14 de abril de 2020, foi aprovado o 
Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2020 da Cosern, com efeito médio de 3,40%3. 
3. 
A Resolução Normativa nº 8854, de 23 de junho de 2020, regulamentou o Decreto nº 
10.3505, de 18 de maio de 2020, o qual criou a Conta-Covid, destinada a captar recursos para as 
distribuidoras com vistas ao enfrentamento do estado de calamidade pública, reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020, a fim de manter a sustentabilidade do setor elétrico e conter 
aumentos tarifários durante a primeira fase da pandemia. 
 
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 008/1997-ANEEL. 
2 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202677ti.pdf.  
3 Conforme consta da Resolução citada, houve suspensão da aplicação das tarifas homologadas entre 22 de abril de 2020 e 30 
de junho de 2020, de forma que a efetiva aplicação do reajuste ocorreu a partir de 1º de julho de 2020. 
4 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020885.pdf. 
5 Disponível em https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/d10350.htm.

4. 
Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 46/2020, realizada em 23 de novembro de 2020, 
fui designada relatora do processo. 
5. 
Mediante a Carta SRE-005/20216, de 23 março de 2021, a Cosern apresentou sua proposta 
para o Reajuste Tarifário Anual (RTA) de 2021. 
6. 
O RTA de 2021 da Cosern ocorre em um momento de intensa pressão tarifária, decorrente 
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid, com indicadores inflacionários 
atingindo patamares elevados e intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliados a condições 
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e à redução de consumo resultante do isolamento 
social. 
7. 
Diante desse cenário, a ANEEL e o Poder Concedente, em conjunto com as demais 
entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, desenvolveram ações para mitigar parte 
do aumento tarifário que se observaria neste ano. O objetivo foi preservar a capacidade de pagamento 
do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o 
setor elétrico. 
8. 
Em 14 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou à 
distribuidora e ao Conselho de Consumidores da Cosern as planilhas de cálculo, conforme dispõe a 
Resolução Normativa nº 6527, de 17 de março de 2015. 
9. 
Por meio do Ofício nº 86/2021-DIR/ANEEL8, de 15 de abril de 2021, diante dos índices de 
reajuste calculados até aquele momento, oportunizei à Cosern a proposição de medidas adicionais que 
pudessem aliviar os impactos tarifários para seus consumidores. 
10. 
Mediante a Carta SRE-009/20219, de 16 de abril de 2021, retificada pela Carta SRE-
010/202110, de 19 de abril de 2021, a Cosern propôs diferimento com base na previsão das compensações 
de créditos de PIS/Pasep e Cofins, em razão das ações judiciais que retiram o ICMS da base de cálculo 
 
6 Documento Sicnet nº 48513.007742/2021-00. 
7 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015652.pdf.  
8 Documento Sicnet nº 48510.000196/2021-00. 
9 Documento Sicnet nº 48575.001610/2021-00. 
10 Documento Sicnet nº 48513.010513/2021-00.

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

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
16. 
Os custos da Parcela A representam 62,8% dos custos da concessionária. O aumento desses 
custos foi responsável por 10,60% na composição do índice de reajuste tarifário. 
17. 
O valor total dos Encargos Setoriais corresponde a um efeito tarifário médio de 2,37%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, será pago, por meio da CDE, o empréstimo referente à Conta-Covid, 
destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350, de 2020. Os efeitos referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE 
Conta-Covid TUSD representam, respectivamente, de 0,71% e 0,97%. Para a CDE – USO está sendo 
considerada a previsão objeto da Consulta Pública 72/202012, com impacto de 0,19% no efeito médio das 
tarifas.  
18. 
A Tabela 2, a seguir, detalha os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
12 Tendo em vista que ainda não houve a homologação dos valores definitivos das cotas de CDE USO para o ano de 2021, foram 
utilizados como previsão (cobertura) os valores provisórios, submetidos pela ANEEL à consulta pública, conforme Nota Técnica 
nº 238/2020-SGT/ANEEL (Documento Sic. 48581.001955/2020-00). Destaque-se que eventual diferença em relação aos valores 
efetivamente pagos será revertida no cálculo da CVA de 2022. Acresce-se ao montante o recolhimento das quotas mensais da 
CDE CONTA COVID, para amortização da operação de crédito contratada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 
– CCEE, conforme Despacho nº 181, de 26 de janeiro de 2021. 
2,37%
4,13%
4,10%
10,56%
-7,43%
-4,78%
8,96%
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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
1.471.930.200
  
