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. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
 
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. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,69%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,27%
Efeito Médio AT+BT
8,90%

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:  
5,36%
2,89%
3,28%
11,33%
-8,08%
-5,86%
8,90%
Encargos
Setoriais
Transmissão
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
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 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
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%
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) 2 80.951.567 3 02.761.784 7,8% 0,77% 8,7%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) - 4 8.495.710 0,0% 1,72% 1,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) 0 6 9.434.694 0,0% 2,46% 2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 5 0.999.375 4 8.451.266 -5,0% -0,09% 1,4%
PROINFA 3 8.933.206 5 0.305.195 29,2% 0,40% 1,4%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 6.765.817 2 8.011.400 4,7% 0,04% 0,8%
ONS 9 9.005 1 17.353 18,5% 0,00% 0,0%    
Custos de Transmissão 2 35.610.075 3 16.492.797 34,3% 2,86% 9,1%    
Rede Básica 9 6.577.602 1 44.492.936 49,6% 1,70% 4,2%
Rede Básica Fronteira 3 8.631.150 4 2.967.371 11,2% 0,15% 1,2%
Rede Básica ONS (A2) 1 .829.604 2 .039.576 11,5% 0,01% 0,1%
MUST Itaipu 1 4.646.874 2 0.380.710 39,1% 0,20% 0,6%
Transporte de Itaipu 2 2.334.420 2 7.510.164 23,2% 0,18% 0,8%
Conexão 5 4.047.125 7 0.095.611 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 5 2.040.349 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) 4 92.526 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 1 00.548 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 (RE ( 8 40.599) -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%    

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, destaca-
se 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: 
 
 
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. 
3,28%
0,03%
0,87%
0,24%
0,10%
-0,11%
0,23%
1,78%
0,17%
-0,03%
Total
CCEAR
Existente
QTD
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
 Proinfa

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 
  
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. 
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%

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

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 
 
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%). 
Distribuição
38,6%
Energia
36,3%
Transmissão
9,1%
PROINFA
1,4%
CDE
12,1%
ESS/EER
1,4%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
16,0%
Distribuição
29,3%
Energia
27,6%
Transmissão
6,9%
Encargos 
Setoriais
12,1%
ICMS
18,6%
PIS/COFINS
5,5%
Tributos
24,1%

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; 
430,62 
440,88 
360,48 
326,48 
357,08 
452,29 
464,70 
499,25 
492,09 
545,01 
608,65 
645,42 
693,64 
RTE 2011 RTE 2012
RTE
2013
RTE 2013 RTE 2014
RTE
2015
RTE 2015 RTE 2016 RTE 2017 RTE 2018 RTE 2019 RTE 2020 Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

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