REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3021/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referente à Energisa Mato Grosso do Sul- Distribuidora de Energia S.A - EMS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-14
Autor: ANEEL

12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 05/04/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004915/2021-12.
INTERESSADA: EMS - Energisa Mato Grosso do Sul.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EMS - Energisa Mato Grosso do Sul, a vigorar a partir
de 16 de abril de 2022.
I. R E L A T Ó R I O
A EMS - Energisa Mato Grosso do Sul é concessionária 1 do serviço público de
distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Campo Grande/MS e atende
aproximadamente 1,08 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 3,5 bilhões.
2. Em 6 de abril de 2021, as tarifas homologadas pela Resolução Homologatória ("REH")
nº 2.671, de 2020, foram prorrogadas pela REH nº 2.841, de 2021, até o encerramento do processo
tarifário em curso de 20212.
3. Em decorrência desta prorrogação de tarifas, conforme determinou a REH nº 2.841,
de 2021, foi devido ao processo tarifário de 2022 o componente financeiro específico, bem como o
recálculo de ajuste de subsídios do mês de competência abril/2021, referente ao período de 8 a 21
de abril de 2021.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1997-ANEEL disponível em
<https://antigo.aneel.gov.br/documents/10184//15063066//Contrato+de+Concess%C3%A3o.pdf>
2 Processo finalizado em 22 de abril de 2021, sendo que as tarifas homologadas pela REH nº 2.671, de 2020, ficaram
vigentes até 21 de abril de 2021.

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4. Em 22 de abril de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da EMS, conforme
REH nº 2.855, de 2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 8,90%.
5. Em 8 de novembro de 2021, o Processo foi a mim distribuído.
6. Pelo e-mail enviado em 8 de março de 2022, a EMS formalizou a solicitação de
utilização dos valores concernentes aos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos ("UDER"), acumulados de abril/2021 a fevereiro/2022, para serem incorporados neste
processo tarifário como medida para mitigar os efeitos tarifários.
7. Em 28 de março de 2022, a EMS encaminhou o Termo de Aceitação conforme as
disposições do Decreto nº 10.939, de 2022, e a Resolução Normativa ANEEL ("REN") nº 1.008, de
2022, referente ao montante dos recursos da Conta Escassez Hídrica.
8. Em 30 de março de 2022, após a finalização dos cálculos, a SGT encaminhou ao
Conselho de Consumidores da EMS as planilhas com resultados do processo.
9. Em 4 de abril de 2022, a EMS, por meio da Carta ENERGISAMS/VPR-ANEEL/Nº
023/2022, visando a atenuação de impactos tarifários do atual reajuste, solicita que seja
considerada a reversão do valor de R$ 101.000.000,00 decorrente de êxito da ação judicial movida
pela empresa contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas
contas de energia.
10. Em 30 de março de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da
Nota Técnica nº 32/2022-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual ("RTA") de
2022 da distribuidora.
11. Na 11ª Reunião Pública Ordinária ("RPO"), realizada em 5 de abril de 2022, a Diretoria
Colegiada da ANEEL, por meio da REH nº 3.019, de 2022, decidiu prorrogar a vigência das tarifas da
EMS, definidas pela REH nº 2.855, de 2021.
12. É o Relatório.

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II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
13. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da EMS - Energisa Mato Grosso do Sul, a
vigorar a partir de 8 de abril de 2022, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores
de 18,16%, sendo 18,81%, em média, para os consumidores em Alta Tensão – AT e 17,93%, em
média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 18,81%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,93%
Efeito Médio AT+BT 18,16%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
14. Em relação ao efeito médio de 18,16%, esse decorre, essencialmente
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em 10,04%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a um efeito de
-0,57%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de 8,69%, conforme apresentado no Gráfico 1.
18,16%
8,69%
5,80%
4,74%
0,42%
-0,57%
-0,93%

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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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15. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 2.133.858.771 2.282.821.817 | 7,0% | 4,24% | 59,1% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 558.018.921 | 724.700.396 | 29,9% | 4,74% | 18,7% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6.556.351 | 7.488.708 | 14,2% | 0,03% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 305.745.831 | 417.477.044 | 36,5% | 3,18% | 10,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 48.973.688 | 53.984.768 | 10,2% | 0,14% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 69.113.036 | 63.945.636 | -7,5% | -0,15% | 1,7% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 48.226.815 | 72.587.612 | 50,5% | 0,69% | 1,9% |
| PROINFA | 50.794.264 | 76.406.858 | 50,4% | 0,73% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 28.488.428 | 32.688.733 | 14,7% | 0,12% | 0,8% |
| ONS | 120.509 | 121.036 | 0,4% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 315.431.332 | 282.873.412 | -10,3% | -0,93% | 7,3% |
| Rede Básica | 142.235.662 | 137.804.704 | -3,1% | -0,13% | 3,6% |
| Rede Básica Fronteira | 43.547.887 | 43.515.907 | -0,1% | -0,00% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 2.039.576 | 1.945.642 | -4,6% | -0,00% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 20.652.707 | 18.093.682 | -12,4% | -0,07% | 0,5% |
| Transporte de Itaipu | 27.957.929 | 21.775.245 | -22,1% | -0,18% | 0,6% |
| Conexão | 70.095.611 | 51.557.951 | -26,4% | -0,53% | 1,3% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 8.901.960 | 8.180.282 | -8,1% | -0,02% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.260.408.518 1.275.248.008 | 1,2% | 0,42% | 33,0% |  |
| PARCELA B | 1.379.041.248 1.582.787.660 | 14,8% | 5,80% | 40,9% |  |
| IRT | 3.512.900.020 3.865.609.477 | 10,04% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 20.560.592 | -0,57% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 94.429.074 | 2,62% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 13.897.357 | 0,39% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 193.862.851 | 5,38% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.954.468 | 0,11% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (3.765.734) | -0,10% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (83.756.608) | -2,32% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 517.765 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 81.601.654 | 2,26% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (1.115.161) | -0,03% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 140.079 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico e da Reversão Diferimento Parcial do RTA 2021 | (73.357.802) | -2,04% |  |  |  |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 51.304.247 | 1,42% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros da Conta Covid | 748.372 | 0,02% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (3.156.286) | -0,09% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migr. (Of. Circ.20/2021) | (423.886) | -0,01% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Sobrecontratção/Exposição | 76.918.701 | 2,13% |  |  |  |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (133.472.334) | -3,70% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (101.000.000) | -2,80% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (19.747.652) | -0,55% |  |  |  |
| Neutralidade Financeiro de Saldo Itaipu Decreto 10.665/2021 | (228.021) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão Financeiro Saldo Itaipu Decreto 10.665/2021 | 4.829.266 | 0,13% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento Parcela B | 44.437.306 | 1,23% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica | (178.675.601) | -4,96% |  |  |  |
| Postergação de Tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021) | 11.497.352 | 0,32% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 8,69%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 18,16%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

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16. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 59,1% dos custos
da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,24% pontos percentuais na
composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um
efeito tarifário médio de 4,74%. Esse efeito decorre do aumento da cota
estimadas da CDE_Uso para a distribuidora, previstas na Nota Técnica nº
294/2021-SGT-SRG-SFF-SRD/ANEEL, com participação no reajuste
equivalente a 3,18%.
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio
de -0,93%. Sobre esse item, destaca-se a redução das despesas relacionadas
às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de
Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio das
Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de
13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 05 de outubro de 2021;
e
c) Custos de compra de energia – já os custos de compra de energia
representaram um efeito tarifário de 0,42%. Contribuiu significativamente
para esse efeito o reajuste dos preços dos contratos relacionados ao CCEAR
Nova e Alternativa por disponibilidade com impacto de 0,89%, no IRT.
Em contrapartida, ocorreu a redução de custo unitário da energia de Itaipu,
com impacto de -1,97%, em função, principalmente, da redução da tarifa de
repasse estabelecida na Resolução Homologatória nº 3.007/2021,
US$ 24,73, em relação àquela indicada na Resolução Homologatória nº
2.812/2020, US$ 28,07. Acrescenta-se também a redução da cotação do
dólar (R$ 5,59 em 2021 para R$ 5,05 em 2022).

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0,89%
0,65%
0,48%
0,42%
0,21% 0,22%
0,05%
-0,12%
-1,97%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 40,9% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 5,80% do total do efeito
médio a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de
2021 e março de 2022 do IGP-M (de 14,77%), sendo que o valor do Fator X foi de 0,00%.
19. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem3 e com tributos4), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e
distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais.
3 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados
dos consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor
faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 18,7% para o ICMS e de 4,63% para o
PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 23,3% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme
fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 30,5% (por fora) sobre o valor da conta de energia
elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

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Custo de Custo de
Transmissão
Energia
PROINFA
33,0% 7,3%
2,0%
Encargos CDE
13,9%
Setorias
18,7%
ESS/EER
1,9%
Custo de Outros
Distribuição 1,0%
40,9%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de
Encargos Setoriais
Transmissão
14,4%
5,6%
ICMS
Custo de Energia
18,7%
25,3%
Tributos
23,3%
PIS/COFINS
Custo de 4,6%
Distribuição
31,4%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
20. Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -0,57% no atual reajuste da EMS, conforme indicado
na Tabela 2.
21. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi CVA em
processamento – Encargos Setoriais, com efeito de 5,38%, em destaque, o encargo ESS/ERR, devido
à escassez hídrica diversas usinas foram despachadas fora da ordem de mérito motivando assim o
aumento do custo que é alocado no Encargo de Serviços de Sistema.
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores
pagos pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes
financeiros considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

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22. O segundo financeiro de destaque foi a CVA em Processamento – Energia, com efeito
de 2,62%, especialmente impactada pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os
efetivos pagamentos relacionados aos custos do risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas.
23. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 94.429.074 | 2,62% |
| CVA em processamento -Transporte | 13.897.357 | 0,39% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 193.862.851 | 5,38% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.954.468 | 0,11% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (3.765.734) | -0,10% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (83.756.608) | -2,32% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 517.765 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 81.601.654 | 2,26% |
| Ajuste CUSD | (1.115.161) | -0,03% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 140.079 | 0,004% |
| Reversão do Risco Hidrológico e da Reversão Diferimento Parcial do RTA 2021 | (73.357.802) | -2,04% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 51.304.247 | 1,42% |
| Neutralidade de Financeiros da Conta Covid | 748.372 | 0,02% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021 | (3.156.286) | -0,09% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migr. (Of. Circ.20/2021) | (423.886) | -0,01% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Sobrecontratção/Exposição | 76.918.701 | 2,13% |
| Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (133.472.334) | -3,70% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (101.000.000) | -2,80% |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (19.747.652) | -0,55% |
| Neutralidade Financeiro de Saldo Itaipu Decreto 10.665/2021 | (228.021) | -0,01% |
| Reversão Financeiro Saldo Itaipu Decreto 10.665/2021 | 4.829.266 | 0,13% |
| Reversão do Diferimento Parcela B | 44.437.306 | 1,23% |
| Conta Escassez Hídrica | (178.675.601) | -4,96% |
| Postergação de Tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021) | 11.497.352 | 0,32% |
| Total | (20.560.592) | -0,57% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
24. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária nos últimos anos,
decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia de Covid-19, foram
desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais
e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário
que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor
e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor
elétrico. Tais mecanismos foram incorporados ao processo tarifário e estão relacionados abaixo:

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Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
25. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética ("CREG"), mediante a
Resolução nº 3, de 2021, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
26. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit
acumulado pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das
receitas de bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme abaixo:
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do
Decreto nº 8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta
e dois reais por megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel: [...]
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas
e despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
27. Desta forma, a Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado
pelas distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para
as tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
28. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária
tem direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são
acrescentados ou subtraídos dos processos tarifários ordinários.
29. No processo da EMS, conforme estabelecido no submódulo 3.1 do PRORET, a CVA foi
calculada considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até
a referência de janeiro/2022. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito
financeiro da CVA positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
30. Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da bandeira escassez
hídrica, que contemplou as ações da CREG até então realizadas e o déficit existente à época.

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31. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e
CVA) e neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica,
propõe-se um tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro/21 a junho/22, a fim de
expurgar dos processos tarifários os custos que serão arcados pela bandeira escassez hídrica.
32. Desse modo, o tratamento proposto seguirá o seguinte procedimento: no processo
tarifário vigente, será considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ (56.553.633)
efeito de -1,57%, conforme saldo da distribuidora frente à Conta Bandeiras na competência de
janeiro/2022, para expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas Bandeiras e que serão
recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez; no processo tarifário subsequente, tal
componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
33. Por fim, reitera-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da
Bandeira Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL
34. Por meio do Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 4 de novembro de 2021, foi
solicitado à EMS informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota Técnica
nº 237/2020-SGT/ANEEL, de 27 de novembro de 2020. O valor correspondente informado pela EMS,
atualizado pela Selic, foi de R$ (423.886), com impacto de - 0,01%.
REN nº 952, de 2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid
35. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952, de 2021,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta Covid por
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro negativo
nesse processo tarifário relativo ao spread da Conta Covid da EMS, correspondendo a
R$ (3.146.970,52), resultando em redução de efeito de - 0,09%.

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Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de
Reativos (UDER)
36. Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores de UDER,
para as empresas que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e
considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3º Ciclo
de Revisão Tarifária Periódica ("CRTP"). No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o
intuito de mitigar a pressão tarifária no ano de 2022, neste processo de reajuste tarifário, está sendo
considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão
tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, descontados os valores
considerados no processo tarifário passado, conforme valores declarados pela distribuidora, em
resposta ao Ofício Circular nº 8/2022-SGT/SFF/ANEEL, de 7 de março de 2022. Dessa forma, foi
considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 19,7 milhões, contribuindo com
uma redução tarifária de - 0,55%. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da
concessionária, momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de
contas e o acerto entre os valores de Ultrapassagem de Demanda ("UD") e Excedente de Reativos
("ER") contabilizados no ciclo tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos
neste reajuste, garantido à concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao
montante antecipado.
Empréstimo Conta Escassez Hídrica
37. De acordo com as regras aprovadas pela Aneel, através da REN n° 1.008/2022, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da REN e a efetiva transferência dos valores
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a
serem recebidos do empréstimo, na forma de um como componente financeiro negativo.
38. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os
seguintes itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias
para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo
de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto de 2021, da CREG; (iii) Importação

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de energia referente às competências de julho e agosto de 2021; e (iv) Diferimentos de que trata o
§ 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário
anterior à liberação dos recursos da operação financeira);
39. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica, de
que trata a Resolução CREG nº 2, de 2021, vigorou de set/21 a dez/21, em razão do período crítico
para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi incentivar os
consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de escassez hídrica.
40. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica.
41. Diante do estabelecido no artigo 1º, § 1º, inciso I, do Decreto nº 10.939, de 2022, as
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica.
Já o artigo 9º da Resolução CREG nº 2/2021 estabeleceu que deve ser mantido o equilíbrio
econômico-financeiro dos contratos de concessão e permissão de distribuição de energia elétrica,
cabendo à ANEEL avaliar eventuais solicitações de recomposição, fundamentadas pelo interessado,
na forma do respectivo contrato de concessão ou permissão e da legislação aplicável, decorrente
do Programa.
42. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o
ONS a despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição a
partir da Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde que
alocado na carga e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional
total do sistema elétrico.
43. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias
operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da governabilidade
do Sistema Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
44. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências dos
meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando valor da
ordem de R$ 786 milhões.

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45. Por fim, tanto a Medida Provisória nº 1.078, de 2021, como o Decreto nº 10.939, de
2022, possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário anterior à
liberação dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no cronograma estimado
de conclusão da operação e no cronograma dos processos tarifários, a data limite para a inclusão
de novos diferimentos seria referente aos processos tarifários até 8 de abril de 2022.
46. No caso específico da EMS, a empresa concordou com a reversão antecipada, para
os consumidores, conforme Termo de Aceitação, da parcela do empréstimo referente ao Programa
de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo; Importação de Energia CREG e diferimentos
tarifários, de modo que houve a inclusão de componente financeiro equivalente a R$ (178,6)
milhões, com impacto no processo tarifário equivalente a -4,96%.
Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
47. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em
Consulta Pública nº 05/2021.
48. No entanto, o Despacho nº 361/2021, de 09/02/21, em situações excepcionais
autoriza o uso antecipado à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total
de potencial crédito associado à respectiva ação judicial.
49. A EMS, conforme explicitado no Relatório deste Voto, solicitou que seja considerada
a reversão do valor de R$ (101.000.000) decorrente de êxito da ação judicial movida pela empresa
contra a União para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas contas de
energia. Tal montante corresponde à atenuação do efeito tarifário em -2,80%.
I.1 – Neutralidade e Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu – Decreto nº 10.665, de 2021
50. No processo tarifário de 2021 da EMS foi incluído um componente financeiro
negativo na ordem de R$ 41,7 milhões, referente à utilização e alocação do Saldo Positivo da Conta
Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu e respectivos excedentes financeiros extraordinários,

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em favor da modicidade tarifária, nos termos do Decreto 10.665/2021 e conforme valores e
condições aprovadas pela REH 2.969/2021.
51. De acordo com Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL, o tratamento a ser dado nos
processos tarifários subsequentes envolve a apuração e o repasse da Neutralidade do componente
financeiro negativo incluído em 2021, bem como a avaliação da diferença entre o montante total
de recursos recebido até então da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu e o valor incluído
no processo tarifário de 2021.
52. No caso da EMS, foi recebido até o momento o valor na ordem de R$ 37 milhões,
valor este inferior ao componente financeiro incluído no processo tarifário de 2021, o que implicou
em uma reversão da parcela de recursos não recebida da Conta de Comercialização de Energia de
Itaipu, conforme fórmula 5 da NT nº 247/2021-SGT/ANEEL.
53. Dessa forma, neste processo tarifário estão sendo incluídos os componentes
financeiros de Neutralidade e Ajuste do financeiro de Itaipu decorrente do Decreto 10.665/2021,
com valores de R$ (228,02) mil e de R$ 4,83 milhões, respectivamente.
I.2 – Evolução da Tarifa B1
54. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (84,3%) comparada com as variações do IGP-M (143,9%) e do
IPCA (81,4%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

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B1 - Residencial
IGPM
IPCA
812,56
693,65
645,42
608,65
499,25 492,09 545,01
440,88 452,29 464,70
360,48 357,08
326,48
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Revisão
2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
I.3 Subvenção CDE: Descontos tarifários
55. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora
no período de competência de abril/2022 a março/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente.
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados
no período de abril/2021 a março/2022. Ressalta-se que o valor apurado considera as diferenças
calculadas devido à postergação de tarifas referente ao período de 8 a 21 de abril de 2021.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 406.381 | 8.344.545 | 8.750.926 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (121.763) | 1.709.728 | 1.587.965 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (52.028) | 249.761 | 197.734 |
| Subsídio Rural | 116.920 | 2.048.894 | 2.165.814 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 425.622 | 987.376 | 1.412.998 |
| Total | 775.132 | 13.340.304 | 14.115.436 |

III. D I R E I T O
56. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e
(d) Contrato de Concessão nº 001/1997-ANEEL e seus Aditivos.

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IV. D I S P O S I T I V O
57. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004915/2021-12, voto por
EMITIR Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da EMS
- Energisa Mato Grosso do Sul, a vigorar a partir de 16 de abril de 2022, que
conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 18,16%,
sendo 18,81% para os consumidores em Alta Tensão – AT e 17,93% para os
consumidores em Baixa Tensão - BT, e demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de
Energia Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da EMS;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT de
uso exclusivo; e
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE à EMS, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.
Brasília, 12 de abril de 2022.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor