REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2076/2016
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, referentes à Cemig Distribuição S.A - Cemig - D.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-05-27
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005406/2015-69
INTERESSADOS: CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A, a vigorar a partir de 28 de
maio de 2016.
I. RELATÓRIO
A CEMIG é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de
8,1 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de
R$ 13 bilhões.
2. No processo tarifário de 2015, as tarifas da CEMIG foram, em média, reajustadas em 7,07%, sendo
este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução Homologatória
nº 1.872, de 7 de abril de 2015.
3. A Resolução Homologatória nº 2.037, de 5 de abril de 2016, prorrogou até 27 de maio de 2016 a
vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de aniversário
contratual da CEMIG, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 21/12/2015, referente à renovação dos
Contratos de Concessão nºs 002, 003, 004 e 005/1997.
4. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL,
de 17 de maio de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CEMIG.
5. No dia 18 de maio de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da CEMIG as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa nº
652, 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.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002, 003, 004 e 005/1997-ANEEL.

6. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEMIG conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 3,78%, sendo de 2,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
4,63%, 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) 2,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 4,63%
Efeito Médio AT+BT 3,78%
8. O efeito médio de 3,78% 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 retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação
nos 12 meses subsequentes.
9. A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,47% ao se adotarem
como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo -2,27% referente
à variação de custos de Parcela A e 2,74% à variação de custos da Parcela B.
10. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 8,26%. Já o efeito da retirada
dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -4,94% no atual
reajuste.
11. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 3,78% [3,78% =
0,47%+8,26%-4,94%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 0,47% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 8,26%; e

c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -4,94%.
12. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
8,26%
3,78%
2,74%
-0,41% -0,11%
-1,75%
-4,94%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
13. 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] | -3,13% | -2,27% | 69,96% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -7,00% | -1,75% | 23,16% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 8,83% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -31,03% | -4,87% | 10,77% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 15,72% | 0,35% | 2,59% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 10,61% | 0,47% | 4,87% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 128,36% | 2,23% | 3,95% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 6,16% | 0,05% | 0,86% |
| ONS | 14,16% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -9,22% | -0,41% | 4,06% |
| Rede Básica | -24,34% | -0,76% | 2,36% |
| Rede Básica Fronteira | 35,27% | 0,17% | 0,64% |
| Rede Básica ONS (A2) | 9,04% | 0,01% | 0,07% |
| Rede Básica Export. (A2) | 353,54% | 0,01% | 0,01% |
| MUST Itaipu | 12,62% | 0,05% | 0,45% |
| Transporte de Itaipu | 26,21% | 0,04% | 0,21% |
| Conexão | 30,58% | 0,07% | 0,30% |
| Uso do sistema de distribuição | 1,36% | 0,00% | 0,02% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | -0,25% | -0,11% | 42,73% |
| PARCELA B | 10,00% | 2,74% | 30,04% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTA 2015 | 0,47% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 8,26%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade - líquida dos efeitos da RTE 0,84%
CVA em Processamento - Energia comprada - líquida dos efeitos da RTE 6,49%
CVA em Processamento - Transmissão 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,20%
Neutralidade dos Encargos 1,44%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -1,93%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,005%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,0001%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,02%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4) 0,001%
Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM 0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,001%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,001%
Ajuste Liminar Abrace 2,16%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,35%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,30%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,94%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 3,78%

14. Os custos da Parcela A representam 69,96% dos custos da Concessionária. A variação desses
custos representou -2,27 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário.
15. O valor total dos encargos setoriais diminuiu -7,00% em comparação com os valores referentes ao
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -1,75%. 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 -4,87% no atual reajuste da CEMIG-D.
16. Os custos com transmissão sofreram a variação de -9,22% em relação ao reajuste tarifário anterior,
correspondendo ao efeito médio de -0,41%. 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.
17. O custo de compra de energia praticamente não sofreu variação em relação ao processo anterior,
uma vez que o efeito negativo decorrente da redução de 32,3% da nova tarifa de repasse de potência da Itaipu
Binacional em relação à tarifa praticada em 2015 e da saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia
da concessionária, em função do fim de seu período de suprimento, foi neutralizado pelo aumento dos demais
contratos do mix da distribuidora, como, por exemplo, os contratos de energia nova de CCEARs por disponibilidade e
os contratos de cotas pela Lei n. 12.783/2013.
18. 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 RTA 2015.

Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,10%
0,84%
0,67%
0,40% 0,33%
0,05% 0,02%
-0,11%
-0,30% -0,25%
-0,78%
-2,19%

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

Existente - Existente - Alternativa- Alternativa- Madeira n
Lei
Cota
Cotas
e e
Nova Nova
Fonte: Nota Técnica no 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016.
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo A-1 | Processo atual | Variação | Processo A-1 Processo atual | Variação |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 227.181,40 | 236.365,50 | 4,04% | 340,72 | 367,60 | 7,89% |
| Existente - CCEAR-QTD | 1.458.859,20 | 145.017,79 | -90,06% | 207,64 | 175,39 | -15,54% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 7.982.263,08 | 9.372.735,43 | 17,42% | 242,82 | 249,93 | 2,93% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 4.105.060,69 | 4.340.952,70 | 5,75% | 156,23 | 170,56 | 9,17% |
| Ajuste - CCEAR | 542.630,45 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 1.596.962,03 | 2.544.221,23 | 59,32% | 117,14 | 124,81 | 6,55% |
| Bilateral | 2.204.631,91 | 1.394.416,80 | -36,75% | 198,27 | 212,02 | 6,94% |
| Cota Angra I e Angra II | 1.058.884,67 | 1.078.934,77 | 1,89% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 7.885.156,92 | 8.688.330,38 | 10,19% | 33,34 | 60,53 | 81,54% |
| Itaipu | 5.891.843,48 | 6.003.747,62 | 1,90% | 252,84 | 197,60 | -21,85% |
| Proinfa | 636.085,63 | 663.814,81 | 4,36% | 367,48 | 490,29 | 33,42% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -2.045.249,09 | -2.853.646,05 | 39,5% | 173,55 | 169,89 | -2,1% |
| TOTAL | 31.544.310,36 | 31.614.890,99 | 0,2% | 177,46 | 176,62 | -0,5% |

Fonte: Nota Técnica no 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016.
19. Os custos da Parcela B representam 30,04% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,74% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
20. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92%, no
período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e do reajuste atual (maio/2016), descontado o
Fator X, de 1,93%.

21. A Resolução Homologatória nº 1.507/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos
componentes Pd e T do Fator X em 1,15% e 0,68%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela
B nos reajustes tarifários da CEMIG.
22. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do reajuste
atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo
o período.
23. Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 1,25% e 0,68%,
respectivamente. No caso da CEMIG a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014 e 2015
foi de 1,94%, de modo que o valor de componente Q do Fator X é de 0,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela
B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92%, e o Fator X, de 1,93%, resultando no fator de atualização
da Parcela B de 10,00% e um impacto tarifário de 2,74%.
24. 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 21% para o ICMS e de 3,6% 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 32,7% (por fora) sobre
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3
Encargos
Setoriais
Custo de
25,7%
Transmissão
4,1%
Custo de Custo de
Energia Distribuição
30,0%
40,2%
Fonte: Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016.
Gráfico 4
Custo de
Transmissão
2,9%
Encargos
Setoriais
18,3%
ICMS 22,1%
Custo de
Tributos
Energia
28,6%
28,7%
Custo de
PIS/COFINS 6,5%
Distribuição
21,4%
Fonte: Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016.
25. Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente aos
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 915.166.053,27 com efeito no atual
reajuste de 7,04%. A área técnica ressalta que, após a reversão do financeiro concedido na RTE a
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.

título de cobertura para compra de energia, o efeito da CVAENERGIA ficou em 6,49%. O principal
componente que impactou no saldo da CVAENERGIA foi o contrato de Itaipu. O custo de Itaipu pode
se justificar devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, aliada ao aumento da tarifa de
repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada
a partir de janeiro/2015;
b) A área técnica destaca 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 CEMIG não sofresse um
aumento adicional médio de 12,45%
26. 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 | 357.394.549,46 | 2,75% |  |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 915.166.053,27 | 7,04% |  |
| CVA em Processamento - Transmissão | 9.254.466,53 | 0,07% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | - | 25.469.820,27 | -0,20% |
| Neutralidade dos Encargos | 187.809.671,14 | 1,44% |  |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | - | 251.210.733,61 | -1,93% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 605.985,01 | 0,005% |  |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 10.031,69 | 0,00% |  |
| Penalidade por descumprimento de meta de universalização | - | 2.656.276,72 | -0,02% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4) | 132.397,09 | 0,00% |  |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | - | 71.462.030,51 | -0,55% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | - | 213.547.369,14 | -1,64% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | - | 34.954.164,34 | -0,27% |
| Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM | 5.930.181,91 | 0,05% |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | - | 106.241,15 | 0,00% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 176.655,35 | 0,00% |  |
| Ajuste Liminar Abrace | 280.854.055 | 2,16% |  |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (44.927.215) | -0,35% |  |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (39.295.663) | -0,30% |  |
| Total | 1.073.704.532,65 | 8,26% |  |

27. A SGT destacou, na Nota Técnica nº 139, de 17 de maio de 2016, que o efeito médio a ser percebido
pelos consumidores da CEMIG, de 3,78% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse
nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,2%) e do IPCA (75,1%) no mesmo período, conforme
demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
850,00
800,00
Tarifa B1 Residencial
750,00
700,00 Variação IGPM
650,00
Variação IPCA
600,00
550,00 509,74
531,22
500,00
450,00 481,22
404,23
400,00
433,15
396,42

350,00 376,24 389,78
376,52
359,05 347,00
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 mai/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
Fonte: Nota Técnica nº 104/2016-SGT/ANEEL, de18 de abril de 2016.
28. 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 nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.
29. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CEMIG,
em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 63.751.224,36. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e abril/2016.
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.

III. DIREITO
30. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26
de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv)
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e (vi) Contrato de Concessão
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nºs 002, 003, 004 e 005/1997-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
31. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005406/2015-69, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A,
a vigorar a partir de 28 de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 3,78%, sendo 2,06% para os consumidores em alta tensão e 4,63% 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 CEMIG;
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 em R$ 63.751.224,36 o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CEMIGD, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária;
Brasília, 24 de maio de 2016.
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor