VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005401/2015-36. 
INTERESSADOS: Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. - EMS. 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. - EMS 
a vigorar a partir de 08 de abril de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A Energisa Mato Grosso do Sul Distribuidora de Energia S.A. - EMS é concessionária1 do serviço 
público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 970 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia 
elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 2 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 EMS, o efeito médio homologado pela REH nº 1.858/2015 sobre os consumidores 
cativos de alta tensão e baixa tensão foram de 29,60% e 26,69%, respectivamente 
3. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da EMS resultou, em média, num reposicionamento das tarifas 
de 34,94%, sendo 30,43% referentes ao reajuste econômico e 4,51% relativos aos componentes financeiros, conforme 
consta na Resolução Homologatória nº 1.874, de 7/4/2015. 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 03/1997-ANEEL.

4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº XX, de xx de março de 2016, 
consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da EMS. 
5. 
No dia 31/03/2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da EMS 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. 
6. 
Em 30/11/2015, fui sorteado relator. 
7. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMS conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos 
consumidores de 7,19%, sendo de 6,75%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 7,40%, 
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
9. 
O efeito médio de 7,19% 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 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
6,75%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
7,40%
Efeito Médio AT+BT
7,19%

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 4,90%, ao se ter 
como base de comparação para a Parcela A na Data do Reajuste Anterior – DRA os custos estabelecidos no reajuste 
de 2015.  
11. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 6,01% no atual reajuste da EMS. 
12. 
Já o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa 
uma redução de -3,71% no atual reajuste. 
13. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 7,19% [7,19% = 4,90% 
+6,01% - 3,71%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 4,90% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 6,01%; e 
c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -3,71%.  
14. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-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 
0,02%
0,22%
1,73%
2,92%
6,01%
-3,71%
7,19%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
16. 
Os custos da Parcela A representam 68,82% dos custos da Concessionária. O incremento desses 
custos representou 1,98% pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
17. 
O valor total dos encargos setoriais aumentou 0,12% em comparação com os valores referentes ao 
IRT de 2015, correspondendo a um efeito tarifário médio de 0,02%. 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 -3,27% no atual reajuste da EMS. 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
2,82%
1,98%
68,82%
Encargos Setoriais
0,12%
0,02%
19,88%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,99%
0,01%
0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-26,99%
-3,27%
8,43%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
14,38%
0,15%
1,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
9,33%
0,45%
5,04%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
141,86%
2,60%
4,23%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
8,29%
0,07%
0,88%
ONS
12,28%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
5,11%
0,22%
4,41%
Rede Básica
-29,20%
-0,53%
1,23%
Rede Básica Fronteira
20,96%
0,17%
0,92%
Rede Básica ONS (A2)
14,83%
0,01%
0,10%
MUST Itaipu
12,62%
0,04%
0,35%
Transporte de Itaipu
26,21%
0,04%
0,17%
Conexão
42,74%
0,46%
1,45%
Uso do sistema de distribuição
27,85%
0,04%
0,19%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
3,85%
1,73%
44,53%
PARCELA B
9,79%
2,92%
31,18%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
4,90%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
6,01%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade
2,26%
CVA em Processamento - Energia comprada
5,40%
CVA em Processamento - Transmissão
0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
0,15%
Neutralidade dos Encargos
0,71%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,03%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,04%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-1,02%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,49%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,14%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,71%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,19%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 2,82% 1,98% 68,82%  
Encargos Setoriais 0,12% 0,02% 19,88%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 8,99% 0,01% 0,14%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) -26,99% -3,27% 8,43%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 14,38% 0,15% 1,16%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) 9,33% 0,45% 5,04%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 141,86% 2,60% 4,23%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 8,29% 0,07% 0,88%
ONS 12,28% 0,00% 0,00%  
Custos de Transmissão 5,11% 0,22% 4,41%  
Rede Básica -29,20% -0,53% 1,23%
Rede Básica Fronteira 20,96% 0,17% 0,92%
Rede Básica ONS (A2) 14,83% 0,01% 0,10%
MUST Itaipu 12,62% 0,04% 0,35%
Transporte de Itaipu 26,21% 0,04% 0,17%
Conexão 42,74% 0,46% 1,45%
Uso do sistema de distribuição 27,85% 0,04% 0,19%  
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra) 3,85% 1,73% 44,53%  
PARCELA B 9,79% 2,92% 31,18%  
IRT considerando a variação tarifária da RTE 4,90% 100,00%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 6,01%  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade 2,26%
CVA em Processamento - Energia comprada 5,40%
CVA em Processamento - Transmissão 0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 0,15%
Neutralidade dos Encargos 0,71%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 0,03%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,04%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,02%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,49%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,14%
Repasse de compensação DIC/FIC -0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,71%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,19%  

18. 
O custo de compra de energia sofreu uma variação de 3,85% em relação ao processo anterior, 
contribuindo para um aumento tarifário de 1,73%. A nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, 
publicada pela Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação 
à tarifa praticada em 2015, e a saída do contrato bilateral com a Enerpeixe S.A. Como se pode observar no gráfico 
abaixo, o leilão de energia existente foi o componente que mais influenciou nas variações no custo de aquisição de 
energia. 
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 ao IRT 2015. 
 
 
 
 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia.

Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
Fonte: Nota Técnica no 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
 
20. 
Os custos da Parcela B representam 31,18% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,92% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
1,73%
0,28%
5,84%
0,88%
-0,11%
-1,64%
0,37%
-4,46%
0,10%
1,63%
-1,83%
0,66%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
Proinfra
Tipo de contrato
IRT 2015
Processo atual
Variação
IRT 2015
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
102.029,25
161.170,40
57,96%
321,66
276,29
-14,11%
Existente - CCEAR-QTD
413.513,88
1.121.439,62
171,20%
220,28
211,48
-3,99%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
712.317,82
937.176,83
31,57%
231,10
225,16
-2,57%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
345.813,44
365.637,49
5,73%
195,50
208,12
6,46%
Ajuste - CCEAR
81.989,15
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
241.991,56
329.622,41
36,21%
117,24
125,49
7,04%
Bilateral
795.116,00
401.646,00
-49,49%
197,88
205,34
3,77%
Cota Angra I e Angra II
168.998,22
165.055,13
-2,33%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
1.490.786,95
1.563.477,78
4,88%
33,34
60,44
81,29%
Itaipu
766.931,97
869.793,20
13,41%
252,84
211,80
-16,23%
Proinfa
106.161,05
113.711,91
7,11%
259,63
350,57
35,03%
Sobra (-) / Exposição (+)
298.944,45
-682.865,63
-328,4%
164,99
169,98
3,0%
TOTAL
5.524.593,72
5.345.865,13
-3,2%
166,81
173,82
4,2%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
5,84%
1,73% 1,63%
0,28% 0,88% 0,37% 0,10% 0,66%
-0,11%
-1,64% -1,83%
-4,46%
la to T P S D -R A E C C - e tn e ts ix E D T Q -R A E C C - e tn e ts ix E P S D -R A E C C -a v ita n re tlA D T Q -R A E C C -a v ita n re tlA R A E C C - e ts u jA e tn o M o le B e a rie d a M la re ta liB II a rg n A e I a rg n A a to C 3 1 0 2 /3 8 7 .2 1 º n ie L s a to u p ia tI a rfn io rP
C
e e
a a
v o v o
N N  5,84%
1,73% 1,63%
0,28% 0,88% 0,37% 0,10% 0,66%
  -0,11%
-1,64% -1,83%
-4,46%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  IRT 2015 Processo atual Variação  IRT 2015 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  102.029,25 161.170,40 57,96%
413.513,88 1.121.439,62 171,20%
712.317,82 937.176,83 31,57%
345.813,44 365.637,49 5,73%
81.989,15 0,00 -100,00%
241.991,56 329.622,41 36,21%
795.116,00 401.646,00 -49,49%
168.998,22 165.055,13 -2,33%
1.490.786,95 1.563.477,78 4,88%
766.931,97 869.793,20 13,41%
106.161,05 113.711,91 7,11%  321,66 276,29 -14,11%
220,28 211,48 -3,99%
231,10 225,16 -2,57%
195,50 208,12 6,46%
388,18 0,00 -100,00%
117,24 125,49 7,04%
197,88 205,34 3,77%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,44 81,29%
252,84 211,80 -16,23%
259,63 350,57 35,03%  
Sobra (-) / Exposição (+)  298.944,45 -682.865,63 -328,4% 164,99 169,98 3,0%    
TOTAL  5.524.593,72 5.345.865,13 -3,2% 166,81 173,82 4,2%    

21. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2015 e março 
de 2016, do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 1,77%. 
 
22. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da EMS, de 1,45% e 0,32%, respectivamente. No caso da EMS, a variação média dos indicadores de DEC 
e FEC entre 2014 e 2015 foi de 0,98%, de modo que o valor de componente Q do Fator X foi de 0,00%. Dessa 
maneira, para atualizar a Parcela B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,56%, subtraída do Fator X, de 
1,77%, resultando no fator de atualização da Parcela B de 9,79%. 
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 19,8% para o ICMS e de 5,1% 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 33,3% (por fora) sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2015. 
 
Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2015. 
24. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
                                                     
4 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de       
Distribuição
31,2%
Custo de            
Energia
42,6%
Custo de     
Transmissão
4,4%
Encargos          
Setoriais
21,8%
Custo de       
Distribuição
23,5%
Custo de            
Energia
32,1%
Custo de     
Transmissão
3,3%
Encargos          
Setoriais
16,4%
ICMS 18,5%
PIS/COFINS 6,3%
Tributos
24,7%

a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente ao 
Encargo de Serviços do Sistema – ESS e ao de Energia de Reserva – EER, representando o 
repasse negativo de R$ 25.017.204,97, com efeito no atual reajuste de -1,26%. O efeito provém da 
manutenção do saldo positivo da Conta de Energia de Reserva – CONER em decorrência da 
receita auferida com a liquidação da energia de reserva no mercado de curto prazo, ao Preço de 
Liquidação de Diferenças (PLD); e 
b) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA afeta aos custos 
de aquisição de energia, que representou o repasse de R$ 107.504.202,05, com efeito no atual 
reajuste de 5,40%. Os contratos de garantia física (risco hidrológico) e a energia de ITAIPU foram os 
principais que impactaram no saldo da CVA de Energia.  A participação no mix de contratação da 
EMS desses contratos foram de 27% e de 14%, respectivamente e, podem se justificar, o primeiro, 
pelo aumento substancial da tarifa dos CCGFs em decorrência da consideração do preço das 
usinas licitadas no Leilão nº 12/2015 e, o segundo, 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 A área técnica ressalta que a receita proveniente 
da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, 
que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a 
tarifa da EMS não sofresse um aumento adicional médio de 12,00%. 
 
25. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:

Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 75/2015-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2015. 
26. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 75, de 31 de março de 2016, que o efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores da EMS, de 7,19% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse nos 
últimos 8 anos abaixo da variação do IGP-M (62,58%) e do IPCA (59,75%) no mesmo período, conforme demonstrado 
no Gráfico 5. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
44.902.962,19
          
2,26%
CVA em Processamento - Energia comprada
107.504.202,05
        
5,40%
CVA em Processamento - Transmissão
4.074.126,06
            
0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
2.929.596,38
            
0,15%
Neutralidade dos Encargos
14.064.235,27
          
0,71%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
2.451.563,54
-            
-0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
551.385,63
               
0,03%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
756.921,79
               
0,04%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
20.341.582,67
-          
-1,02%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
29.598.015,36
-          
-1,49%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
2.859.071,93
-            
-0,14%
Repasse de compensação DIC/FIC
62.281,78
-                 
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
40.138,68
                 
0,00%
Total
119.511.052,77
        
6,01%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 44.902.962,19 2,26%
CVA em Processamento - Energia comprada 107.504.202,05 5,40%
CVA em Processamento - Transmissão 4.074.126,06 0,20%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2.929.596,38 0,15%
Neutralidade dos Encargos 14.064.235,27 0,71%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 - 2.451.563,54 -0,12%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 551.385,63 0,03%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 756.921,79 0,04%
Financeiro de Reversão RTE - Energia - 20.341.582,67 -1,02%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso - 29.598.015,36 -1,49%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia - 2.859.071,93 -0,14%
Repasse de compensação DIC/FIC - 62.281,78 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 40.138,68 0,00%  
Total 1 19.511.052,77 6,01%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 75/2016-SGT/ANEEL, de 31 de março de 2016. 
27. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados durante 2015, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo tarifário e a 
diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
                                                     
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta 
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos 
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
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                
499,24
727,55 
702,12 
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
800,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
    
    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
  Variação IPCA  
    
    
    
    
    
    
    
    

28. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à EMS, 
em relação às competências entre abril/2015 a março/2016, é de R$ 8.223.046,35. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2014 e março/2015. 
 
III. DIREITO 
29. 
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 13/1999-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
30. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005401/2015-36, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da Energisa Mato Grosso do Sul 
Distribuidora de Energia S.A. - EMS., a vigorar a partir de 8 de abril de 2016, que conduz ao 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,19%, sendo 6,75% para os consumidores 
em alta tensão e 7,40% 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 o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a ser 
repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à EMS, de modo a custear os 
descontos retirados da estrutura tarifária; 
Brasília, 5 de abril de 2016. 
TIAGO DE BARROS CORREIA 
Diretor