1.710.128.995
  
16,2%
10,60%
62,8%
Encargos Setoriais
198.655.728
     
251.878.576
     
26,8%
2,37%
9,3%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
3.086.978
          
4.071.505
          
31,9%
0,04%
0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
92.186.717
        
96.380.928
        
4,5%
0,19%
3,5%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
-
                      
21.763.094
        
0,0%
0,97%
0,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
-
                      
16.035.261
        
0,0%
0,71%
0,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
45.920.476
        
45.166.010
        
-1,6%
-0,03%
1,7%
PROINFA
35.067.514
        
44.347.033
        
26,5%
0,41%
1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
22.291.152
        
23.993.753
        
7,6%
0,08%
0,9%
ONS
102.891
             
120.992
             
17,6%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
184.254.841
     
277.107.639
     
50,4%
4,13%
10,2%
Rede Básica
115.979.875
     
172.412.555
     
48,7%
2,51%
6,3%
Rede Básica Fronteira
44.796.479
        
62.019.454
        
38,4%
0,77%
2,3%
Rede Básica ONS (A2)
444.699
             
763.522
             
71,7%
0,01%
0,0%
Rede Básica Export. (A2)
-
                      
1.652.408
          
0,0%
0,07%
0,1%
Conexão
23.033.787
        
40.259.700
        
74,8%
0,77%
1,5%
Custos de Aquisição de Energia
1.089.019.632
  
1.181.142.780
  
8,5%
4,10%
43,4%
PARCELA B
774.615.380
     
1.011.854.244
  
30,6%
10,56%
37,2%
IRT
2.246.545.579
  
2.721.983.238
  
21,16%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
166.816.374
-     
-7,43%
CVA em processamento - Energia
89.735.425
        
3,99%
CVA em processamento -Transporte
59.831.238
        
2,66%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(2.348.492)
         
-0,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
3.075.806
          
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
6.597.728
          
0,29%
Sobrecontratação/exposição de energia
51.838.890
        
2,31%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.491.814
          
0,07%
Previsão de Risco Hidrológico
61.740.241
        
2,75%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
98.261
                
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(66.815.375)
      
-2,97%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(489.395)
            
-0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(11.875.128)
      
-0,53%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(2.389.475)
         
-0,11%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(37.341.125)
      
-1,66%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(4.376.804)
         
-0,19%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(26.059.015)
      
-1,16%
Reversão Conta Covid - Postergação
(14.263.252)
      
-0,63%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
12.214.624
        
0,54%
Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414)
(4.793.031)
         
-0,21%
Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414)
(135.208)
            
-0,01%
Créditos de PIS/COFINS
(29.377.800)
      
-1,31%
Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) 
(162.224.000)
    
-7,22%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de R
(55.177.372)
      
-2,46%
Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB
(19.282.309)
      
-0,86%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira
(10.507.367)
      
-0,47%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão
(5.985.255)
         
-0,27%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,78%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,96%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita    
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1.471.930.200 1.710.128.995 16,2% 10,60% 62,8%    
Encargos Setoriais 198.655.728 251.878.576 26,8% 2,37% 9,3%    
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 .086.978 4 .071.505 31,9% 0,04% 0,1%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 9 2.186.717 9 6.380.928 4,5% 0,19% 3,5%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 2 1.763.094 0,0% 0,97% 0,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) - 1 6.035.261 0,0% 0,71% 0,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 4 5.920.476 4 5.166.010 -1,6% -0,03% 1,7%
PROINFA 3 5.067.514 4 4.347.033 26,5% 0,41% 1,6%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 2.291.152 2 3.993.753 7,6% 0,08% 0,9%
ONS 1 02.891 1 20.992 17,6% 0,00% 0,0%    
Custos de Transmissão 1 84.254.841 2 77.107.639 50,4% 4,13% 10,2%    
Rede Básica 1 15.979.875 1 72.412.555 48,7% 2,51% 6,3%
Rede Básica Fronteira 4 4.796.479 6 2.019.454 38,4% 0,77% 2,3%
Rede Básica ONS (A2) 4 44.699 7 63.522 71,7% 0,01% 0,0%
Rede Básica Export. (A2) - 1 .652.408 0,0% 0,07% 0,1%
Conexão 2 3.033.787 4 0.259.700 74,8% 0,77% 1,5%    
Custos de Aquisição de Energia 1 .089.019.632 1 .181.142.780 8,5% 4,10% 43,4%    
PARCELA B 774.615.380 1.011.854.244 30,6% 10,56% 37,2%    
IRT 2.246.545.579 2.721.983.238 21,16% 100%    
    
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual - 166.816.374 -7,43%    
CVA em processamento - Energia    8 9.735.425 3,99%
CVA em processamento -Transporte 5 9.831.238 2,66%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 2.348.492) -0,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3 .075.806 0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 6 .597.728 0,29%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 1.838.890 2,31%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1 .491.814 0,07%
Previsão de Risco Hidrológico 6 1.740.241 2,75%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 9 8.261 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 66.815.375) -2,97%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia ( 489.395) -0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte ( 11.875.128) -0,53%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 2.389.475) -0,11%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 37.341.125) -1,66%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 4.376.804) -0,19%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação ( 26.059.015) -1,16%
Reversão Conta Covid - Postergação ( 14.263.252) -0,63%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 1 2.214.624 0,54%
Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414) ( 4.793.031) -0,21%
Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414) ( 135.208) -0,01%
Créditos de PIS/COFINS ( 29.377.800) -1,31%
Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) ( 162.224.000) -7,22%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de R ( 55.177.372) -2,46%
Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB ( 19.282.309) -0,86%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira ( 10.507.367) -0,47%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão ( 5.985.255) -0,27%    
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,78%    
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,96%    

19. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 4,13%. Esses custos estão 
de acordo com as Resoluções Homologatórias nº 2.72513 e 2.72614, ambas de 14 de julho de 2020, as 
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST). 
20. 
Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 4,10%. 
Contribuiu significativamente para esse resultado a variação do preço do contrato bilateral, que possui 
reajuste vinculado ao IGP-M15, dólar e combustível16. As contribuições das diferentes modalidades de 
contratação podem ser observadas no Gráfico 2. 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
21. 
A Parcela B, por sua vez, representa 37,2% dos custos da concessionária, com impacto de 
10,56% no efeito médio total a ser percebido pelos consumidores. Para a atualização da Parcela B, 
considerou-se a variação acumulada do IGP-M, entre abril de 2020 e março de 2021, de 31,10%, subtraída 
do Fator X, de 0,47%, o que totaliza 30,63%.  
 
13 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202725.pdf. 
14 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20202726ti.pdf. 
15 Índice Geral de Preços – Mercado. 
16 De acordo com o Memorando nº 43/2021-SRM/ANEEL a Cosern possui contrato bilateral de compra de energia com a 
Termoaçu S.A, que possui correção de preço vinculado às variações do IGP-M (participação de 31%), do Dólar (participação de 
39%) e do Combustível (participação de 30%) 
4,10%
1,32%
0,50%
0,25%
-0,13%
0,29%
1,86%
0,00%
Total
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Bilateral
 Proinfa

22. 
Os componentes financeiros17 a serem considerados no próximo período tarifário 
contribuíram com o efeito em -7,43%, conforme detalhado na Tabela 3. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
23. 
O financeiro que mais contribuiu para o aumento das tarifas foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 3,99%, em decorrência da diferença entre a cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA, incluindo o custo do risco hidrológico associado aos Contratos de Cota de 
Garantia Física (CCGF) e às usinas repactuadas. 
24. 
Destaca-se também a CVA em Processamento – Transporte, com efeito de 2,66%, 
decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) consideradas para 
 
17 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos 
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, produzindo efeitos nas tarifas apenas 
por 1 (um) ano. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
89.735.425
        
3,99%
CVA em processamento -Transporte
59.831.238
        
2,66%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
(2.348.492)
         
-0,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
3.075.806
          
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
6.597.728
          
0,29%
Sobrecontratação/exposição de energia
51.838.890
        
2,31%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
1.491.814
          
0,07%
Previsão de Risco Hidrológico
61.740.241
        
2,75%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
98.261
                
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(66.815.375)
      
-2,97%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
(489.395)
            
-0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(11.875.128)
      
-0,53%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
(2.389.475)
         
-0,11%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(37.341.125)
      
-1,66%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(4.376.804)
         
-0,19%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(26.059.015)
      
-1,16%
Reversão Conta Covid - Postergação
(14.263.252)
      
-0,63%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
12.214.624
        
0,54%
Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414)
(4.793.031)
         
-0,21%
Reversão de créditos de rescisão contratual (§3º Art. 70-A REN 414)
(135.208)
            
-0,01%
Créditos de PIS/COFINS
(29.377.800)
      
-1,31%
Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) 
(162.224.000)
    
-7,22%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos
(55.177.372)
      
-2,46%
Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 - RB
(19.282.309)
      
-0,86%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira
(10.507.367)
      
-0,47%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão
(5.985.255)
         
-0,27%
Total
(166.816.374)
    
-7,43%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação  
CVA em processamento - Energia 8 9.735.425 3,99%
CVA em processamento -Transporte 5 9.831.238 2,66%
CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 2.348.492) -0,10%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 3.075.806 0,14%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 6.597.728 0,29%
Sobrecontratação/exposição de energia 5 1.838.890 2,31%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 1.491.814 0,07%
Previsão de Risco Hidrológico 6 1.740.241 2,75%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 9 8.261 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (66.815.375) -2,97%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia (489.395) -0,02%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte (11.875.128) -0,53%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais ( 2.389.475) -0,11%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (37.341.125) -1,66%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A ( 4.376.804) -0,19%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação (26.059.015) -1,16%
Reversão Conta Covid - Postergação (14.263.252) -0,63%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) 1 2.214.624 0,54%
Reversão de créditos não restituídos ao consumidor (§7 Art. 88 REN 414) ( 4.793.031) -0,21%  
  (135.208) -0,01%
Créditos de PIS/COFINS (29.377.800) -1,31%
Diferimento (antecipação lastreada nos créditos de PIS/COFINS) (162.224.000) -7,22%
Antecipação da reversão dos créditos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos (55.177.372) -2,46%  
  (19.282.309) -0,86%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira (10.507.367) -0,47%
Reperfilamento de custos de Transporte - ciclo 2021/2022 - Conexão ( 5.985.255) -0,27%  
Total ( 166.816.374) -7,43%  

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

componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de -1,59%. 
c) Financeiro Extraordinário de Antecipação da Reversão de Receitas de Ultrapassagem 
de Demanda e Excedente de Reativos (UDER): conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 dos 
Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET)18, os valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente 
de Reativos (UDER), para as empresas que ainda não assinaram o termo aditivo contratual, devem ser 
contabilizados e considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior 
ao terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas das concessionárias de distribuição de energia elétrica 
(3CRTP). No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito de mitigar a pressão tarifária 
no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário está sendo considerada a 
antecipação da reversão desses recursos, faturados entre a última revisão tarifária da concessionária e a 
competência mais recente disponível, conforme valores declarados pela distribuidora, em resposta ao 
Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 6 de abril de 2021. Dessa forma, no RTA da Cosern foi 
considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 55.177.372 (cinquenta e cinco milhões, 
cento e setenta e sete mil, trezentos e setenta e dois reais), contribuindo com uma redução tarifária de -
2,46%. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, momento em que ocorrerá 
a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre os valores de UDER 
contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste 
reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante 
antecipado. 
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN 414/2010): também 
contribuíram para a mitigação do efeito tarifário os valores a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados à Resolução Normativa nº 41419, de 9 de setembro de 2010. Esses valores são referentes a 
recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados entre 
distribuidora e seus consumidores, previsto no §3º do art. 70-A da Resolução Normativa nº 414, de 2010; 
e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não puderem ser restituídos ao 
consumidor, previstos no §7º do art. 88 da Resolução Normativa nº 414, de 201; cujo volume informado 
e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 4,9 milhões, contribuindo para 
redução do efeito em -0,22%. Vale ressaltar que o valores informados pela concessionária passarão por 
 
18 Disponível em https://www.aneel.gov.br/procedimentos-de-regulacao-tarifaria-proret.  
19 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2010414.pdf.

fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos tarifários. 
e) Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais em que se 
questiona a incidência sobre ICMS ainda serão matéria de regulamentação específica pela ANEEL, no 
âmbito da Consulta Pública nº 005/202120. No entanto, o Despacho nº 36121, de 9 de fevereiro de 2021, 
autorizou, em situações excepcionais, o uso antecipado desses recursos antes da conclusão da consulta 
pública, limitado a 20% do valor total de potencial crédito associado às ações judiciais. Neste sentido, os 
valores informados pela Cosern foram considerados no processo, os quais consistem em créditos dos 
valores já compensados pela distribuidora nos meses de competência de janeiro e fevereiro de 2021, com 
impacto estimado de -1,31%, e em diferimento lastreado na expectativa de compensações futuras, com 
impacto de -7,22%. 
27. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem22 e com tributos23), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
20 Disponível em https://www.aneel.gov.br/consultas-publicas. 
21 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/dsp2021361.pdf. 
22 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
23 Na Gráfico 4, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, 
utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,7% para o ICMS e de 5,9% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 
25,6% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a 
majoração de 34,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

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

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
29. 
Adicionalmente, cabe esclarecer que o pleito apresentado pela Cosern, na Carta SRE-
005/2021, em relação à compensação associada à microgeração e minigeração distribuída foge ao escopo 
do processo de RTA, e deve fazer parte das discussões sobre o aprimoramento da Resolução Normativa 
nº 48224, de 17 de abril de 2012. 
30. 
Por fim, a Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela Câmara de 
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à distribuidora no período de competência de abril/2021 a 
março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esses valores contemplam também o ajuste referente 
à diferença entre os valores previstos e realizados no período de abril/2020 a março/2021 e levam em 
consideração as diferenças resultantes da postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 22 de 
abril a 30 de junho de 2020. 
Tabela 4 – Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
24 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/bren2012482.pdf. 
344,72 
363,73 
298,25 
308,53 
342,50 
350,72 
375,90 
405,38 
418,00 
480,81 
505,53 518,50 
559,03 
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE 2013 Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE 2015 Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
920.925
           
2.592.905
        
3.513.830
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
67.207
             
652.888
           
720.094
           
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(266.802)
          
589.144
           
322.341
           
Subsídio Rural
(189.944)
          
1.292.656
        
1.102.712
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
411.203
           
3.415.162
        
3.826.365
        
Total
942.589
           
8.542.754
        
9.485.343

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