ACP - AVISO DE CONSULTA PÚBLICA 061
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos agentes do setor de energia elétrica e demais interessados, que foi aberta a Consulta Pública, com período de envio de contribuição de 14 de dezembro de 2022 a 17 de janeiro de 2023, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Energisa Mato Grosso do Sul – Distribuidora de Energia S.A – EMS, a vigorar a partir de 8 de abril de 2023, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC para o período de 2024 a 2028.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-14
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.006880/2022-37 e 48500.007673/2022-08
INTERESSADO: Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD.
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para
aprimoramento da Revisão Tarifária Periódica da Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia
S.A., a vigorar a partir de 08/04/2023, e definir os correspondentes limites dos indicadores de
continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para 2024 a 2028.
I. RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 1/1997, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Mato Grosso do Sul -
Distribuidora de Energia S.A., estabelece 08/04/2023 como data da realização da Revisão Tarifária
Periódica da Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica estão contidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária – Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 10 de outubro de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 40/2022, o presente
processo foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram prestadas pela
SRD mediante a Memorando nº 362/2022-SRD/ANEEL1, de 7 de dezembro de 2022.
5. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, por meio da Nota
Técnica n° 0077/2022-SRD/ANEEL2, de 7 de dezembro de 2022, apresentou proposta para a fixação dos
limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da Energisa MS, para o
período de 2024 a 2028.
1 Sic nº 48554.002887/2022-00
2
Sic nº 48554.002883/2022-00

6. Em 6 de dezembro de 2022, a SGT se reuniu com a Concessionária para discussão da
proposta preliminar de cálculo da Revisão Tarifária.
7. Em 8 de dezembro de 2022, a proposta preliminar da Revisão Tarifária foi discutida com o
Conselho de Consumidores da EMS em reunião virtual.
8. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, por meio do Memorando
nº 347/2022-SFF/ANEEL3, de 8 de dezembro de 2022, informou os valores referentes à Base de
Remuneração da Concessionária.
9. A Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 277/2022SGT/ANEEL4, de 9 de dezembro de 2022, submeteu à Diretoria Colegiada a proposta de revisão da EMS.
II. FUNDAMENTAÇÃO
Revisão Tarifária Periódica
10. A revisão das tarifas da EMS, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,97%, sendo de 2,77%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 11,36%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
11. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1:
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 2,77%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 11,36%
Efeito Médio AT+BT 8,97%
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.
12. O efeito médio de 8,97% decorre: a) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 5,05%; b) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 0,40%; e c) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, realizado em julho de 2021, que vigoraram até a presente
revisão, que representam o impacto de 3,53%.
13. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
3 Sic nº 48536.004539/2022-00
4
Sic nº 48581.002721/2022-00.

8,97%
3,13% 3,53%
2,69%
1,64%
0,40%
-2,41%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.
14. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
15. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a variação
entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio
calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.
Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da EMS

Receita Receita Participação Participação
Descrição Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita

| PARCELA A | 2.237.596.699 2.520.369.097 | 12,6% | 7,46% | 63,3% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 707.070.771 | 809.036.422 | 14,4% | 2,69% | 20,3% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.295.824 | 6.925.770 | -5,1% | -0,01% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 408.350.784 | 438.187.811 | 7,3% | 0,79% | 11,0% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 52.804.634 | 53.984.768 | 0,0% | 0,03% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 61.949.246 | 63.945.636 | 3,2% | 0,05% | 1,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (8.052.503) | 0,0% | -0,21% | -0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Escassez (TUSD) | - | 8.478.047 | 0,0% | 0,22% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Escassez (TE) | - | 51.080.487 | 0,0% | 1,35% | 1,3% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 70.321.419 | 95.776.986 | 36,2% | 0,67% | 2,4% |
| PROINFA | 74.969.118 | 64.812.679 -13,5% | -0,27% | 1,6% |  |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 31.260.101 | 33.775.705 | 8,0% | 0,07% | 0,8% |
| ONS | 119.646 | 121.036 | 1,2% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 291.161.436 | 353.281.039 | 21,3% | 1,64% | 8,9% |
| Rede Básica | 143.057.106 | 184.947.365 | 29,3% | 1,10% | 4,6% |
| Rede Básica Fronteira | 46.375.063 | 53.516.823 | 15,4% | 0,19% | 1,3% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.945.642 | 1.207.797 -37,9% | -0,02% | 0,0% |  |
| MUST Itaipu | 17.528.795 | 17.882.275 | 2,0% | 0,01% | 0,4% |
| Transporte de Itaipu | 21.724.962 | 26.073.751 | 20,0% | 0,11% | 0,7% |
| Conexão | 51.557.951 | 59.624.744 | 15,6% | 0,21% | 1,5% |
| Uso do sistema de distribuição | 8.971.916 | 10.028.284 | 11,8% | 0,03% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.239.364.492 1.358.051.636 | 9,6% | 3,13% | 34,1% |  |
| PARCELA B | 1.553.737.293 1.462.238.078 | -5,9% | -2,41% | 36,7% |  |
| Custos Operacionais | 807.045.029 | 781.395.954 | -3,2% | -0,68% | 19,6% |
| Anuidades | 110.266.992 | 95.009.767 -13,8% | -0,40% | 2,4% |  |
| Remuneração | 432.918.361 | 397.784.330 | -8,1% | -0,93% | 10,0% |
| Depreciação | 200.585.735 | 203.209.000 | 1,3% | 0,07% | 5,1% |
| Receitas Irrecuperáveis | 23.424.046 | 20.579.937 -12,1% | -0,08% | 0,5% |  |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (20.502.869) | (35.740.910) 74,3% | -0,40% | -0,9% |  |
| Reposicionamento Tarifário | 3.791.333.992 3.982.607.175 | 5,05% | 100,0% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 15.076.089 | 0,40% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (52.397.335) | -1,38% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 50.175.424 | 1,32% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (15.123.169) | -0,40% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 22.334.402 | 0,59% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 17.155.133 | 0,45% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 141.490.589 | 3,73% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 410.819 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 116.831.629 | 3,08% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (81.704.601) | -2,16% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 874.752 | 0,02% |  |  |  |
| Excedente de repasse ao conselho de consumidores | (314.247) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 64.068.027 | 1,69% |  |  |  |
| Recomposição à conta de comercialização de Itaipu (Decreto 10.665/2021) | 46.591.690 | 1,23% |  |  |  |
| Compensação pela prorrogação de tarifas 08/04/2022 - 16/04/2022 | 10.585.996 | 0,28% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (202.320.000) | -5,34% |  |  |  |
| Financeiro CDE Eletrobras (competência 2022) | (81.600.860) | -2,15% |  |  |  |
| Neutralidade de créditos de Pis/Cofins (RTE 2022) | (21.982.162) | -0,58% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 3,53%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,97%
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.

16. O reposicionamento econômico de 5,05% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
17. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais,
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica,
inclusive a geração própria. A Parcela A representa 63,3% dos custos da concessionária, cuja variação
identificada foi de 3,13%, representando um impacto tarifário 5,88%.
18. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 2,69%. Destacamse a previsão da nova cota de CDE (Uso) para 2023, cujo impacto foi de 0,79%, a previsão de aumento dos
ESS e EER, com impacto de 0,67%.
19. Os custos de transmissão impactaram a revisão em 1,63%, decorrente principalmente da
atualização dos custos relacionados às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) aprovadas por meio das Resoluções Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de
julho de 2022..
20. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a EMS levaram a uma variação
no efeito médio de 3,13%. Contribuiu para esse efeito, principalmente, o aumento de 20,4% da tarifa dos
CCGFs, associado à redução dos respectivos montantes, em função do processo de descotização iniciado
com a capitalização da Eletrobras, com contribuição de 1,67%.
21. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 9,5469% em relação à energia injetada.
22. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da trajetória de
perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo anterior e a média
histórica dos últimos anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de chegada da trajetória é
estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que atuam em áreas tão ou mais
complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e que tenham desempenho melhores.
23. A metodologia adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o
da comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de
semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de
complexidade no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de
dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia
em sua área de atuação.

24. No caso da EMS, está se propondo, como ponto de partida, 6,21% sobre o mercado de
baixa tensão faturado com trajetória de redução ao longo do ciclo, ficando em 6,19% nesta revisão, e a
meta de 6,12% ao final do ciclo, em 2027.
25. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa Parcela trata dos custos com a atividade de
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela
distribuidora. A Parcela B representa 36,7% dos custos da concessionária e apresentou uma variação de -
5,9%, o que representa um impacto tarifário de -2,41%.
26. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.
27. Os custos operacionais variaram em -3,2% contribuindo para uma redução tarifária de -
0,68%.
A aplicação da metodologia indicou que os custos operacionais atualmente presentes nas tarifas
estão acima do limite superior do intervalo considerado eficiente, sendo estabelecida trajetória de
redução dos custos operacionais reconhecidos na tarifa ao longo do ciclo.
28. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos, e em toda a infraestrutura de
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
29. A remuneração do capital sofreu variação de -8,1% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de -0,93%. A redução deve-se, principalmente, da redução da
taxa de remuneração regulatória (WACC) em relação àquela considerada no último processo de revisão
tarifária. O Gráfico abaixo demonstra ambos os efeitos.

-0,63%
-7,49%
100%
91,9%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.
30. A quota de reintegração regulatória variou 1,3% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,07%. No caso específico da EMS, a despeito do
aumento da taxa de depreciação dos ativos da base, houve redução do efeito associado à Base Bruta,
conforme indicado no Gráfico 5. Ocorre que, apesar dos investimentos incrementais realizados pela
empresa ao longo do ciclo, a redução da receita associada à depreciação, ou o que chamamos efeito base
bruta, deve-se à diferença entre o índice utilizado na correção da Parcela B desde a última revisão, IGPM, que sofreu forte variação nos últimos anos, e a correção de ativos da base de remuneração, feita pelo
IPCA.
12,7% -11,4%
100% 101,3%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.

31. A cobertura para anuidades variou -13,8% em relação à cobertura para Anuidades quando
-0,40%
comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de nas tarifas. Esse resultado
proveio da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual
o cálculo das anuidades depende.
32. As Receitas Irrecuperáveis variaram -12,1% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de -0,08% nas tarifas.
33. Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
passam a ser subtraídos da Parcela B. Os valores em questão foram computados juntamente com Outras
Receitas (OR), o que justifica o impacto nas tarifas de -0,40%.
34. Importa ressaltar, que dos valores aqui considerados foram subtraídos os valores de UDER
antecipados nos processos de reajustes tarifários nos anos de 2021 e 2022, como item de modicidade
tarifária, diante dos impactos da pandemia de COVID 19. De acordo com as Notas Técnicas dos processos
citados, foi assegurado a EMS a dedução dos valores considerados, após fiscalização da SFF, bem como o
spread de 2,8% sobre os valores, que neste processo constam como item financeiro.
35. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos na revisão tarifária da EMS:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (52.397.335) | -1,38% |
| CVA em processamento -Transporte | 50.175.424 | 1,32% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (15.123.169) | -0,40% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 22.334.402 | 0,59% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 17.155.133 | 0,45% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 141.490.589 | 3,73% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 410.819 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 116.831.629 | 3,08% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (81.704.601) | -2,16% |
| Ajuste CUSD | 874.752 | 0,02% |
| Excedente de repasse ao conselho de consumidores | (314.247) | -0,01% |
| Reversão do Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica | 64.068.027 | 1,69% |
| Recomposição à conta de comercialização de Itaipu (Decreto 10.665/2021) | 46.591.690 | 1,23% |
| Compensação pela prorrogação de tarifas 08/04/2022 - 16/04/2022 | 10.585.996 | 0,28% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (202.320.000) | -5,34% |
| Financeiro CDE Eletrobras (competência 2022) | (81.600.860) | -2,15% |
| Neutralidade de créditos de Pis/Cofins (RTE 2022) | (21.982.162) | -0,58% |
| Total | 15.076.089 | 0,40% |

Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.

36. Os componentes financeiros relacionados são estimados. Dessa maneira, estes
componentes financeiros serão atualizados e validados, conforme metodologia da ANEEL, após a
incorporação e atualização do mercado faturado dos próximos meses.
37. Merecem ser destacados, além do mencionado spread sobre a UDER antecipado, os
seguintes:
• Os financeiros de CVA Energia, Encargos e Transporte, Sobrecontratação/Exposição de energia,
estimados pela própria concessionária de distribuição e que deverão ser recalculados no âmbito
da homologação dessa Revisão Tarifária Periódica. Cabe esclarecer que os valores em questão são
sensíveis a variações das condições hidrológicas, podendo sofrer variações significativas na fase
final do processo;
•
a Reversão do Financeiro Bandeira Escassez Hídrica que se refere a reversão do financeiro
negativo, considerando no processo tarifário de 2021, associado à arrecadação do acionamento
da Bandeira Escassez Hídrica, cujo montante atualizado resulta no financeiro positivo de R$ 64
milhões5;
•
o Financeiro de Recomposição à conta de comercialização de Itaipu, refere - se a reversão do
diferimento negativo, considerado no processo tarifário de 2021, associado ao repasse realizado
pela conta de comercialização de Itaipu6 conforme Decretos 10.665/2021. O cálculo do financeiro
em tela, estimado em aproximadamente, 46,6 milhões, foi realizado conforme previsto na NT
247/20217;
•
o Financeiro de compensação pela prorrogação das tarifas, decorrente da perda de receita
associada a prorrogação das tarifas, homologadas em 2021, no período entre 08/04/2022 e
16/04/2022, estimada em aproximadamente R$ 10,58 milhões;
•
o Ressarcimento dos créditos de PIS/Cofins, correspondente ao saldo estimado de créditos de
PIS/Cofins, de aproximadamente R$ -202,3 milhões, compensados pela empresa distribuidora até
a data da revisão em processamento, os quais devem ser revertidos aos consumidores, conforme
Lei 14.385/2022;
• o Financeiro CDE Modicidade Eletrobrás, correspondente ao valor aportado pela Eletrobras ou
por suas subsidiárias nos termos da Resolução CNPE nº 15, de 2021, e repassado à EMS antes de
29 de julho de 2022, conforme Despacho nº 1.959/2022, atualizado pela SELIC, R$ -81,6 milhões.
5
No processo tarifário de 2021, foi considerado o financeiro negativo denominado "Bandeira Escassez Hídrica", no valor de
259,7 milhões, cujo propósito era o de não repassar, às tarifas definidas naquele processo, o déficit até então acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras. No presente processo, o financeiro em questão deve ser revertido, visto que, na apuração
da CVA, está sendo realizado o encontro de contas entre: 1) o total de arrecadação associada à Bandeira Escassez Hídrica e; 2)
os déficits acumulados até o processo tarifário de 2021 somados aos custos incorridos pela distribuidora posteriormente ao
processo tarifário de 2021.
6
No processo tarifário de 2021, foi considerado o financeiro negativo denominado "Bandeira Escassez Hídrica", no valor de
259,7 milhões, cujo propósito era o de não repassar, às tarifas definidas naquele processo, o déficit até então acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras. No presente processo, o financeiro em questão deve ser revertido, visto que, na apuração
da CVA, está sendo realizado o encontro de contas entre: 1) o total de arrecadação associada à Bandeira Escassez Hídrica e; 2)
os déficits acumulados até o processo tarifário de 2021 somados aos custos incorridos pela distribuidora posteriormente ao
processo tarifário de 2021.
7 Documento SIC nº 48581.001708/2021-00

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
38. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o
que contribui para a modicidade tarifária.
39. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, o
que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência
dos Custos Operacionais – T.
40. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma
distribuidora em função da produtividade média do Setor, do crescimento anual do mercado e do número
de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta Revisão é de
0,627%.
41. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indica a necessidade de revisão desses
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da EMS é de 1,390%.
42. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à Qualidade
e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da Concessionária
entre 2020 e 2021, resultando em 0,15%. Esse índice almeja incentivar as distribuidoras a investir na
prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da energia seja mais aderente às tarifas
praticadas.
43. Assim, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da EMS, até a próxima revisão
tarifária, considerará o componente T de 1,390%, sendo que os componentes Q e Pd devem ser calculados
em cada processo de reajuste.
44. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 68.
8 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS,
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL.

Custo de Custo de
Energia Transmissão
PROINFA
34,1% 8,9%
1,6%
CDE
Encargos
15,3%
Setorias
20,3%
ESS/EER
2,4%
Custo de Outros
Distribuição 1,0%
36,7%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
7,0% 16,0%
ICMS
Custo de 16,5%
Energia
26,9%
Tributos
21,0% PIS/COFINS
Custo de 4,5%
Distribuição
29,0%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 277/2022-SGT/ANEEL.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
45. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada no item 210 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST9.
9 "210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o
seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho
dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

46. No Gráfico 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2024 a 2028, a redução
média anual é de 4,08% no DEC e de 4,92% no FEC.
Gráfico 7. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da EMS.
Fonte: Nota Técnica nº 0077/2022-SRD/ANEEL.
47. Para avaliar a consistência dos limites globais da EMS, apresenta-se, nos Gráficos 8 e 9, uma
comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Centro-Oeste. Observa-se que
os limites de DEC e FEC da EMS estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 8. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-Oeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0077/2022-SRD/ANEEL.
Gráfico 9. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0077/2022-SRD/ANEEL.

48. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o número de
compensações efetuadas pela EMS entre 2016 e 2021:
Tabela 04. Compensações efetuadas pela EMS.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 868.708 | 7.980.447,16 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 957.057 | 8.491.739,70 |
| 2018 | 933.447 | 9.374.277,07 |
| 2019 | 931.975 | 11.433.143,00 |
| 2020 | 880.501 | 11.120.026,84 |
| 2021 | 891.500 | 13.334.652,60 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III. DIREITO
49. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995.;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 1/1997.
IV. DISPOSITIVO
50. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº
48500.006880/2022-37 e 48500.007673/2022-08, voto por instaurar Consulta pública, entre 14 de
dezembro de 2022 e 17 de fevereiro de 2023, com Audiência Pública em 2 de fevereiro de 2023, para
colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica Energisa
Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 8 de abril de 2023, e definir os
correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora –
FEC, para 2024 a 2028.
Brasília, 13 de dezembro de 2023.

(Assinado digitalmente)
RICARDO LAVORATO TILI
Diretor