REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2054/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual de 2016, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, referentes à Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A - EMS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-04-08
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005401/2015-36.
INTERESSADOS: Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. - EMS.
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. - EMS
a vigorar a partir de 08 de abril de 2016.
I. RELATÓRIO
A Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. - EMS é concessionária1 do serviço
público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 970 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2 bilhões.
2. Em 27/02/2015, foi emitida a REH nº 1.858/2015, que homologou os resultados da Revisão Tarifária
Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica. Os custos adicionais considerados na
RTE foram alocados como componentes financeiros não alterando em regra as tarifas econômicas homologadas nos
processos tarifários de 2014. Para a EMS, o efeito médio homologado pela REH nº 1.858/2015 sobre os consumidores
cativos de alta tensão e baixa tensão foram de 29,60% e 26,69%, respectivamente
3. O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da EMS resultou, em média, num reposicionamento das tarifas
de 34,94%, sendo 30,43% referentes ao reajuste econômico e 4,51% relativos aos componentes financeiros, conforme
consta na Resolução Homologatória nº 1.874, de 7/4/2015.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 03/1997-ANEEL.

4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº XX, de xx de março de 2016,
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da EMS.
5. No dia 31/03/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da EMS as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa nº
652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET –
Procedimentos de Regulação Tarifária.
6. Em 30/11/2015, fui sorteado relator.
7. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMS conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos
consumidores de 7,19%, sendo de 6,75%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 7,40%,
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 6,75%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 7,40%
Efeito Médio AT+BT 7,19%
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016.
9. O efeito médio de 7,19% 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.
10. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 4,90%, ao se ter
como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os custos estabelecidos no reajuste
de 2015.
11. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 6,01% no atual reajuste da EMS.
12. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa
uma redução de -3,71% no atual reajuste.
13. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,19% [7,19% = 4,90%
+6,01% - 3,71%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 4,90% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 6,01%; e
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -3,71%.
14. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
7,19%
6,01%
2,92%
1,73%
0,22%
0,02%
-3,71%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL.
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 no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 2,82% | 1,98% | 68,82% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 0,12% | 0,02% | 19,88% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8,99% | 0,01% | 0,14% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -26,99% | -3,27% | 8,43% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 14,38% | 0,15% | 1,16% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 9,33% | 0,45% | 5,04% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 141,86% | 2,60% | 4,23% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 8,29% | 0,07% | 0,88% |
| ONS | 12,28% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 5,11% | 0,22% | 4,41% |
| Rede Básica | -29,20% | -0,53% | 1,23% |
| Rede Básica Fronteira | 20,96% | 0,17% | 0,92% |
| Rede Básica ONS (A2) | 14,83% | 0,01% | 0,10% |
| MUST Itaipu | 12,62% | 0,04% | 0,35% |
| Transporte de Itaipu | 26,21% | 0,04% | 0,17% |
| Conexão | 42,74% | 0,46% | 1,45% |
| Uso do sistema de distribuição | 27,85% | 0,04% | 0,19% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 3,85% | 1,73% | 44,53% |
| PARCELA B | 9,79% | 2,92% | 31,18% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTE | 4,90% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 6,01%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 2,26%
CVA em Processamento - Energia comprada 5,40%
CVA em Processamento - Transmissão 0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,15%
Neutralidade dos Encargos 0,71%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,03%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,04%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,02%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,49%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,14%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,19%
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016.
16. Os custos da Parcela A representam 68,82% dos custos da Concessionária. O incremento desses
custos representou 1,98% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
17. O valor total dos encargos setoriais aumentou 0,12% em comparação com os valores referentes ao
IRT de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de 0,02%. Destaca-se, principalmente, 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 -3,27% no atual reajuste da EMS.

18. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 3,85% em relação ao processo anterior,
contribuindo para um aumento tarifário de 1,73%. A nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016,
publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação
à tarifa praticada em 2015, e a saída do contrato bilateral com a Enerpeixe S.A. Como se pode observar no gráfico
abaixo, o leilão de energia existente foi o componente que mais influenciou nas variações no custo de aquisição de
energia.
19. O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao IRT 2015.
energia.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de

5,84%
1,73% 1,63%
0,88%

0,28% 0,37% 0,66%
0,10%
-0,11%
-1,64% -1,83%
-4,46%
Total Proinfra

CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR-DSP CCEAR-QTD CCEAR Monte Bilateral II 12.783/2013 Itaipu
Angra
Belo
Ajuste - e
Angra I
e º

- - Alternativa- Alternativa- Madeira n
Existente Existente Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

Tipo de contrato IRT 2015 Processo atual Variação IRT 2015 Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP 102.029,25 161.170,40 57,96% 321,66 276,29 -14,11%
413.513,88 220,28

Existente - CCEAR-QTD 1.121.439,62 171,20% 211,48 -3,99%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP 712.317,82 937.176,83 31,57% 231,10 225,16 -2,57%
345.813,44 195,50

Nova e Alternativa- CCEAR-QTD 365.637,49 5,73% 208,12 6,46%
Ajuste - CCEAR 81.989,15 0,00 -100,00% 388,18 0,00 -100,00%
241.991,56 117,24

Madeira e Belo Monte 329.622,41 36,21% 125,49 7,04%
Bilateral 795.116,00 401.646,00 -49,49% 197,88 205,34 3,77%
168.998,22 162,09

| Cota Angra I e Angra II | 165.055,13 | -2,33% | 206,29 | 27,27% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.490.786,95 | 1.563.477,78 | 4,88% | 33,34 | 60,44 | 81,29% |
| Itaipu | 766.931,97 | 869.793,20 | 13,41% | 252,84 | 211,80 | -16,23% |
| Proinfa | 106.161,05 | 113.711,91 | 7,11% | 259,63 | 350,57 | 35,03% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 298.944,45 | -682.865,63 | -328,4% | 164,99 | 169,98 | 3,0% |
| TOTAL | 5.524.593,72 | 5.345.865,13 | -3,2% | 166,81 | 173,82 | 4,2% |

Fonte: Nota Técnica no 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016.
20. Os custos da Parcela B representam 31,18% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,92% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.

21. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2015 e março
de 2016, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 1,77%.
22. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da EMS, de 1,45% e 0,32%, respectivamente. No caso da EMS, a variação média dos indicadores de DEC
e FEC entre 2014 e 2015 foi de 0,98%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,00%. Dessa
maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de
1,77%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 9,79%.
23. Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento:
a) Da geração (compra de energia);
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3.
2 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.
3 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 19,8% para o ICMS e de 5,1% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura,
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 33,3% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
4,4% 21,8%
Custo de
Custo de
Distribuição
Energia
31,2%
42,6%
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2015.
Gráfico 4
Custo de
Transmissão
3,3%
Encargos
Setoriais
16,4%
Custo de ICMS 18,5%
Energia Tributos
32,1% 24,7%
Custo de
PIS/COFINS 6,3%
Distribuição
23,5%
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2015.
24. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
4 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.

a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente ao
Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, representando o
repasse negativo de R$ 25.017.204,97, com efeito no atual reajuste de -1,26%. O efeito provém da
manutenção do saldo positivo da Conta de Energia de Reserva – CONER em decorrência da
receita auferida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo, ao Preço de
Liquidação de Diferenças (PLD); e
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos custos
de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 107.504.202,05, com efeito no atual
reajuste de 5,40%. Os contratos de garantia física (risco hidrológico) e a energia de ITAIPU foram os
principais que impactaram no saldo da CVA de Energia. A participação no mix de contratação da
EMS desses contratos foram de 27% e de 14%, respectivamente e, podem se justificar, o primeiro,
pelo aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da consideração do preço das
usinas licitadas no Leilão nº 12/2015 e, o segundo, devido à alta do dólar ocorrida no período de
análise, aliada à tarifa de repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836,
de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015 A área técnica ressalta que 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 e da CVAESS/EER, contribuiu para que a
tarifa da EMS não sofresse um aumento adicional médio de 12,00%.
25. A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

Tabela 4 – Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | 44.902.962,19 | 2,26% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 107.504.202,05 | 5,40% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 4.074.126,06 | 0,20% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 2.929.596,38 | 0,15% |  |
| Neutralidade dos Encargos | 14.064.235,27 | 0,71% |  |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 2.451.563,54 | -0,12% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 551.385,63 | 0,03% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 756.921,79 | 0,04% |  |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | - | 20.341.582,67 | -1,02% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | - | 29.598.015,36 | -1,49% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | - | 2.859.071,93 | -0,14% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 62.281,78 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 40.138,68 | 0,00% |  |
| Total | 119.511.052,77 | 6,01% |  |

Fonte: Nota Técnica nº 75/2015-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2015.
26. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 75, de 31 de março de 2016, que o efeito médio a ser percebido
pelos consumidores da EMS, de 7,19% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos
últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M (62,58%) e do IPCA (59,75%) no mesmo período, conforme demonstrado
no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
800,00
750,00 Tarifa B1 Residencial
727,55
700,00 702,12
Variação IGPM
650,00
600,00
Variação IPCA
550,00
500,00 499,24
450,00
400,00
350,00
300,00
250,00
200,00
150,00

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
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016.
27. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores
mensais a serem repassados durante 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 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.

28. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à EMS,
em relação às competências entre abril/2015 a março/2016, é de R$ 8.223.046,35. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2014 e março/2015.
III. DIREITO
29. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002;
c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009;
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010;
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 13/1999ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
30. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005401/2015-36, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Energisa Mato Grosso do Sul
Distribuidora de Energia S.A. - EMS., a vigorar a partir de 8 de abril de 2016, que conduz ao
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,19%, sendo 6,75% para os consumidores
em alta tensão e 7,40% para os consumidores em baixa tensão;
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica –
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da EMS;

c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo
de Energia de Reserva – EER; e
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EMS, de modo a custear os
descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 5 de abril de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor