48581.001126/2016-00 
 Nota Técnica n° 98/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 14 de abril de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.005402/2015-81 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à COSERN - Companhia Energética 
do Rio Grande do Norte e demais providências 
pertinentes ao seu Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da COSERN - Companhia 
Energética do Rio Grande do Norte, vigente a partir de 22 de abril de 2016, calculado em conformidade com 
as disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão de Distribuição nº 008/1997 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A COSERN, sediada na cidade de Natal - RN, atende aproximadamente 1,35 milhão de 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 1,61 bilhão. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência março/2016 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
1.167.401
                      
170.636
                     
38,5%
Industrial
1.468
                             
105.346
                     
23,8%
Comercial
88.899
                           
84.848
                       
19,2%
Rural
72.217
                           
26.921
                       
6,1%
Iluminação Pública
7.586
                             
14.188
                       
3,2%
Poder Público
12.663
                           
21.596
                       
4,9%
Serviço Público
1.948
                             
18.886
                       
4,3%
Demais classes
131
                                
605
                            
0,1%
Total 
1.352.313
                      
443.025
                     
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
3. 
A distribuidora, por meio de Carta CA/SRE-051/2015, de 28 de abril de 2015, protocolada 
em 29/4/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário 
de 2015 questionando o valor de subsídio concedido a consumidores de Fonte Incentivada. 
 
4. 
Em 27/1/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário 
de 2016 da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SRM e SFF). 
 
5. 
Em 2/3/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da COSERN, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a 
serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
6. 
Em 23/3/2016, a Distribuidora, por meio da Carta CA/SRE-020/20152, encaminhou à ANEEL 
informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
7. 
Nos dias 23/3/2016 e 29/3/2016, a SGT recebeu os Memorandos n°s 137/2016-SFF/ANEEL 
e 163/2016-SFF/ANEEL, com os valores fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao 
processo tarifário de 2015, bem como os valores fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas 
à contratação regulada de energia (CCEAR). 
 
8. 
O Memorando nº 87/2016-SRM/ANEEL, de 1º/4/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
9. 
Em 13/4/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a COSERN encontra-se adimplente com suas obrigações 
intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei 
n° 8.631, de 04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
10. 
Em 31/12/1997 foi firmado o Contrato de Concessão nº 08/1997 entre a União, por 
intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a COSERN - Companhia Energética do 
Rio Grande do Norte. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos 
de distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de 
tarifas de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
 
11. 
Em 13/04/2010, foi assinado o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando nova 
redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os procedimentos 
                                                          
 
1 Memorando nº 23/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 24/2016-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48513.006413/2016-00.

Fls. 3 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado pela metodologia 
de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da Parcela “A”, relativos 
aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
12. 
Em 10/12/2014 foi assinado o Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 008/1997, 
incluindo dispositivo que garanta que valores registrados na Conta de Compensação de Variação de Valores 
de Itens da "Parcela A" - CVA e outros itens financeiros sejam incorporados no cálculo da indenização, 
quando da extinção da concessão, correspondente às parcelas dos investimentos vinculados a bens 
reversíveis, ainda não amortizados ou não depreciados, na forma das alterações efetuadas na redação da 
Cláusula Décima Primeira do Contrato de Concessão, que trata da reversão dos bens e instalações 
vinculados, estabelecidas na Cláusula Segunda deste Termo Aditivo. 
 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
13. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção 
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir 
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na 
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio 
econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
14. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
15. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo: 
 
 
 
16. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
Período de 12 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA
1
RA0
Referência


Fls. 4 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função 
do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que 
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a 
ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
17. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser 
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
 
18. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais.

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II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
19. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da COSERN 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
20. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
3,30% e 2,41%, respectivamente. 
 
 
II.1.4 Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
21. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da COSERN resultou, em média, num reposicionamento 
das tarifas de 15,49%, sendo 11,67% referentes ao reajuste econômico e 3,82% relativos aos componentes 
financeiros, com o efeito tarifário médio de 9,57% a ser percebido pelos usuários da distribuidora, conforme 
consta na Resolução Homologatória nº 1.880, de 14/4/2015.  
 
22. 
A distribuidora, por meio de Carta CA/SRE-051/2015, de 28 de abril de 2015, protocolada 
em 29/4/2015 na ANEEL, apresentou Pedido de Reconsideração referente ao processo de reajuste tarifário 
de 2015 questionando o valor de subsídio concedido a consumidores de Fonte Incentivada.  
 
23. 
A Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio do Despacho n° 540/2016, decidiu por conceder 
provimento ao pedido de reconsideração supracitado, de modo a incluir no processo tarifário de 2016 da 
Concessionária o valor de R$ 270.338,29 (mensal), referenciado a abril de 2015, que deve ser atualizada 
pela variação do IGP-M e adicionada ao valor do “Ajuste” coberto com recursos da Conta de 
Desenvolvimento Energético – CDE mediante repasses mensais realizados pelas Centrais Elétricas 
Brasileiras S.A. – Eletrobras no próximo período tarifário. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
24. 
O período de referência para o reajuste anual da COSERN é de abril/2015 a março/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
25. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 1.618.808.814,07, conforme demonstrado na Tabela 2.

Fls. 6 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
26. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas3 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL 
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
                                                          
 
3 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
4.618.365
                 
1.563.680.229,86
          
A3   (69 kV)
177.930
                    
41.413.152,40
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
1.272.316
                 
399.109.040,86
             
BT  (menor que 2,3 kV)
3.168.119
                 
1.123.158.036,60
          
Demais Livres
863.380
                    
35.101.439,08
               
Distribuição
799
                           
45.932,56
                      
Geração
-
                            
19.981.212,56
               
Total
5.482.544
                 
1.618.808.814,07
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 4 .618.365 1 .563.680.229,86
A3 (69 kV) 1 77.930 4 1.413.152,40
A4 (2,3 kV a 25 kV) 1 .272.316 3 99.109.040,86
BT (menor que 2,3 kV) 3 .168.119 1 .123.158.036,60
Demais Livres 8 63.380 3 5.101.439,08
Distribuição 7 99 4 5.932,56
Geração - 1 9.981.212,56
Total 5 .482.544 1 .618.808.814,07

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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica, tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para 
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a 
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam 
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se

Fls. 8 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão 
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
27. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
28. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.018, de 02/02/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.018, de 02/02/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição 
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização 
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, 
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas 
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da 
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas 
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na 
modalidade por disponibilidade.  O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras 
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos 
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada 
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus 
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado 
nacional. 
 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
2.068.164,70
          
2.202.657,47
          
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
186.406.332,51
      
179.203.863,76
      
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
37.953.640,23
        
71.883.164,78
        
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
26.487.867,76
        
37.843.530,14
        
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
14.735.655,00
        
16.007.982,26
        
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
61.700,05
               
64.222,56
               
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
267.713.360
           
307.205.421

Fls. 9 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
29. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço 
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os 
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da “Parcela A”. 
 
30. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
31. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu 
e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
32. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na 
Resolução Homologatória n° 1.917, de 23/06/2015.  
 
33. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes 
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
34. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
35. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
36. 
Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes compensatórios 
posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período de Referência 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
35.362.681,54
        
24.441.794,68
        
Rede Básica Fronteira
16.100.145,54
        
21.297.167,77
        
Rede Básica ONS (A2)
259.182,72
             
270.185,76
             
Rede Básica Export. (A2)
1.744.593,12
          
1.816.724,16
          
Conexão
6.338.350,44
          
13.461.383,10
        
Total dos Custos de Transporte
59.804.953,36
        
61.287.255,46
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 3 5.362.681,54 2 4.441.794,68
Rede Básica Fronteira 1 6.100.145,54 2 1.297.167,77
Rede Básica ONS (A2) 2 59.182,72 2 70.185,76
Rede Básica Export. (A2) 1 .744.593,12 1 .816.724,16
Conexão 6 .338.350,44 1 3.461.383,10
Total dos Custos de Transporte 5 9.804.953,36 6 1.287.255,46

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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(Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET). Assim, a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente 
às Demais Instalações de Transmissão (DIT) presente na Resolução Homologatória deste processo tarifário 
(R$ 14.045.951,31) difere do custo de conexão repassado às tarifas e considerado na DRP (R$ 
13.461.383,10), pois é devido o pagamento à transmissora de Parcela de Ajuste correspondente a novo 
custo de transmissão, o qual, no entanto, não é repassável à tarifa. 
 
 
III.5 Compra de Energia 
 
37. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004 alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram 
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado 
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
38. 
Também a Lei n° 10.848, de 15/03/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no 
Sistema Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de 
Contratação Livre – ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia 
“deverão garantir o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
39. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de 
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei 
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de 
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a

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metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; Incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, 
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de 
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
40. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
41. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,

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transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as 
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
42. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica4. 
 
43. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.512/2013 (última revisão tarifária da COSERN) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas de 8,75% (sobre energia injetada da concessionária) a ser aplicado nos reajustes tarifários 
de 2013, 2014, 2015 e 2016. Já para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão), 
o percentual estabelecido para o ano de 2016 foi de 4,28%. 
 
44. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base 
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime 
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, 
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média 
de janeiro/2015 a dezembro/2015. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário 
da COSERN. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
45. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
46. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da COSERN para atendimento ao 
seu mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
                                                          
 
4 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
4,28%
4,28%
Técnica (s/ merc. injetado)
8,75%
8,75%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,74%
2,05%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
3.168.119
3.168.119

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Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
 
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
47. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do 
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
48. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos 
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
49. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
50. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
4.618.365
          
4.618.365
          
Fornecimento
4.618.365
          
4.618.365
          
Consumidores Livres
864.179
             
864.179
             
Perdas Totais
766.289
             
782.624
             
Perdas Rede B.
91.968
               
108.303
             
Perdas na Distribuição
674.321
             
674.321
             
Perda Não Técnica
135.595
             
135.595
             
Perda Técnica
538.726
             
538.726
             
Energia Requerida
5.384.654
          
5.400.989
          
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
5.384.654
148,17
797.821.840,37

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

Fls. 15 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando 
nº 87/2016-SRM/ANEEL, de 1º/4/2016, obedecida a data de reajuste prevista em cada contrato. 
 
vi) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra adotou-se o 
preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL, por meio da Resolução Homologatórias 
nº 2.006, de 15/12/2015. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 1.924, 
de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram 
utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.014, de 
19/01/2016. 
 
54. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Fls. 16 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
3.326.716,66
                   
3.031.983,60
                   
210,56
    
638.407.316,76
          
4º LEE 2009-08
83.976,60
                        
76.536,63
                        
174,18
    
13.331.055,46
            
4º LEE 2009-08 (MCSD)
405,29
                             
369,38
                             
174,18
    
64.338,14
                   
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(6.230,40)
                         
(5.678,41)
                         
174,18
        
(989.058,96)
                
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(26.756,40)
                       
(24.385,90)
                       
174,18
    
(4.247.505,33)
             
13º LEE 2014-05 DISP
12.354,24
                        
11.259,71
                        
366,65
    
4.128.372,11
              
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(1.261,44)
                         
(1.149,68)
                         
320,05
    
(367.958,05)
                
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(12.018,72)
                       
(10.953,91)
                       
320,05
    
(3.505.822,54)
             
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
31.605,38
                        
28.805,27
                        
320,05
    
9.219.188,00
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
10.016,89
                        
9.129,43
                          
294,30
    
2.686.756,29
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(525,60)
                            
(479,03)
                            
222,45
    
(106.562,46)
                
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(4.966,92)
                         
(4.526,87)
                         
222,45
    
(1.007.015,25)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
13.059,05
                        
11.902,08
                        
222,45
    
2.647.649,75
              
15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra
455,52
                             
415,16
                             
129,25
    
53.659,80
                   
15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra
3.544,20
                          
3.230,20
                          
162,47
    
524.810,40
                 
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra
31.606,08
                        
28.805,91
                        
147,31
    
4.243.399,28
              
1º LEN A-3 2008-15 T
105.826,64
                      
96.450,84
                        
297,11
    
28.656.709,73
            
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(1.897,29)
                         
(1.729,20)
                         
297,11
    
(513.765,63)
                
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(1.456,70)
                         
(1.327,64)
                         
297,11
    
(394.457,86)
                
1º LEN A-3 2008-30 H
14.967,51
                        
13.641,45
                        
194,50
    
2.653.276,63
              
2º LEN A-3 2009-15 T
125.895,56
                      
114.741,75
                      
309,20
    
35.478.027,96
            
2º LEN A-3 2009-30 H
245.114,85
                      
223.398,71
                      
227,05
    
50.723.638,00
            
4º LEN A-3 2010-15 T
89.621,12
                        
81.681,07
                        
323,49
    
26.423.026,69
            
6º LEN A-3 2011-15 T
7.809,76
                          
7.117,85
                          
257,07
    
1.829.784,39
              
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
60.296,72
                        
54.954,68
                        
137,45
    
7.553.769,83
              
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
53.637,16
                        
48.885,13
                        
141,88
    
6.935.798,93
              
12º LEN - MCSD  (- MIII) A-3 2014-20 T
29.387,50
                        
26.783,89
                        
141,88
    
3.800.084,91
              
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
43.672,43
                        
39.803,24
                        
141,88
    
5.647.264,34
              
12º LEN - MCSD  (MIII) A-3 2014-20 T
8.655,02
                          
7.888,22
                          
141,88
    
1.119.177,47
              
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
26.960,27
                        
24.571,71
                        
137,33
    
3.374.514,53
              
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
4.997,44
                          
4.554,69
                          
147,88
    
673.557,26
                 
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
47.790,13
                        
43.556,13
                        
147,88
    
6.441.178,89
              
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
11.116,35
                        
10.131,49
                        
147,53
    
1.494.714,35
              
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
5.424,24
                          
4.943,68
                          
137,35
    
679.011,83
                 
1º LEN A-4 2009-15 T
126.830,73
                      
115.594,07
                      
297,02
    
34.333.770,18
            
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(2.160,66)
                         
(1.969,23)
                         
297,02
    
(584.902,40)
                
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(1.346,09)
                         
(1.226,83)
                         
297,02
    
(364.394,23)
                
1º LEN A-4 2009-30 H
9.939,04
                          
9.058,48
                          
207,83
    
1.882.637,02
              
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(210,81)
                            
(192,13)
                            
209,21
    
(40.196,84)
                  
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(216,07)
                            
(196,92)
                            
209,21
    
(41.199,07)
                  
1º LEN A-5 2010-15 T
198.255,75
                      
180.691,13
                      
261,07
    
47.173.765,20
            
1º LEN A-5 2010-30 H
204.465,62
                      
186.350,83
                      
209,21
    
38.987.132,99
            
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(1.839,96)
                         
(1.676,95)
                         
209,21
    
(350.840,42)

Fls. 17 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
 
 
3º LEN A-5 2011-15 T
120.621,95
                      
109.935,35
                      
282,25
    
31.029.699,16
            
3º LEN A-5 2011-30 H
128.287,64
                      
116.921,90
                      
214,79
    
25.113.602,60
            
5º LEN A-5 2012-15 T
359.281,10
                      
327.450,31
                      
263,77
    
86.370.734,39
            
5º LEN A-5 2012-30 H
166.161,70
                      
151.440,47
                      
220,43
    
33.382.520,13
            
7º LEN A-5 2013-15 T
138.677,17
                      
126.390,95
                      
265,43
    
33.548.329,26
            
10º LEN A-5 2015-30 H
31.395,84
                        
28.614,30
                        
147,44
    
4.218.902,74
              
11º LEN A-5 2015-30 H
91.042,68
                        
82.976,68
                        
97,11
      
8.058.077,17
              
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
2.587,63
                          
2.358,37
                          
138,63
    
326.950,72
                 
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
4.478,19
                          
4.081,44
                          
138,63
    
565.826,02
                 
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra
23.847,31
                        
21.734,54
                        
138,63
    
3.013.145,88
              
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra
4.409,36
                          
4.018,71
                          
120,39
    
483.814,72
                 
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra
4.776,84
                          
4.353,63
                          
109,68
    
477.520,55
                 
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra
4.745,33
                          
4.324,92
                          
116,57
    
504.146,97
                 
1º LFA A-3 2010-15 OF
6.634,96
                          
6.047,13
                          
245,66
    
1.485.509,66
              
1º LFA A-3 2010-30 H
2.852,41
                          
2.599,70
                          
233,83
    
607.877,19
                 
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
5.238,26
                          
4.774,17
                          
227,56
    
1.086.405,26
              
Estruturante Santo Antônio
331.094,20
                      
301.760,65
                      
133,13
    
40.173.691,99
            
Estruturante Santo Antônio - MCSD
5.501,28
                          
5.013,89
                          
133,13
    
667.504,09
                 
Estruturante Santo Antônio - MCSD
2.814,72
                          
2.565,35
                          
133,13
        
341.527,50
                 
Estruturante Santo Antônio - MCSD
431,41
                             
393,19
                             
133,13
        
52.345,60
                   
Estruturante Jirau
147.730,39
                      
134.642,10
                      
117,10
        
15.766.025,27
            
Estruturante Jirau - MCSD
9.092,91
                          
8.287,31
                          
117,10
        
970.409,66
                 
Estruturante Jirau - MCSD
4.183,89
                          
3.813,21
                          
117,10
        
446.511,25
                 
Estruturante Jirau - MCSD
2.352,11
                          
2.143,72
                          
117,10
        
251.021,01
                 
Estruturante Belo Monte
83.013,85
                        
75.659,17
                        
116,07
        
8.781.659,52
              
Estruturante Belo Monte
72.678,11
                        
66.239,13
                        
116,07
        
7.688.288,30
              
Estruturante Belo Monte - MCSD
11.167,75
                        
10.178,34
                        
116,07
        
1.181.386,02
              
Estruturante Belo Monte - MCSD
14.817,66
                        
13.504,87
                        
116,07
        
1.567.492,79
              
Bilaterais
762.120,00
                      
694.599,38
                      
201,68
    
140.086.803,44
          
TERMOAÇU
762.120,00
                      
694.599,38
                      
201,68
        
140.086.803,44
          
Energia Base
1.825.785,36
                   
1.674.405,66
                   
70,63
      
118.265.862,03
          
Cota Angra I/Angra II
181.243,89
                      
165.186,45
                      
206,29
    
34.076.312,15
            
Cotas Lei n º 12783/2013
1.527.411,85
                   
1.392.089,60
                   
60,48
      
84.189.549,89
            
PROINFA
117.129,62
                      
117.129,62
                      
-
          
-
                              
Total
5.914.622,02
                   
5.400.988,64
                   
166,04
    
896.759.982,23
3º LEN A-5 2011-15 T 120.621,95 109.935,35 282,25 31.029.699,16
3º LEN A-5 2011-30 H 128.287,64 116.921,90 214,79 25.113.602,60
5º LEN A-5 2012-15 T 359.281,10 327.450,31 263,77 86.370.734,39
5º LEN A-5 2012-30 H 166.161,70 151.440,47 220,43 33.382.520,13
7º LEN A-5 2013-15 T 138.677,17 126.390,95 265,43 33.548.329,26
10º LEN A-5 2015-30 H 31.395,84 28.614,30 147,44 4.218.902,74
11º LEN A-5 2015-30 H 91.042,68 82.976,68 97,11 8.058.077,17
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 2.587,63 2.358,37 138,63 326.950,72
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 4.478,19 4.081,44 138,63 565.826,02
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 23.847,31 21.734,54 138,63 3.013.145,88
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 4.409,36 4.018,71 120,39 483.814,72
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 4.776,84 4.353,63 109,68 477.520,55
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 4.745,33 4.324,92 116,57 504.146,97
1º LFA A-3 2010-15 OF 6.634,96 6.047,13 245,66 1.485.509,66
1º LFA A-3 2010-30 H 2.852,41 2.599,70 233,83 607.877,19
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 5.238,26 4.774,17 227,56 1.086.405,26
Estruturante Santo Antônio 331.094,20 301.760,65 133,13 40.173.691,99
Estruturante Santo Antônio - MCSD 5.501,28 5.013,89 133,13 667.504,09
Estruturante Santo Antônio - MCSD 2.814,72 2.565,35 133,13 341.527,50
Estruturante Santo Antônio - MCSD 431,41 393,19 133,13 52.345,60
Estruturante Jirau 147.730,39 134.642,10 117,10 15.766.025,27
Estruturante Jirau - MCSD 9.092,91 8.287,31 117,10 970.409,66
Estruturante Jirau - MCSD 4.183,89 3.813,21 117,10 446.511,25
Estruturante Jirau - MCSD 2.352,11 2.143,72 117,10 251.021,01
Estruturante Belo Monte 83.013,85 75.659,17 116,07 8.781.659,52
Estruturante Belo Monte 72.678,11 66.239,13 116,07 7.688.288,30
Estruturante Belo Monte - MCSD 11.167,75 10.178,34 116,07 1.181.386,02
Estruturante Belo Monte - MCSD 14.817,66 13.504,87 116,07 1.567.492,79  
Bilaterais 762.120,00 694.599,38 201,68 140.086.803,44  
TERMOAÇU 762.120,00 694.599,38 201,68 140.086.803,44  
Energia Base 1.825.785,36 1.674.405,66 70,63 118.265.862,03  
Cota Angra I/Angra II 181.243,89 165.186,45 206,29 34.076.312,15
Cotas Lei n º 12783/2013 1.527.411,85 1.392.089,60 60,48 84.189.549,89
PROINFA 117.129,62 117.129,62 - -  
Total 5.914.622,02 5.400.988,64 166,04 896.759.982,23  

Fls. 18 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
3.326.716,66
                   
3.031.983,60
                   
210,56
    
638.407.316,76
          
4º LEE 2009-08
83.976,60
                        
76.536,63
                        
174,18
    
13.331.055,46
            
4º LEE 2009-08 (MCSD)
405,29
                             
369,38
                             
174,18
    
64.338,14
                   
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(6.230,40)
                         
(5.678,41)
                         
174,18
        
(989.058,96)
                
4º LEE 2009-08 (MCSD)
(26.756,40)
                       
(24.385,90)
                       
174,18
    
(4.247.505,33)
             
13º LEE 2014-05 DISP
12.354,24
                        
11.259,71
                        
366,65
    
4.128.372,11
              
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(1.261,44)
                         
(1.149,68)
                         
320,05
    
(367.958,05)
                
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
(12.018,72)
                       
(10.953,91)
                       
320,05
    
(3.505.822,54)
             
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
31.605,38
                        
28.805,27
                        
320,05
    
9.219.188,00
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
10.016,89
                        
9.129,43
                          
294,30
    
2.686.756,29
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(525,60)
                            
(479,03)
                            
222,45
    
(106.562,46)
                
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra
(4.966,92)
                         
(4.526,87)
                         
222,45
    
(1.007.015,25)
             
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
13.059,05
                        
11.902,08
                        
222,45
    
2.647.649,75
              
15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra
455,52
                             
415,16
                             
129,25
    
53.659,80
                   
15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra
3.544,20
                          
3.230,20
                          
162,47
    
524.810,40
                 
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra
31.606,08
                        
28.805,91
                        
147,31
    
4.243.399,28
              
1º LEN A-3 2008-15 T
105.826,64
                      
96.450,84
                        
297,11
    
28.656.709,73
            
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
(1.897,29)
                         
(1.729,20)
                         
297,11
    
(513.765,63)
                
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
(1.456,70)
                         
(1.327,64)
                         
297,11
    
(394.457,86)
                
1º LEN A-3 2008-30 H
14.967,51
                        
13.641,45
                        
194,50
    
2.653.276,63
              
2º LEN A-3 2009-15 T
125.895,56
                      
114.741,75
                      
309,20
    
35.478.027,96
            
2º LEN A-3 2009-30 H
245.114,85
                      
223.398,71
                      
227,05
    
50.723.638,00
            
4º LEN A-3 2010-15 T
89.621,12
                        
81.681,07
                        
323,49
    
26.423.026,69
            
6º LEN A-3 2011-15 T
7.809,76
                          
7.117,85
                          
257,07
    
1.829.784,39
              
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
60.296,72
                        
54.954,68
                        
137,45
    
7.553.769,83
              
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
53.637,16
                        
48.885,13
                        
141,88
    
6.935.798,93
              
12º LEN - MCSD  (- MIII) A-3 2014-20 T
29.387,50
                        
26.783,89
                        
141,88
    
3.800.084,91
              
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
43.672,43
                        
39.803,24
                        
141,88
    
5.647.264,34
              
12º LEN - MCSD  (MIII) A-3 2014-20 T
8.655,02
                          
7.888,22
                          
141,88
    
1.119.177,47
              
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
26.960,27
                        
24.571,71
                        
137,33
    
3.374.514,53
              
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
4.997,44
                          
4.554,69
                          
147,88
    
673.557,26
                 
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
47.790,13
                        
43.556,13
                        
147,88
    
6.441.178,89
              
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
11.116,35
                        
10.131,49
                        
147,53
    
1.494.714,35
              
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
5.424,24
                          
4.943,68
                          
137,35
    
679.011,83
                 
1º LEN A-4 2009-15 T
126.830,73
                      
115.594,07
                      
297,02
    
34.333.770,18
            
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
(2.160,66)
                         
(1.969,23)
                         
297,02
    
(584.902,40)
                
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
(1.346,09)
                         
(1.226,83)
                         
297,02
    
(364.394,23)
                
1º LEN A-4 2009-30 H
9.939,04
                          
9.058,48
                          
207,83
    
1.882.637,02
              
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
(210,81)
                            
(192,13)
                            
209,21
    
(40.196,84)
                  
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
(216,07)
                            
(196,92)
                            
209,21
    
(41.199,07)
                  
1º LEN A-5 2010-15 T
198.255,75
                      
180.691,13
                      
261,07
    
47.173.765,20
            
1º LEN A-5 2010-30 H
204.465,62
                      
186.350,83
                      
209,21
    
38.987.132,99
            
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
(1.839,96)
                         
(1.676,95)
                         
209,21
    
(350.840,42)
                
3º LEN A-5 2011-15 T
120.621,95
                      
109.935,35
                      
282,25
    
31.029.699,16
            
3º LEN A-5 2011-30 H
128.287,64
                      
116.921,90
                      
214,79
    
25.113.602,60
            
5º LEN A-5 2012-15 T
359.281,10
                      
327.450,31
                      
263,77
    
86.370.734,39
            
5º LEN A-5 2012-30 H
166.161,70
                      
151.440,47
                      
220,43
    
33.382.520,13
            
7º LEN A-5 2013-15 T
138.677,17
                      
126.390,95
                      
265,43
    
33.548.329,26
            
10º LEN A-5 2015-30 H
31.395,84
                        
28.614,30
                        
147,44
    
4.218.902,74
              
11º LEN A-5 2015-30 H
91.042,68
                        
82.976,68
                        
97,11
      
8.058.077,17
              
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
2.587,63
                          
2.358,37
                          
138,63
    
326.950,72
                 
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra
4.478,19
                          
4.081,44
                          
138,63
    
565.826,02
                 
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra
23.847,31
                        
21.734,54
                        
138,63
    
3.013.145,88
              
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra
4.409,36
                          
4.018,71
                          
120,39
    
483.814,72
                 
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra
4.776,84
                          
4.353,63
                          
109,68
    
477.520,55
                 
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra
4.745,33
4.324,92
116,57
504.146,97
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 3.326.716,66 3.031.983,60 210,56 638.407.316,76  
4º LEE 2009-08 83.976,60 76.536,63 174,18 13.331.055,46
4º LEE 2009-08 (MCSD) 405,29 369,38 174,18 64.338,14
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 6.230,40) ( 5.678,41) 174,18 (989.058,96)
4º LEE 2009-08 (MCSD) ( 26.756,40) ( 24.385,90) 174,18 (4.247.505,33)
13º LEE 2014-05 DISP 12.354,24 11.259,71 366,65 4.128.372,11
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 1.261,44) ( 1.149,68) 320,05 (367.958,05)
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE ( 12.018,72) ( 10.953,91) 320,05 (3.505.822,54)
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 31.605,38 28.805,27 320,05 9.219.188,00
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP 10.016,89 9.129,43 294,30 2.686.756,29
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra ( 525,60) ( 479,03) 222,45 (106.562,46)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD (MSCD)/ Nova regra ( 4.966,92) ( 4.526,87) 222,45 (1.007.015,25)
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra 13.059,05 11.902,08 222,45 2.647.649,75
15º LEE DIS2-03ANOS/ Nova regra 455,52 415,16 129,25 53.659,80
15º LEE DIS3-01ANOS/ Nova regra 3.544,20 3.230,20 162,47 524.810,40
15º LEE QTD-03ANOS/ Nova regra 31.606,08 28.805,91 147,31 4.243.399,28
1º LEN A-3 2008-15 T 105.826,64 96.450,84 297,11 28.656.709,73
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T ( 1.897,29) ( 1.729,20) 297,11 (513.765,63)
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T ( 1.456,70) ( 1.327,64) 297,11 (394.457,86)
1º LEN A-3 2008-30 H 14.967,51 13.641,45 194,50 2.653.276,63
2º LEN A-3 2009-15 T 125.895,56 114.741,75 309,20 35.478.027,96
2º LEN A-3 2009-30 H 245.114,85 223.398,71 227,05 50.723.638,00
4º LEN A-3 2010-15 T 89.621,12 81.681,07 323,49 26.423.026,69
6º LEN A-3 2011-15 T 7.809,76 7.117,85 257,07 1.829.784,39
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 60.296,72 54.954,68 137,45 7.553.769,83
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 53.637,16 48.885,13 141,88 6.935.798,93
12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T 29.387,50 26.783,89 141,88 3.800.084,91
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 43.672,43 39.803,24 141,88 5.647.264,34
12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T 8.655,02 7.888,22 141,88 1.119.177,47
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 26.960,27 24.571,71 137,33 3.374.514,53
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 4.997,44 4.554,69 147,88 673.557,26
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 47.790,13 43.556,13 147,88 6.441.178,89
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 11.116,35 10.131,49 147,53 1.494.714,35
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 5.424,24 4.943,68 137,35 679.011,83
1º LEN A-4 2009-15 T 126.830,73 115.594,07 297,02 34.333.770,18
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T ( 2.160,66) ( 1.969,23) 297,02 (584.902,40)
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T ( 1.346,09) ( 1.226,83) 297,02 (364.394,23)
1º LEN A-4 2009-30 H 9.939,04 9.058,48 207,83 1.882.637,02
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés ( 210,81) ( 192,13) 209,21 (40.196,84)
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés ( 216,07) ( 196,92) 209,21 (41.199,07)
1º LEN A-5 2010-15 T 198.255,75 180.691,13 261,07 47.173.765,20
1º LEN A-5 2010-30 H 204.465,62 186.350,83 209,21 38.987.132,99
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés ( 1.839,96) ( 1.676,95) 209,21 (350.840,42)
3º LEN A-5 2011-15 T 120.621,95 109.935,35 282,25 31.029.699,16
3º LEN A-5 2011-30 H 128.287,64 116.921,90 214,79 25.113.602,60
5º LEN A-5 2012-15 T 359.281,10 327.450,31 263,77 86.370.734,39
5º LEN A-5 2012-30 H 166.161,70 151.440,47 220,43 33.382.520,13
7º LEN A-5 2013-15 T 138.677,17 126.390,95 265,43 33.548.329,26
*1 A0º N LoEtNa AT-é5c 2n0ic1a5 -é3 0u mH documento emitido pelas Unidades O r g a n i z a c i o n3a1.i3s9 e5 ,d8e4stin a - s e a s u b s i d 2i8a.r6 a1s4 ,d30ecis õ e s 1d4a7 A,4g4ênc i a . 4.218.902,74
_ _1___1__º__ __L__E____N___ __A___-__5___ _2___0__1___5___-__3___0__ __H_______________________________________________________________________________________ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ _9___1__.__0__4___2___,_6___8_________ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _ __ _ __ 8___2___._9___7___6__,__6__8__________ __ _ _ __ _ ______9__7___,__1__1_________ _ __ _ __ _ _ __ _ __ _ _ __ _ _8___._0___5___8__.__0___7__7___,_1___7_________
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.005402/2015-81
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 2.587,63 2.358,37 138,63 326.950,72
13º LEN A-5 2016-20 OF (efeito Despachos)/ Nova regra 4.478,19 4.081,44 138,63 565.826,02
13º LEN A-5 2016-20 OF/ Nova regra 23.847,31 21.734,54 138,63 3.013.145,88
13º LEN A-5 2016-30 H (alterado por Despacho)/ Nova regra 4.409,36 4.018,71 120,39 483.814,72
15º LEN DIS20-2017/ Nova regra 4.776,84 4.353,63 109,68 477.520,55
15º LEN QTD30-2017/ Nova regra 4.745,33 4.324,92 116,57 504.146,97
1º LFA A-3 2010-15 OF 6.634,96 6.047,13 245,66 1.485.509,66
1º LFA A-3 2010-30 H 2.852,41 2.599,70 233,83 607.877,19
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 5.238,26 4.774,17 227,56 1.086.405,26
Estruturante Santo Antônio 331.094,20 301.760,65 133,13 40.173.691,99
Estruturante Santo Antônio - MCSD 5.501,28 5.013,89 133,13 667.504,09
Estruturante Santo Antônio - MCSD 2.814,72 2.565,35 133,13 341.527,50
Estruturante Santo Antônio - MCSD 431,41 393,19 133,13 52.345,60
Estruturante Jirau 147.730,39 134.642,10 117,10 15.766.025,27
Estruturante Jirau - MCSD 9.092,91 8.287,31 117,10 970.409,66
Estruturante Jirau - MCSD 4.183,89 3.813,21 117,10 446.511,25
Estruturante Jirau - MCSD 2.352,11 2.143,72 117,10 251.021,01
Estruturante Belo Monte 83.013,85 75.659,17 116,07 8.781.659,52
Estruturante Belo Monte 72.678,11 66.239,13 116,07 7.688.288,30
Estruturante Belo Monte - MCSD 11.167,75 10.178,34 116,07 1.181.386,02
Estruturante Belo Monte - MCSD 14.817,66 13.504,87 116,07 1.567.492,79  
Bilaterais 762.120,00 694.599,38 201,68 140.086.803,44  
TERMOAÇU 762.120,00 694.599,38 201,68 140.086.803,44  
Energia Base 1.825.785,36 1.674.405,66 70,63 118.265.862,03  
Cota Angra I/Angra II 181.243,89 165.186,45 206,29 34.076.312,15
Cotas Lei n º 12783/2013 1.527.411,85 1.392.089,60 60,48 84.189.549,89
PROINFA 117.129,62 117.129,62 - -  
Total 5.914.622,02 5.400.988,64 166,04 896.759.982,23  

Fls. 19 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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55. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA6 e na DRP 
para a COSERN, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 797.821.840,37 e R$ 
896.759.982,23. 
 
 
III.6. Parcela B 
 
56. 
O Fator X7 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
57. 
A Resolução Homologatória nº 1.512/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 0,89% e 1,25%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da COSERN. 
 
58. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade 
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos 
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
59. 
No caso da COSERN a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 
2014 e 2015 foi de -17,69%, de modo que o valor de componente Q do Fator X a ser aplicado na atualização 
da Parcela B é de -0,95%. 
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
                                                          
 
6 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
7 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
0,89%
Componente T do Fator X
1,25%
Componente Q do Fator X
-0,95%
Fator X
1,19%

Fls. 20 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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60. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M8 e do Fator X. A variação 
do IGP-M para o período de referência foi de 11,56%, enquanto o Fator X resultou em 1,19%. A tabela 
abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
61. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidoresem cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
62. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, os saldos das CVAs 
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que 
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, 
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no 
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual SELIC9, de 13,59% a.a. 
 
                                                          
 
8 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
9 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° 
e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste. 
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
492.731.246,87
          
IGP-M
11,56%
Fator X
1,19%
Parcela B - DRP (R$)
543.794.522,82

Fls. 21 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzida a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos 
CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de 
janeiro de 2015 a dezembro de 2015, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do 
PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVAESS/EER para as competências de janeiro a dezembro de 2015. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; 
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos 
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização 
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP 
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAEnergia o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida a diferenças preços de submercados, atualizado pela 
taxa SELIC, referente ao período de janeiro a dezembro de 2015.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
Nota: o cálculo da CVA Energia considera apenas os volumes contratados para atendimento de 100% do mercado 
regulatório, além das normas regulatórias vigentes (Resolução Normativa nº 255, de 06/3/2007) e Despacho nº 4.225, 
de 10/12/2013. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
12.400.182,02
          
14.048.613,42
          
15.042.416,43
                 
CVA CDE Energia
4.009.295,35
            
4.554.331,93
            
4.876.506,70
                   
CVA Rede Básica
793.697,35
               
1.070.757,69
            
1.146.503,40
                   
CVA Compra Energia
32.161.499,34
          
35.825.957,45
          
38.360.296,13
                 
CVA Proinfa
3.754.701,04
            
3.866.532,25
            
4.140.051,87
                   
CVA ESS/ERR
(19.008.314,54)
         
(19.660.309,49)
         
(21.051.085,52)
               
Total
34.111.060,57
          
39.705.883,25
          
42.514.689,02
12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 12.400.182,02 14.048.613,42 1 5.042.416,43
CVA CDE Energia 4.009.295,35 4.554.331,93 4 .876.506,70
CVA Rede Básica 793.697,35 1.070.757,69 1 .146.503,40
CVA Compra Energia 32.161.499,34 35.825.957,45 3 8.360.296,13
CVA Proinfa 3.754.701,04 3.866.532,25 4 .140.051,87
CVA ESS/ERR ( 19.008.314,54) ( 19.660.309,49) (21.051.085,52)  
Total 3 4.111.060,57 3 9.705.883,25 4 2.514.689,02  

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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos 
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 38.360.296,21, com efeito no atual 
reajuste de 2,22%. Cumpre ressaltar que os contratos de garantia física (risco hidrológico) e 
contratos por Disponibilidade foram os principais produtos que impactaram no saldo da CVA de 
Energia.  A participação no mix de contratação da COSERN desses contratos foi de 26% e de 25%, 
respectivamente e, o aumento de custo pode se justificar, em relação ao primeiro, pelo risco 
hidrológico associado a esses contratos e, em relação ao segundo, pelo alto despacho de usinas 
térmicas fora da ordem de mérito por restrição de transmissão entre o subsistema sudeste e 
nordeste. Com isso, houve uma grande diferença entre a tarifa de cobertura considerada no 
processo tarifário anterior e o valor realizado. 
 
Composição do Mix da COSERN na CVA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – COSERN

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CVA Energia – COSERN 
 
 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações 
ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado 
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa 
de juros SELIC verificada.  
 
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os 
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio 
do Memorando nº 163/2016-SFF/ANEEL, de 29/03/2016. Destaca-se que os saldos 
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo sido 
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de

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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em 
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do 
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.  
 
iii) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a neutralidade dos encargos refere-se ao 
cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais faturados no 
período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, devidamente 
atualizadas pela taxa SELIC. 
 
iv) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de março de 2015 a fevereiro de 2016, 
atualizados pela taxa SELIC, tendo sido fiscalizados10 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e 
Financeira – SFF. 
 
v) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo. 
Calculado conforme a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 
15 de março de 2016. Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao 
Mercado de Curto Prazo foram: 
 
a) Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 204.078 MWh. Como o percentual 
de sobrecontratação foi inferior ao limite de 5% da energia anual requerida regulatória da 
concessionária, não houve glosa de sobrecontratação. Referido montante de energia foi obtido 
com base em dados fornecidos pela CCEE e representa, juntamente com o ajuste financeiro 
das operações no mercado de curto prazo, um repasse tarifário de R$ -35.070.478,16, já 
atualizado para preços de abril de 2016.   
 
 
b) Para o ano civil de 2014: A exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015, 
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual processo 
tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não observando-se diferença. 
Foram feitos ajustes relativos ao MAC de exportação SIN Amazonas e à UHE Santo 
Antônio11, que tiveram impacto de R$ 278.571,31.  
 
vi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença12 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. 
                                                          
 
10 Memorandos nºs. 137/2016-SFF/ANEEL, de 23/3/2016. 
11 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014. 
12 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado 
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear nos anos de 2013 a 2015, conforme parcelas homologadas pela Resolução 
Homologatória 1.585/2013.

Fls. 25 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015 homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição 
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das 
novas quotas de CDE. Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na 
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora. 
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as 
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na 
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros 
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria 
o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A 
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de 
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs. 
 
 No presente processo tarifário se faz necessária a reversão do valor referente às 
competências cujos custos associados se encontram presentes na CVACDE e na 
CVACOMPRA DE ENERGIA do atual processo tarifário.  Portanto, está sendo revertido o valor 
de R$ 13.267.875,47, devidamente atualizado pela SELIC, referente à receita faturada 
para o período de 2 de março/15 a 21 de abril/15 proveniente dos componentes 
financeiros de CDE estabelecidos na RTE. Já para o componente financeiro de Compra 
de Energia estabelecido na RTE, está sendo revertida a receita faturada para o período 
de 2 de março/15 a 21 abril/15, totalizando R$ 6.694.564,65, atualizada pela SELIC. 
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
viii) Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE. Os associados da Associação 
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar 
favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte

Fls. 26 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da 
quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão. 
 
 A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho 
nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro 
de 2015, data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das 
contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a 
REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015 alterou a REH nº 1967 e ampliou o alcance 
da liminar para novas unidades consumidoras. 
 
 As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a 
partir de 3 de julho de 2015. Nestes atos publicada a relação de consumidores 
alcançados pela liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras 
que percebem o pagamento da TUST. 
 
 Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte 
afetada na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem 
a unidade consumidora à ABRACE. 
 
 Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se 
necessário a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar 
cumprimento à decisão, conforme descrito a seguir: 
 
o O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto 
à REH nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária 
TUSD-CDE para os associados da ABRACE; 
 
o Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários 
(reajuste/revisão) tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas 
para os Associados da Abrace, para os dois ambientes de contratatação 
(LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo 
tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; 
 
o A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP13 detalhando o 
mercado de consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário, 
associando-o aos consumidores ABRACE. As orientações foram fornecidas à 
distribuidora pelos Ofícios-Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e nº 37/2015-
SGT/ANEEL; 
 
                                                          
 
13 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica, onde os agentes informam os dados 
de faturamento.

Fls. 27 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
o De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a 
obrigação de recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.857/2015, 
a distribuidora fará jus a um reconhecimento financeiro da diferença entre a 
tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada 
pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado nos termos do art. 
4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o valor apurado em relação ao 
período de 3/7/2015 a 21/4/2016 foi de R$ 73.146,41; 
 
o Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da 
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE; 
 
 A preservação das tarifas econômicas é adequada, pois a decisão proferida não alterou 
o regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a 
operacionalização do cálculo no caso de sua reversão. 
 
ix) Componente Financeiro relativo ao recálculo do Fator Q. À vista do disposto no 
Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada pela REN nº 640, de 16/12/2014), que 
determina o recálculo do Componente “Q” considerado em processos tarifários anteriores quando houver 
retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe informar que após análise dos novos 
dados fornecidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição (SRD), por meio do 
Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos civis de 2014, o referido recálculo 
realizado nos processos tarifários de 2015 da COSERN resultou numa diferença negativa de R$ 909.253,40, 
ora repassada às tarifas da distribuidora 
 
63. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros

Fls. 28 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
 
64. 
A COSERN pleiteou componente financeiro no valor de R$ 46.791,32 a título de 
recomposição da receita de TUSD que a concessionária deixou de faturar devido ao sistema de 
compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída, de que trata a Resolução Normativa 
nº 482, de 17/04/2012. 
 
65. 
Cabe esclarecer que não há previsão regulamentar para a consideração desse tipo de 
repasse às tarifas, por meio de componente financeiro, seja na REN nº 482/2012, que disciplina a matéria, 
seja no Submódulo 4.4 do PRORET, que define, de forma exaustiva, os Demais Componentes Financeiros 
(DCF) passíveis de inclusão nos processos tarifários. 
 
66. 
Sobre essa questão, é importante destacar o entendimento constante do Voto que motivou 
a Resolução Normativa nº 687, de 24/11/2015, a qual introduziu alterações na REN nº 482/2012, a saber 
(grifos acrescidos): 
 
“31. Nesse ponto, me permito discordar da recomendação da SRD, por entender que a 
condição de micro e minigeração com consumo local ou remoto não altera 
fundamentalmente o uso que o consumidor fará da rede de distribuição, que 
continuará servindo como repositória temporária da energia gerada pelo consumidor, 
produzindo os mesmos ganhos potências para a qualidade da energia fornecida.  
32. A meu ver, a questão principal diz respeito à equação econômica do negócio, visto que 
embora a micro e minigeração remota deva pagar duas vezes pela disponibilidade, sua 
maior escala, possibilitada pelo compartilhamento e consumo remoto, pode gerar impactos 
mais relevantes sobre a remuneração do serviço de distribuição.  
33. Entretanto, conforme as simulações de impacto regulatório atualizadas e fornecidas pela 
SRD, por meio do Memorando nº 471/2015-SRD/ANEEL, de 23 de novembro de 2015, o 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
3.007.889,49
            
0,17%
CVA em Processamento - Energia comprada
38.360.296,13
          
2,22%
CVA em Processamento - Transmissão
1.146.503,40
            
0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(8.065.483,09)
           
-0,47%
Neutralidade dos Encargos
1.615.775,91
            
0,09%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
(34.791.906,85)
         
-2,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
944.947,52
               
0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
6.694.564,65
            
0,39%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
(8.576.028,11)
           
-0,50%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
(4.691.847,37)
           
-0,27%
Ajuste Fator Q RTA2015 - Financeiro de Parcela B
(909.253,40)
              
-0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
59.960,20
                 
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
73.146
                      
0,00%
Total
(5.131.435,10)
           
-0,30%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 3.007.889,49 0,17%
CVA em Processamento - Energia comprada 38.360.296,13 2,22%
CVA em Processamento - Transmissão 1.146.503,40 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 8.065.483,09) -0,47%
Neutralidade dos Encargos 1.615.775,91 0,09%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 ( 34.791.906,85) -2,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 944.947,52 0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 6.694.564,65 0,39%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso ( 8.576.028,11) -0,50%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia ( 4.691.847,37) -0,27%
Ajuste Fator Q RTA2015 - Financeiro de Parcela B ( 909.253,40) -0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 59.960,20 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 73.146 0,00%  
Total ( 5.131.435,10) -0,30%  

Fls. 29 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
cenário mais otimista indica a existência de apenas 200 mil unidades consumidoras 
com capacidade instalada de cerca de 500 MW em 2019. A grande aceleração 
ocorreria somente a partir de 2020, quando se espera a conexão de mais 1 (um) milhão 
de unidades consumidoras e a instalação de 4.000 MW adicionais, de modo que proponho 
uma nova revisão da norma, com foco no aspecto econômico, a ser realizada até 31 
de dezembro de 2019. Assim, entendo que o sistema de faturamento atual (TE+TUSD) 
deve ser mantido para todos os micro e minigeradores distribuídos.  
34. Por ocasião dessa nova revisão, da mesma forma como se propõe proceder na 
alteração da Resolução Normativa nº 482 em deliberação, acredito que a ANEEL deve 
homenagear o princípio da segurança regulatória e preservar a manutenção do regime 
jurídico dos consumidores que vierem a aderir ao sistema de micro e minigeração distribuída 
na vigência da versão da referida Resolução a ser aprovada na deliberação de hoje.” 
67. 
Assim, diante da ausência de amparo regulamentar, entende-se que deva ser negado o 
pleito apresentado pela COSERN de recomposição de suposta perda de receita de TUSD decorrente do 
sistema de compensação de energia elétrica de micro e minigeração distribuída. 
 
68. 
A empresa também solicitou um ajuste retroativo a jan/2013 no Fator K que incidiu sobre o 
Risco Hidrológico. Contudo, conforme aprovado no Submódulo 4 do PRORET, esse ajuste retroagirá até 
janeiro de 2015. Portanto, o pleito da empresa não foi atendido. 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
 
69. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente 
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN 
 
70. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
71. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
72. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses 
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.

Fls. 30 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
73. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVAENERGIA, CVAESS/EER e do financeiro de Exposição/Sobrecontratação contribuiu para que a tarifa da 
COSERN não sofresse um aumento adicional médio de 10,91%. 
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
74. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário 
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação. 
 
75. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – 
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os 
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste 
processo tarifário. 
 
76. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de abril/2016 a março/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no 
período de abril/2015 a março/2016.  
 
Tabela 13: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
77. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da COSERN - Companhia Energética do Rio Grande do 
Norte conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 7,73%, sendo de 7,61%, 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
679.222,67
                    
377.289,54
                    
1.056.512,21
                 
Subsídio Geração Fonte Incentivada
2.717,94
                        
554.277,86
                    
556.995,80
                    
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(47.748,57)
                    
1.082.279,55
                 
1.034.530,98
                 
Subsídio Rural
(203.789,40)
                  
2.575.733,40
                 
2.371.943,99
                 
Subsídio Irrigante/Aquicultor
102.201,53
                    
1.591.592,38
                 
1.693.793,90
                 
Total
532.604,16
                    
6.181.172,72
                 
6.713.776,88
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 6 79.222,67 3 77.289,54 1 .056.512,21
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2 .717,94 5 54.277,86 5 56.995,80
Subsídio Distribuição - - -
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (47.748,57) 1 .082.279,55 1 .034.530,98
Subsídio Rural (203.789,40) 2 .575.733,40 2 .371.943,99
Subsídio Irrigante/Aquicultor 1 02.201,53 1 .591.592,38 1 .693.793,90  
Total 5 32.604,16 6 .181.172,72 6 .713.776,88  

Fls. 31 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
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Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 7,78%, em média, para os consumidores 
conectados na Baixa Tensão.  
 
 
 
Tabela 14: Efeito médio 
 
 
78. 
O efeito médio de 7,73% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário 
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
79. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
11,80%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os 
custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
80. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em 8,64% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 3,15%.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 15: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 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%

Fls. 32 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
 
 
81. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -0,30% no atual 
reajuste da COSERN. 
 
82. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
12,44%
8,65%
69,94%
Encargos Setoriais
14,78%
2,44%
16,98%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6,50%
0,01%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-30,70%
-1,06%
2,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
11,50%
0,20%
1,73%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
6,58%
0,42%
6,03%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
89,40%
2,10%
3,97%
PROINFA
42,87%
0,70%
2,09%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
9,06%
0,08%
0,89%
ONS
4,09%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
2,48%
0,09%
3,39%
Rede Básica
-30,88%
-0,67%
1,35%
Rede Básica Fronteira
32,28%
0,32%
1,18%
Rede Básica ONS (A2)
4,25%
0,00%
0,01%
Rede Básica Export. (A2)
4,13%
0,00%
0,10%
Conexão
112,38%
0,44%
0,74%
Custos de Aquisição de Energia
12,40%
6,11%
49,57%
PARCELA B
10,36%
3,15%
30,06%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
11,80%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
0,07%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
0,17%
CVA em Processamento - Energia comprada
2,58%
CVA em Processamento - Transmissão
0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,47%
Neutralidade dos Encargos
0,09%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-2,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
0,39%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-0,50%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,27%
Ajuste Fator Q RTA2015 - Financeiro de Parcela B
-0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,79%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,08%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 12,44% 8,65% 69,94%  
Encargos Setoriais 14,78% 2,44% 16,98%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 6,50% 0,01% 0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -30,70% -1,06% 2,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 11,50% 0,20% 1,73%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 6,58% 0,42% 6,03%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 89,40% 2,10% 3,97%
PROINFA 42,87% 0,70% 2,09%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 9,06% 0,08% 0,89%
ONS 4,09% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 2,48% 0,09% 3,39%  
Rede Básica -30,88% -0,67% 1,35%
Rede Básica Fronteira 32,28% 0,32% 1,18%
Rede Básica ONS (A2) 4,25% 0,00% 0,01%
Rede Básica Export. (A2) 4,13% 0,00% 0,10%
Conexão 112,38% 0,44% 0,74%  
Custos de Aquisição de Energia 12,40% 6,11% 49,57%  
PARCELA B 10,36% 3,15% 30,06%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 11,80% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 0,07%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 0,17%
CVA em Processamento - Energia comprada 2,58%
CVA em Processamento - Transmissão 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,47%
Neutralidade dos Encargos 0,09%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -2,01%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,05%
Financeiro de Reversão RTE - Energia 0,39%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -0,50%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,27%
Ajuste Fator Q RTA2015 - Financeiro de Parcela B -0,05%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,79%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,08%  

Fls. 33 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
uma redução de 3,79% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
83. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de 12,43% em relação ao Reajuste de 2015, 
representando 8,64% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em um aumento de 
14,75% em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no 
efeito médio de 2,44%. Destaca-se a redução do orçamento da CDE – USO, conforme Resolução 
Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -1,06% no atual 
reajuste da COSERN. Por outro lado, o aumento da cobertura para o Encargo de Energia de Reserva, em 
função da estimativa dos custos relativos à contratação da Energia de Reserva para 2016, informada pela 
CCEE por meio da Carta 2.477/2015, de 29 de outubro de 2015, contribuiu para um aumento de 2,10% no 
atual reajuste da COSERN. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 2,48% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 0,09%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos 
seguintes fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação 
que ocorrem no âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da 
proporção atribuída ao segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por 
meio de TUST-RB. Salienta-se também a entrada em operação de novos ativos classificados como DIT, 
que encareceram os encargos de conexão de distribuidora. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de 12,40% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de 6,11%. O aumento se dá, principalmente, pela grande proporção de contratos de 
Cotas de Garantia Física da Lei nº 12.783/2013 no mix de contratos de compra de energia da distribuidora 
cujo custo unitário passou 33,34 R$/MWh no processo tarifário de 2015 para 60,44 R$/MWh no processo 
tarifário atual. Além disso, houve um aumento considerável do preço do contrato bilateral com a Termoaçu 
em função do IGPM, da variação cambial e do preço do combustível.   
 
84. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior.

Fls. 34 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
Tabela 16: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
85. 
A atualização da Parcela B representou 3,15% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
86. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
87. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,1% para o ICMS e 6,0% 
para o PIS e COFINS, o que equivale a uma majoração de 38,30% por fora sobre o valor da conta de energia 
elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
 
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%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
-414.024,24
-513.633,37
24,1%
151,34
169,72
12,1%
TOTAL
5.382.669,42
5.400.988,64
0,3%
148,17
166,04
12,1%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
Custo de       
Distribuição
30,1%
Custo de            
Energia
49,6%
Custo de     
Transmissão
3,4%
Encargos          
Setoriais
17,0%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/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%
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+)  -414.024,24 -513.633,37 24,1% 151,34 169,72 12,1%  
TOTAL  5.382.669,42 5.400.988,64 0,3% 148,17 166,04 12,1%  

Fls. 35 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
88. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da COSERN nos últimos dez anos, comparada com a variação do IGP-M e IPCA no mesmo período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
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%
287,97
281,80
298,77
323,65
344,72
363,73
308,53
342,50
350,72
375,89
405,38
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
abr/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
  Variação IPCA  
375,89
363,73
350,72    
344,72 342,50
323,65
308,53
298,77    
287,97
281,80    
    
    

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

Fls. 37 Nota Técnica nº 98/2016-SGT/ANEEL, de 14 de abril de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº  48500.005402/2015-81 
 
92. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
FELIPE AUGUSTO CARDOSO MORAES 
Especialista em Regulação 
OTÁVIO HENRIQUE GALEAZZI FRANCO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
WELLINGTON CARLOS CARVALHO  
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária