REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2855/2021
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 Energisa Mato Grosso do Sul - Distribuidora de Energia S.A - EMS.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005023/2020-58
INTERESSADOS: EMS - Energisa Mato Grosso do Sul S/A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da EMS - Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S/A., a
vigorar a partir de 22 de abril de 2021.
I. RELATÓRIO
A EMS é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica sediada na
cidade de Campo Grande/MS e atende cerca de 1,06 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de
energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2,8 bilhões.
2. Em 7 de abril de 2020, foi aprovado o reajuste tarifário anual da EMS, conforme Resolução
Homologatória – REH nº 2.671/2020, por meio da qual as tarifas foram, em média, reajustadas em 6,90%.
Todavia, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia de Covid-19, aquelas tarifas
tiveram sua vigência iniciada apenas em 1º de julho de 2020, conforme previsto no artigo 11 da Resolução
Homologatória – REH nº 2.671/2020.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº
885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor elétrico
para enfrentamento do estado de calamidade pública (CONTA-COVID) reconhecido pelo Decreto
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020;
e dispôs sobre outras providências.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/1997-ANEEL.

4. Em 31 de março de 2021, foi emitido o Decreto Federal nº 10.665, alterando o Decreto nº
4.550/2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela Eletrobras Termonuclear
S/A – ELETRONUCLEAR e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, mediante requerimento das
distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás,
provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização
de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários realizados e
projetados para o período do diferimento.
5. Em 6 de abril de 2021, a Diretoria Colegiada da Aneel decidiu prorrogar a vigência das
tarifas da EMS, definidas pela Resolução Homologatória nº 2.671, de 7 de abril de 20202.
6. Por intermédio da Carta EnergisaMS/DREG - ANEEL nº 03/2021, de 15 de abril de 2021, a
EMS solicitou o diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia Elétrica de
Itaipu, a utilização dos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos – UDER,
faturados desde a última revisão tarifária da concessionária e a Reversão de créditos para modicidade
tarifária, como também um adicional de diferimento de Parcela B.
7. Em 16 de abril, por meio de sua Carta nº 004/2020/CONCEN-MS, o Conselho de
Consumidores da EMS apresentou suas considerações sobre o reajuste tarifário em curso, contestando a
atualização da Parcela B pelo IGP-M e requerendo "a aplicação de uma revisão tarifária extraordinária
constante no Submódulo 2.9 do Proret, imediatamente após a deliberação do processo de reajuste anual
da EMS."
8. Em 19 de abril de 2021, via e-mail, o Ministérios de Minas e Energia – MME informou a
existência de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os próximos 8 meses),
relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu, nos termos do Decreto 10.665, de 31 de março de
2021, a fim de serem utilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras e utilizados para
modicidade tarifária.
2 As tarifas da distribuidora foram prorrogadas pela Resolução Homologatória nº 2.829, de 06/04/2021.

9. Em 20 de abril de 2021, dada a recente manifestação do MME, a EMS encaminhou a Carta
EnergisaMS/DREG-ANEEL nº 04/2021, solicitando o acréscimo correspondente de diferimento do saldo
da conta de comercialização de energia elétrica de Itaipu e também do diferimento de Risco Hidrológico.
10. Em 20 de abril de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da EMS as
planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015.
11. Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota
Técnica nº 75/2021-SGT/ANEEL, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021.
II. FUNDAMENTAÇÃO
12. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMS conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,90%, sendo de 10,69%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 8,27%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,69%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,27%
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor Efeito Médio AT+BT 8,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. A diferença de efeito para os consumidores conectados em alta tensão e baixa tensão se
deve em boa parte pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores
da AT, como o aumento da CDE e dos custos de rede básica.
14. O efeito médio de 8,90% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 22,85% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, impactando -8,08%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último
processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -5,86%, conforme apresentado no Gráfico 1.

11,33%
8,90%
5,36%
2,89% 3,28%
-5,86%
-8,08%

Encargos Transmissão Energia Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Financeiros Retirada dos Consumidor
Financeiros
Anteriores
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - 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 Participação

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

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 1.806.814.448 2.131.615.943 | 18,0% | 11,50% | 61,4% |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 402.628.584 553.906.540 | 37,6% | 5,36% | 16,0% |  |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 4.879.615 | 6.329.137 | 29,7% | 0,05% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 280.951.567 302.761.784 | 7,8% | 0,77% | 8,7% |  |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | - | 48.495.710 | 0,0% | 1,72% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 69.434.694 | 0,0% | 2,46% | 2,0% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 50.999.375 | 48.451.266 | -5,0% | -0,09% | 1,4% |
| PROINFA | 38.933.206 | 50.305.195 | 29,2% | 0,40% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 26.765.817 | 28.011.400 | 4,7% | 0,04% | 0,8% |
| ONS | 99.005 | 117.353 | 18,5% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 235.610.075 316.492.797 | 34,3% | 2,86% | 9,1% |  |
| Rede Básica | 96.577.602 144.492.936 | 49,6% | 1,70% | 4,2% |  |
| Rede Básica Fronteira | 38.631.150 | 42.967.371 | 11,2% | 0,15% | 1,2% |
| Rede Básica ONS (A2) | 1.829.604 | 2.039.576 | 11,5% | 0,01% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 14.646.874 | 20.380.710 | 39,1% | 0,20% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 22.334.420 | 27.510.164 | 23,2% | 0,18% | 0,8% |
| Conexão | 54.047.125 | 70.095.611 | 29,7% | 0,57% | 2,0% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 7.543.300 | 9.006.429 | 19,4% | 0,05% | 0,3% |
| Custos de Aquisição de Energia | 1.168.575.790 1.261.216.606 | 7,9% | 3,28% | 36,3% |  |
| PARCELA B | 1.018.006.472 1.338.673.092 | 31,5% | 11,35% | 38,6% |  |
| IRT | 2.824.820.920 3.470.289.035 | 22,85% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | - 229.431.438 | -8,08% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 176.084.538 | 6,20% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 52.040.349 | 1,83% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.351.201 | 0,22% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.082.708 | 0,25% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.136.238 | 0,15% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (10.624.297) | -0,37% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 492.526 | 0,02% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | (1.976.440) | -0,07% |  |  |  |
| Parcela B - Diferimento | (40.350.000) | -1,42% |  |  |  |
| Decreto 10.665/2021 | (41.667.444) | -1,47% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.033.619 | 0,04% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (31.886) | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 100.548 | 0,00% |  |  |  |
| Reperfilamento de custos de transportes | (48.199.300) | -1,70% |  |  |  |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (63.816.315) | -2,25% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (R | (840.599) | -0,03% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid (com ajuste postergação) | (261.846.885) | -9,23% |  |  |  |
| Diferimento Previsão Risco Hidrólogico | (7.400.000) | -0,26% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,86%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. A Parcela A representa 61,4% dos custos da concessionária, impactando o efeito em
11,50%, segregado da seguinte forma:
a) Encargos Setoriais: correspondeu a um efeito tarifário médio de 5,36%. Ressalta-se que a partir
de 2021, por meio da CDE, iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos
de operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE - CONTA

COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Com isso, os efeitos neste processo,
decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE e na TUSD, são, respectivamente, de
1,72% e 2,46%.
b) Custos de Transmissão: contribuíram para um efeito médio de 2,86%. Sobre esse item, destacase a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as quais
aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão.
c) Custos de aquisição de energia: impactaram o efeito em 3,28%, destacando-se o aumento do
custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 1,78%), decorrente da variação cambial
(indexado em dólar). O gráfico abaixo demonstra os impactos das diferentes modalidades de
contratação:
3,28%
1,78%
0,87%
0,24% 0,23%
0,10% 0,17%
0,03%
-0,11% -0,03%

Total CCEAR CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Proinfa
Existente Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013
QTD DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. A Parcela B impactou o reajuste em 11,35%, uma vez que é atualizada pela variação
acumulada, entre abril de 2020 e março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de -0,40%),
o que totalizou uma variação de 31,50% em relação aos valores existentes nas tarifas.

18. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros 3, que
contribuíram com o efeito em -8,08% no reajuste da EMS :
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 176.084.538 | 6,20% |
| CVA em processamento -Transporte | 52.040.349 | 1,83% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.351.201 | 0,22% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 7.082.708 | 0,25% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 4.136.238 | 0,15% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (10.624.297) | -0,37% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 492.526 | 0,02% |
| Previsão de Risco Hidrológico | (1.976.440) | -0,07% |
| Parcela B - Diferimento | (40.350.000) | -1,42% |
| Decreto 10.665/2021 | (41.667.444) | -1,47% |
| Ajuste CUSD | 1.033.619 | 0,04% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (31.886) | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 100.548 | 0,00% |
| Reperfilamento de custos de transportes | (48.199.300) | -1,70% |
| Antecipação da reversão dos créditos de UDER | (63.816.315) | -2,25% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores | (840.599) | -0,03% |
| Reversão Conta-Covid (com ajuste postergação) | (261.846.885) | -9,23% |
| Diferimento Previsão Risco Hidrólogico | (7.400.000) | -0,26% |
| Total | (229.431.438) | -8,08% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. O componente financeiro com maior impacto positivo foi a CVA em Processamento –
Energia (6,20%) em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último processo tarifário e
custos com aquisição de energia incorridos no período de apuração da CVA.
20. Nesse ponto, explico que concordo integralmente com as preocupações apontadas pelo
Conselho de Consumidores da EMS, que explicou os impactos negativos para a população do Estado do
Mato Grosso do Sul em face da aplicação de um elevado índice de reajuste para as tarifas da
Concessionária. Em que pese não ser possível para a ANEEL acatar os pleitos formulados pelo Conselho,
3 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.

explico que, diante do sensível cenário socioeconômico na pandemia Covid – 19, merecem destaques os
componentes financeiros que visaram mitigar o efeito tarifário, que seria ainda maior sem eles, com
destaque para:
i) reversão dos valores transferidos para a EMS de recursos da CONTA-COVID, que se
referem a totalidade dos valores recebidos pela EMS, devidamente atualizados pela
SELIC, previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, considerando o ajuste
de postergação das tarifas, foi de -9,23%;
ii) o reperfilamento dos custos da rede básica, que se refere ao adiantamento de
custos da rede básica, que será validado a partir de julho de 2021 (efeito de -1,70%);
iii) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda
e Excedente de Reativos – UDER, que, excepcionalmente, está sendo considerado a
antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última revisão
tarifária e competência mais recente disponível, cujo efeito é de -2,25%4.
iv) Diferimento de Saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021: o Decreto Federal nº
10.665, de 31/03/2021, possibilitou, mediante prévio requerimento da
distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás5, provenientes
do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de
Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes
financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento.
Por meio da Carta EnergisaMS/DREG nº 04/2021, a EMS formalizou o interesse em
diferir os pagamentos à Eletrobrás provenientes do repasse da potência contratada
de Itaipu, nos termos do Artigo 2º do Decreto nº 10.665/2021, cujo efeito é de -
1,47%.
v) Diferimento de Parcela B. Conforme a Carta EnergisaMS/DREG nº 03/2021, a EMS
propôs também um diferimento de R$ 40.350.000, da Parcela B, cujo impacto
4 Os valores foram declarados pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, totalizando R$ 63,8
milhões.
5 Por intermédio da Carta CTA-DFFO – 0889/20215, a Eletrobrás informou que, de acordo com o Fluxo da Conta de
Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu findo em 31/12/2020, o resultado da Conta de Comercialização de Energia Elétrica
de Itaipu, após inadimplência, é de R$ 978 milhões. A SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16, por meio do
qual detalhará o cálculo e os critérios de a alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a
modicidade tarifária, bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à Eletrobrás.

representa -1,42%. Esse valor será revertido no processo tarifário subsequente,
atualizado pelo IPCA.
vi) Diferimento da previsão do risco hidrológico. Conforme a Carta Energisa/DREG nº
04/2021, a EMS propôs também um diferimento de R$ 7.400.000 da previsão do
Risco Hidrológico, cujo impacto representa -0,26%.
21. A tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de abril/2021 a março/2022, 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/2020 a
março/2021.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | (77.134) | 6.154.173 | 6.077.039 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 162.550 | 2.021.756 | 2.184.306 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 35.873 | 485.200 | 521.073 |
| Subsídio Rural | (33.350) | 3.374.026 | 3.340.675 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 177.183 | 527.258 | 704.441 |
| Total | 265.122 | 12.562.413 | 12.827.535 |

22. Os gráficos 3 e 4 (sem e com tributos6) 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.
6 Considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas
médias nominais para o ICMS e PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 24,1% por dentro), contendo os tributos na base
de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 31,7% (por fora) sobre o valor da conta
de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Energia Transmissão
9,1%
36,3% PROINFA
1,4%
CDE
Encargos
12,1%
Setorias
16,0%
ESS/EER
1,4%
Outros
Distribuição 1,0%
38,6%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Encargos
Transmissão
6,9% Setoriais
12,1%
ICMS
Energia
18,6%
27,6%
Tributos
24,1%
PIS/COFINS
5,5%
Distribuição
29,3%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. O gráfico 5 demostra a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos
10 anos (61,1%) e as variações do IGP-M (119,4%) e do IPCA (73,3%).

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
693,64
645,42
608,65
499,25 545,01
464,70
492,09
452,29
430,62 440,88
360,48 357,08
326,48
RTE 2011 RTE 2012 RTE RTE 2013 RTE 2014 RTE RTE 2015 RTE 2016 RTE 2017 RTE 2018 RTE 2019 RTE 2020 Reajuste
2013 2015 2021
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III. DIREITO
24. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei nº
9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº
7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público
de Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1997-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
25. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005023/2020-58, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EMS - Energisa Mato
Grosso do Sul S/A., a vigorar a partir de 22 de abril de 2021, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 8,90%, sendo 10,69% para os consumidores
em alta tensão e 8,27% 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 os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como DIT de uso exclusivo; e
d) 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.
26. Voto ainda por estabelecer que o Diferimento de Parcela B a ser revertido no processo
tarifário subsequente seja atualizado pelo IPCA.
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinatura Digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor