REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2055/2016
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 - Distribuidora de Energia S.A - EMT.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-04-08
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005399/2015-03
INTERESSADOS: EMT – Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S/A.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da EMT – Energisa Mato Grosso – Distribuidora de Energia S/A, a
vigorar a partir de 8 de abril de 2016.
I. RELATÓRIO
A EMT é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de
1,3 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de
R$ 3,3 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 EMT, o efeito médio homologado pela REH nº 1.858/2015 foi de 28,50% e
24,86% para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão, respectivamente.
3. No processo tarifário de 2015, as tarifas da EMT foram, em média, reajustadas em -0,38%,
correspondendo ao efeito tarifário médio a ser percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da
Resolução Homologatória – REH nº 1.873/2015.
4. No dia 31/03/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de
Consumidores da EMT 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.
5. A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1°
de abril de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da EMT.
6. A Procuradoria Federal na ANEEL – PF/ANEEL conheceu da minuta de Resolução e a chancelou.
7. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
8. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMT conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido
pelos consumidores de 8,60%, sendo de 7,58%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
9,11%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 03/1997-ANEEL.

Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 7,58%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,11%
Efeito Médio AT+BT 8,60%
Fonte: Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016.
9. O efeito médio de 8,60% 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 3,70% ao se
adotarem como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, mediante
componente financeiro, sendo 1,04% referente à variação de custos de Parcela A e 2,663% à variação de custos da
Parcela B.
11. Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa
uma redução de 0,66% no atual reajuste.
12. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário da
EMT, para compensar nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram para o aumento tarifário de 4,24%.
13. Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 8,60% [8,60% = 3,70%
+ 0,66% + 4,24%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados:
a) IRT de 3,70% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B;
b) Retirada dos componentes financeiros fixados na RTA 2015, de 0,66%; e
c) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 4,24%.
14. O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
8,60%
4,24%
2,663%
1,99%
0,66%
-0,18%
-0,78%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores

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] | 1,43% | 1,04% | 71,25% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -3,93% | -0,78% | 18,28% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9,74% | 0,01% | 0,12% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -28,73% | -3,43% | 8,19% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 8,83% | 0,05% | 0,55% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 4,03% | 0,19% | 4,63% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 132,23% | 2,31% | 3,91% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 12,28% | 0,10% | 0,88% |
| ONS | 10,12% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | -5,31% | -0,18% | 3,03% |
| Rede Básica | -32,51% | -0,44% | 0,87% |
| Rede Básica Fronteira | 17,07% | 0,09% | 0,58% |
| Rede Básica ONS (A2) | 12,61% | 0,01% | 0,08% |
| Rede Básica Export. (A2) | 4,11% | 0,03% | 0,80% |
| MUST Itaipu | 12,62% | 0,04% | 0,38% |
| Transporte de Itaipu | 26,21% | 0,04% | 0,18% |
| Conexão | 59,36% | 0,05% | 0,12% |
| Uso do sistema de distribuição | 5,93% | 0,00% | 0,01% |
| Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) | 4,00% | 1,99% | 49,94% |
| PARCELA B | 9,81% | 2,663% | 28,75% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTE | 3,70% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 4,24%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 4,30%
CVA em Processamento - Energia comprada 5,59%
CVA em Processamento - Transmissão 0,47%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -0,41%
Neutralidade dos Encargos -0,06%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -3,33%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,01%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,91%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,34%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,06%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,01%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,0001%
Ajuste Liminar Abrace 0,01%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 0,66%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,60%
16. Os custos da Parcela A representam 71,25% dos custos da Concessionária. A consideração
desses custos representou 1,04% na composição do efeito médio a ser percebido pelos usuários da distribuidora.

17. O valor total dos encargos setoriais variou -3,93% em comparação com os valores referentes à RTA
de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de -0,78%. 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 -3,43% no atual reajuste da EMT.
18. O custo de compra de energia sofreu uma variação de 4,00% em relação ao processo anterior,
contribuindo para uma elevação tarifária de 1,99%. Essa elevação decorre, sobretudo, dos seguintes motivos: (i)
aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da consideração do preço das usinas licitadas no Leilão
nº 12/2015; (ii) da nova tarifa relativa à energia proveniente das geradoras Angra 1 e 2; (iii) do alto valor do IPCA
acumulado nos últimos doze meses e que foi utilizado para a atualização da tarifa dos CCEARs por quantidade e da
parcela fixa dos CCEARs por disponibilidade; e (iv) em virtude da parcela variável dos CCEARs-D estar sendo
calculada ao PLD de R$ 211,28 / MWh, conforme metodologia aprovada no âmbito da AP 081/2015.
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 à RTA 2015.
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,99% 2,04%
1,23%
0,99%
0,58%
0,14% 0,26%
0,00%
-0,05%
-0,44%
-1,00%
-1,75%

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

- - Alternativa- Alternativa- Madeira º
Existente Existente n
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 | RTE 2015 | Processo atual | Variação | RTE 2015 | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 5.137,86 | 5.123,83 | -0,27% | 340,72 | 365,98 | 7,42% |
| Existente - CCEAR-QTD | 13.143,99 | 6.449,41 | -50,93% | 292,79 | 287,10 | -1,94% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-DSP | 2.335.530,16 | 2.535.373,84 | 8,56% | 248,82 | 259,40 | 4,25% |
| Nova e Alternativa- CCEAR-QTD | 379.349,33 | 353.124,32 | -6,91% | 187,02 | 215,48 | 15,22% |
| Ajuste - CCEAR | 97.567,09 | 0,00 -100,00% | 388,18 | 0,00 | -100,00% |  |
| Madeira e Belo Monte | 138.955,80 | 14,46 | -99,99% | 120,37 | 125,40 | 4,19% |
| Bilateral | 3.642.784,29 | 3.477.098,53 | -4,55% | 194,25 | 214,04 | 10,19% |
| Cota Angra I e Angra II | 246.502,59 | 240.424,11 | -2,47% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |
| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 1.058.260,90 | 1.349.083,69 | 27,48% | 33,34 | 60,73 | 82,14% |
| Itaipu | 1.369.497,80 | 1.320.213,37 | -3,60% | 252,84 | 211,67 | -16,28% |
| Proinfa | 159.765,77 | 172.734,06 | 8,12% | 283,11 | 376,20 | 32,88% |
| Sobra (-) / Exposição (+) | -1.317.602,66 | -1.187.564,37 | -9,9% | 198,28 | 203,80 | 2,8% |
| TOTAL | 8.128.892,93 | 8.272.075,26 | 1,8% | 199,95 | 207,40 | 3,7% |

20. Os custos da Parcela B representam 28,75% dos custos da Concessionária. Seu incremento
correspondeu a 2,663% 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 a março
de 2016, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 1,75%.
22. No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão
Tarifária da EMT, de 1,26% e 0%, respectivamente. No caso da EMT, a variação média dos indicadores de DEC e
FEC entre 2014 e 2015 foi de 9,30%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,49%. Dessa
maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X,
de 1,75%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 9,81%.
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 23,5% para o ICMS e de 6,0% 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 41,58% (por fora)
sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
3,0% 20,2%
Custo de
Custo de
Energia Distribuição
48,0% 28,8%
Fonte: Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016.
Gráfico 4
Custo de
Transmissão
2,1%
Encargos
Setoriais
14,2%
Custo de
ICMS 23,5%
Energia
Tributos
33,9% 29,5%
Custo de
Distribuição PIS/COFINS 6,0%
20,3%
Fonte: Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016.
24. Quanto aos componentes financeiros a serem recuperados no próximo período tarifário, ressaltase:
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos
custos de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 185.047.108,04, com efeito no
atual reajuste de 5,59%. Este valor é decorre, sobretudo, da CVA energia. Os principais
componentes que impactaram no saldo da CVA de Energia foram os contratos de cota de Itaipu,
contratos de cota de garantia física, a parcela variável dos contratos por disponibilidade e o 18°
Leilão de Ajuste de 2015 (produto de 6 meses). A participação no mix de contratação da EMT
desses contratos foi de 19%, 13%, 24% e 3%, respectivamente. Destaca-se que o custo de Itaipu
pode se justificar 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. Os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores majorados

devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação
de Cotas de Garantia Física e Potência, em que foi incorporada nova parcela de custo (o Retorno
da Bonificação pela Outorga, regida pela lei n° 13.203/2015). É relevante relembrar a importância
da receita proveniente da aplicação dos adicionais de Bandeiras Tarifárias que foram deduzidos
dos totais apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuindo para que a tarifa da EMT não
sofresse um aumento adicional médio de 5,49%.
b) A sobrecontratação de energia de 101.339,62 MWh para o ano civil de 2015. Como o percentual
de sobrecontratação foi inferior ao limite de 5% da energia anual requerida regulatória da
concessionária, não houve glosa de sobrecontratação. Referido montante de energia foi obtido
com base em dados fornecidos pela CCEE e representa, juntamente com ajustes financeiros das
operações no mercado de curto prazo, um repasse tarifário de R$ (110.302.412,00), com efeito
no atual reajuste de -3,33%.
25. Cabe sublinhar a questão envolvendo a Associação Brasileira de Grandes Consumidores de
Industriais de Energia Elétrica – ABRACE. Os associados da ABRACE tiveram decisão liminar favorável no
Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte controversa do encargo
tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da quota, de forma proporcional ao
uso dos sistemas de distribuição e transmissão.
26. A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho nº
3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24/09/2015, após a análise das contribuições
recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a REH nº 1986 de 10 de novembro de 2015
alterou a REH nº 1967 e ampliou o alcance da liminar para novas unidades consumidoras.
27. Como as tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015 tiveram vigência a partir de
03/07/2015, a distribuidora fará jus a um componente financeiro correspondente à diferença entre a tarifa de
equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada pelas REH nº 1.967/2015 e 1.986/2015. No
caso da EMT o valor apurado em relação ao período de 03/07/2015 a 07/04/2016 foi de R$ 248.358,47. Este
componente financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da distribuidora e não deverá
incidir sobre os associados da ABRACE. No mesmo sentido, uma parcela da CVA-CDE em processamento deverá
ser segregada pois refere-se ao custo da parcela controversa pela liminar da ABRACE e não deve ser alocada para
estes consumidores, mas somente para os demais. Este montante é de R$ 57.643.547,36.
28. 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 | 142.506.475,88 | 4,30% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 185.047.108,04 | 5,59% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 15.565.713,66 | 0,47% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (13.727.401,76) | -0,41% |
| Neutralidade dos Encargos | (2.117.485,26) | -0,06% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (110.302.412,00) | -3,33% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 293.754,03 | 0,01% |
| Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs | 13.307,10 | 0,00% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (30.231.145,00) | -0,91% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (44.505.792,92) | -1,34% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (2.145.942,83) | -0,06% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (170.827,60) | -0,01% |
| Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 | 4.211,68 | 0,00% |
| Ajuste Liminar Abrace | 248.358 | 0,01% |
| Total | 140.477.921,48 | 4,24% |

Fonte: Nota Técnica nº 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016.
29. Cumpre destacar que o efeito médio a ser percebido pelos consumidores da EMT, de 8,60%
contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos últimos 10 anos abaixo da variação do
IGP-M (80,64%) e do IPCA (74,32%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
650,00
600,00 Tarifa B1 Residencial
550,00 Variação IGPM
507,66
500,00
Variação IPCA 475,73
465,19
450,00
423,59
400,00
412,57 381,07
355,16
350,00
363,32
325,11 342,82
328,81
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 79/2016-SGT/ANEEL, de 1° de abril de 2016
30. Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários4, 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.
31. Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EMT,
em relação às competências entre abril/2016 a março/2017, é de R$ 16.615.619,30. Esse valor já inclui o ajuste da
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e março/2016.
32. Além disso, a SGT informou que, em decorrência do processo de desverticalização da Energisa
Mato Grosso, foram firmados em 1°/11/2005 Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica entre a Energisa
Mato Grosso e as concessionárias de geração Apiacás Energia S.A., Juruena Energia S.A. e Primavera Energia
S.A.5. Os Contratos foram aprovados pelos Despachos n° 525, de 15 de março de 2006, e n° 876, de 2 de maio de
2006, ambos da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, à luz da Resolução Normativa n°
167, de 10 de outubro de 2005.
33. O art. 7° da Resolução Normativa n° 167, de 2005, dispõe que:
Art. 7° A tarifa da geração distribuída será atualizada na mesma data de reajuste ou revisão das
tarifas da compradora, devendo ser considerado o índice de variação de cada item de custo não
gerenciável, relativo aos incisos IV a IX do art. 6°, e o IGP-M para a atualização dos custos
gerenciáveis, referidos nos incisos I a III do art.6°.
34. Dessa maneira, a SGT, na Nota Técnica n° 79 de 2016, informou que fora calculado o reajuste da
tarifa de energia elétrica das concessionárias de geração Apiacás Energia S.A., Juruena Energia S.A. e Primavera
Energia S.A., o que resultou em 355,41 R$/MWh, para aplicar a partir de 08/04/2016.
III. DIREITO
35. 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 03/1997ANEEL.
4 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.
5 Por meio da Resolução Autorizativa n° 1.727, de 9 de dezembro de 2008, foi aprovada a transferência das concessões das geradoras
Braço Norte Energia S.A., Cuiabá Energia S.A. e VP Energia Energia S.a. ára Primavera Energia S.A.; consequentemente, os Contratos de
Compra e Venda de Energia Elétrica firmados pela Energisa Mato Grosso com aquelas foram transferidos para esta.

IV. DISPOSITIVO
36. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005399/2015-03, voto pela emissão de
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de:
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EMT – Energisa Mato Grosso –
Distribuidora de Energia S/A., a vigorar a partir de 08 de abril de 2016, que conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 8,60%, sendo 7,58% para os consumidores em
alta tensão e 9,11% 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 EMT;
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) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a
ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EMT, de modo a custear
os descontos retirados da estrutura tarifária; e
f) Homologar o reajuste da tarifa de energia elétrica de Geração Distribuída – GD decorrente do
processo de desverticalização da EMT, relativa às geradoras Apiacás Energia S/A, Juruena
Energia S/A e Primavera Energia S/A.
Brasília, 5 de abril de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor