A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) definiu nesta terça-feira (18) as novas tarifas para a área de concessão da Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Neoenergia Cosern) a vigorar a partir do próximo sábado (22). O índice médio anunciado pela Aneel foi de 4,26%.
Para a baixa tensão, que inclui os clientes residenciais, o reajuste médio será de 4,45%. A variação para os clientes atendidos em alta tensão, como indústrias e comércio de médio e grande portes, será de 3,65%. A revisão tarifária vai abranger cerca de 1,5 milhão de unidades consumidoras do Rio Grande do Norte.
As tarifas foram atualizadas nos seguintes índices:
O efeito médio da alta tensão refere-se às classes A1 (>= 230 kV), A2 (de 88 a 138 kV), A3 (69 kV) e A4 (de 2,3 a 25 kV). Para a baixa tensão, a média engloba as classes B1 (Residencial e subclasse residencial baixa renda); B2 (Rural: subclasses, como agropecuária, cooperativa de eletrificação rural, indústria rural, serviço público de irrigação rural); B3 (Industrial, comercial, serviços e outras atividades, poder público, serviço público e consumo próprio); e B4 (Iluminação pública).
Os fatores que mais impactaram no cálculo da revisão foram os custos com compra de energia e transporte, além da retirada dos financeiros anteriores.
Também foram aprovados os limites para os indicadores de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC) da distribuidora para o período de 2024 a 2028.
Assunto amplamente discutido com a sociedade por meio da Consulta Pública nº 003/2023, a então proposta de revisão dos índices da Neoenergia Cosern contou com uma sessão presencial em 3 de março.
Revisão tarifária x Reajuste tarifário
A Revisão Tarifária Periódica (RTP) e o Reajuste Tarifário Anual (RTA) são os dois processos tarifários mais comuns previstos nos contratos de concessão. O processo de RTP é mais complexo – nele são definidos: (i) o custo eficiente da distribuição (Parcela B); (ii) as metas de qualidade e de perdas de energia; e (iii) os componentes do Fator X para o ciclo tarifário. Já o processo de RTA é mais simples e acontece sempre no ano em que não há RTP. Nesse processo, é atualizada a Parcela B pelo índice de inflação estabelecida no contrato (IGP-M ou IPCA) menos o fator X (IGP-M/IPCA – Fator X). Em ambos os casos são repassados os custos com compra e transmissão de energia e os encargos setoriais que custeiam políticas públicas estabelecidas por meio de leis e decretos.
