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 
 
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. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 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%
4,74%
-0,93%
0,42%
5,80%
-0,57%
8,69%
18,16%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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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 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
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%
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) 3 05.745.831 4 17.477.044 36,5% 3,18% 10,8%      
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)  4 8.973.688
6 9.113.036  5 3.984.768 10,2% 0,14% 1,4%
6 3.945.636 -7,5% -0,15% 1,7%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 4 8.226.815 7 2.587.612 50,5% 0,69% 1,9%
PROINFA 5 0.794.264 7 6.406.858 50,4% 0,73% 2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 8.488.428 3 2.688.733 14,7% 0,12% 0,8%
ONS 1 20.509 1 21.036 0,4% 0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 3 15.431.332 2 82.873.412 -10,3% -0,93% 7,3%      
Rede Básica 1 42.235.662 1 37.804.704 -3,1% -0,13% 3,6%
Rede Básica Fronteira 4 3.547.887 4 3.515.907 -0,1% -0,00% 1,1%
Rede Básica ONS (A2) 2 .039.576 1 .945.642 -4,6% -0,00% 0,1%
MUST Itaipu 2 0.652.707 1 8.093.682 -12,4% -0,07% 0,5%
Transporte de Itaipu 2 7.957.929 2 1.775.245 -22,1% -0,18% 0,6%
Conexão 7 0.095.611 5 1.557.951 -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 - 2 0.560.592 -0,57%      
CVA em processamento - Energia    9 4.429.074 2,62%  
CVA em processamento -Transporte 1 3.897.357 0,39%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 93.862.851 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) 5 17.765 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 8 1.601.654 2,26%
Ajuste CUSD ( 1.115.161) -0,03%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 1 40.079 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 5 1.304.247 1,42%
Neutralidade de Financeiros da Conta Covid 7 48.372 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 7 6.918.701 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 4 4.437.306 1,23%
Conta Escassez Hídrica ( 178.675.601) -4,96%
Postergação de Tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021) 1 1.497.352 0,32%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 8,69%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 18,16%      

5 de 16 
 
 
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).

6 de 16 
 
 
 
 
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. 
0,42%
0,89%
0,65%
-0,12%
0,48%
0,21%
-1,97%
0,22%
0,05%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

7 de 16 
 
 
 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
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. 
Custo de 
Distribuição
40,9%
Custo de 
Energia
33,0%
Custo de 
Transmissão
7,3%
PROINFA
2,0%
CDE
13,9%
ESS/EER
1,9%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
18,7%
Custo de 
Distribuição
31,4%
Custo de Energia
25,3%
Custo de 
Transmissão
5,6%
Encargos Setoriais
14,4%
ICMS
18,7%
PIS/COFINS
4,6%
Tributos
23,3%

8 de 16 
 
 
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 
 
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: 
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%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
Sobrecontratação/exposição de energia
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Previsão de Risco Hidrológico
Ajuste CUSD
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
Reversão do Risco Hidrológico e da Reversão Diferimento Parcial do RTA 2021
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
Neutralidade de Financeiros da Conta Covid
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN 952/2021
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migr. (Of. Circ.20/2021)
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - Sobrecontratção/Exposição
Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
Antecipação da reversão dos créditos de UDER
Neutralidade Financeiro de Saldo Itaipu Decreto 10.665/2021  2,62%
0,39%
5,38%
0,11%
-0,10%
-2,32%
0,01%
2,26%
-0,03%
0,004%
-2,04%
1,42%
0,02%
-0,09%
-0,01%
2,13%
-3,70%
-2,80%
-0,55%
-0,01%  
  0,13%  
  1,23%
-4,96%
0,32%  
Reversão do Diferimento Parcela B
Conta Escassez Hídrica
Postergação de Tarifas (08/04/2021 - 21/04/2021)
Total ( 20.560.592) -0,57%

9 de 16 
 
 
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.

10 de 16 
 
 
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%.

11 de 16 
 
 
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

12 de 16 
 
 
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.

13 de 16 
 
 
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,

14 de 16 
 
 
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.

15 de 16 
 
 
 
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 
 
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. 
440,88
360,48
326,48
357,08
452,29
464,70
499,25
492,09
545,01
608,65
645,42
693,65
812,56
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(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
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 4 06.381 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) 2 49.761 1 97.734
Subsídio Rural 1 16.920 2 .048.894 2 .165.814
Subsídio Irrigante/Aquicultor 4 25.622 9 87.376 1 .412.998  
Total 7 75.132 1 3.340.304 1 4.115.436  

16 de 16 
 
 
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