AAP - AVISO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA 006
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos interessados que foi aberta a Audiência Pública, no dia 12 de maio de 2022, no formato de reunião virtual, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Hidroelétrica Muxfeldt Marin & Cia. Ltda - Mux Energia, a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC e Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC, para o período de 2023 a 2027.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-20
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.003572/2021-79 e 48500.000833/2022-80
INTERESSADO: MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
ÁREAS RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de
Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para
aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 da MUX Energia - Muxfeldt
Marin & Cia. Ltda, a vigorar a partir de 22/07/2022, e definir os correspondentes limites dos
indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora –
DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período
de 2023 a 2027.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição 087/2000, que regula a exploração dos
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da MUX Energia -
Muxfeldt Marin & Cia. Ltda, estabelece a data de 22 de julho de 2022 para a realização da Revisão
Tarifária Periódica da concessionária.
2. As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos
Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão
tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o processo
foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas
por meio do Ofício nº 32/2022-SGT/ANEEL1, de 5 de novembro de 2020, sendo que os dados foram
007/20222,
encaminhados pela concessionária por meio da Ofício nº de 09 de março de 2022.
1 Documento SIC nº 48581.001795/2020
2 Documento SIC nº 48513.007454/2022

5. Pelo Memorando nº 0006/2022-SRD/ANEEL3, de 19 de janeiro de 2022, a
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD disponibilizou o percentual de
perdas técnicas na distribuição a ser considerado na fase de consulta pública da MUX Energia.
32/2022-SRM/ANEEL4,
6. Em 21 de março de 2022, por intermédio do Memorando nº
a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Copel Geração.
7. Pelo Memorando nº 84-SFF/ANEEL5, de 28 de março de 2022, para fins de abertura
da Consulta Pública, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os
valores para a composição da Base de Remuneração da MUX Energia, os valores brutos
concernentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos
(ER).
8. Em 4 de abril de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição
0081/2022-SRD/ANEEL6,
– SRD, pelo Memorando nº enviou a apuração das perdas técnicas na
distribuição da concessionária.
9. Em 6 de abril de 2022, a SGT realizou reunião técnica com representares da MUX
Energia7
para discussão da proposta de Revisão Tarifária Periódica.
10. Em 07 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 0011/2022-SRD/ANEEL8, que
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos
limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da
MUXENERGIA, para os anos de 2023 a 2027.
11. Em 8 de abril de 2022, a SGT realizou reunião técnica com representares do Conselho
de Consumidores da MUX Energia9 para apresentação e discussão da proposta de Revisão Tarifária
Periódica.
3
Documento SIC nº 48554.000297/2022
4 Documento SIC nº 48580.000350/2022
5
Documento SIC nº 48536.001067/2022
6 Documento SIC nº 48554.000766/2022
7 Documento SIC nº 48581.001092/2022 e 48581.001135/2022
8 Documento SIC nº 48554.000578/2022-00
9 Documento SIC nº 48581.001134/2022

12. Por fim, no dia 08 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de
abertura de consulta pública, foi encaminhada à MUX Energia e ao Conselho de Consumidores10.
13. Por intermédio da Nota Técnica n° 42/2022–SGT/ANEEL11, também de 12 de abril de
2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser
submetida à Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da MUX Energia.
II – FUNDAMENTAÇÃO
14. A revisão das tarifas da MUX Energia, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 19,83%, sendo de 23,24%, em média, para os consumidores conectados na alta
tensão e de 17,68%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
15. Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos não consideram o definido na Lei
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de
aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto
na referida Lei.
16. O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1. Efeito médio para consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 23,24%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 17,68%
Efeito Médio AT+BT 19,83%
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
17. Segundo a área técnica, a diferença de efeitos entres os grupos tarifários A e B se
deve ao aumento de custos associados aos itens arrecadados na TUSD, que afetam fortemente
10
Documento SIC nº 48581.001142/2022
11 Documento SIC nº 48581.003572/2022

consumidores livres do grupo A, como os encargos CDE Uso, Proinfa e ESS/EER, além dos custos de
transporte.
18. O efeito médio de 19,83% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 12,97%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 12,32%; e (iii) da retirada dos
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente
revisão, representando -5,46% de efeito.
19. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito
médio.
19,83%
12,32%
8,17%
4,18%
0,89%
0,02%
-0,29%
-5,46%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
20. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível
com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos
prudentes.
21. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os
valores atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para
o efeito médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da MUX Energia

Receita Receita Requerida Participação Participação
Variação

| Verificada (R$) | (R$) | na Revisão na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 27.349.391 | 31.771.955 | 16,2% | 13,26% | 84,3% |
| Encargos Setoriais | 5.971.832 | 8.695.609 | 45,6% | 8,17% | 23,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 36.218 | 32.447 -10,4% | -0,01% | 0,1% |  |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 4.195.049 | 5.934.685 | 41,5% | 5,22% | 15,8% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 169.896 | 170.367 | 0,3% | 0,00% | 0,5% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 141.728 | 140.073 | -1,2% | -0,00% | 0,4% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 434.232 | 999.947 130,3% | 1,70% | 2,7% |  |
| PROINFA | 694.907 | 1.076.201 | 54,9% | 1,14% | 2,9% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 299.803 | 341.890 | 14,0% | 0,13% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 7.990.023 | 9.385.164 | 17,5% | 4,18% | 24,9% |
| MUST Itaipu | 241.105 | 268.271 | 11,3% | 0,08% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 231.592 | 295.413 | 27,6% | 0,19% | 0,8% |
| Uso do sistema de distribuição | 7.517.326 | 8.821.480 | 17,3% | 3,91% | 23,4% |
| Custos de Aquisição de Energia | 13.368.692 | 13.667.013 | 2,2% | 0,89% | 36,3% |
| Receitas Irrecuperáveis | 18.845 | 24.169 | 28,3% | 0,02% | 0,1% |
| PARCELA B | 5.992.799 | 5.894.899 | -1,6% | -0,29% | 15,7% |
| Custos Operacionais | 4.131.557 | 4.043.038 | -2,1% | -0,27% | 10,7% |
| Anuidades | 589.875 | 608.111 | 3,1% | 0,05% | 1,6% |
| Remuneração | 1.211.543 | 1.194.762 | -1,4% | -0,05% | 3,2% |
| Depreciação | 573.765 | 591.368 | 3,1% | 0,05% | 1,6% |
| UD+ER+OR | (513.941) | (542.380) | 5,5% | -0,09% | -1,4% |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 33.342.191 | 37.666.854 | 12,97% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 4.106.797 | 12,32% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 2.053.227 | 6,16% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 98.469 | 0,30% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.079.892 | 6,24% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 28.011 | 0,08% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 182.544 | 0,55% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 372.372 | 1,12% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 106.720 | 0,32% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 5.854 | 0,02% |  |  |  |
| Neutralidade de Créditos de Pis/Cofins | 12.668 | 0,04% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (191.596) | -0,57% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.655.554 | 4,97% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 41.462 | 0,12% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (1.802.562) | -5,41% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (80.145) | -0,24% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021 | (140.218) | -0,42% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | (315.456) | -0,95% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,46%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 19,83%
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
22. O reposicionamento econômico de 12,97% é derivado das variações de custos das
Parcelas A e B.
Parcela A
23. A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos
setoriais, definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia

elétrica, inclusive a geração própria. A Parcela A representa 84,3% dos custos da concessionária,
cuja variação identificada foi de 16,2%, representando um impacto tarifário 13,26%.
24. Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma
participação de 8,17%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para
a distribuidora, cujo impacto foi de 5,22%, o aumento dos ESS e EER, com impacto de 1,70%, e do
Proinfa, com impacto de 1,14%.
25. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de decorrente, do
aumento dos montantes contratados, bem como do aumento das tarifas de uso do sistema de
distribuição previstos.
26. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,89%. Contribuiu com o
aumento do custo da energia o contrato bilateral firmado com a Copel Geração Ltda, vinculado à
variação do IPCA, e o custo de energia associada a Angra, cujas contribuições para o efeito médio
foram respectivamente de 1,93% e 0,64%. Em contrapartida a redução prevista para o custo de
energia associada à Itaipu e o custo da energia associada à geração própria, contribuiram para o
efeito médio em -1,58% e -0,70%, respectivamente.
Perdas Regulatórias
27. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist,
resultando no valor de 6,41% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL.
28. Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. O ponto de partida da
trajetória de perdas é estabelecido, regra geral, pelo menor valor entre a meta definida no ciclo
anterior e a média histórica dos últimos 4 anos civis alcançada pela distribuidora. O ponto de
chegada da trajetória é estabelecido comparando o desempenho da distribuidora com outras que
atuam em áreas tão ou mais complexas sob o ponto de vista de combate às perdas não técnicas, e
que tenham desempenho melhores.

29. No caso da MUX Energia, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret,
observado o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião
Pública Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida para o ano de 2022 foi
estabelecido em 1,52% sobre o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta
o percentual de 1,39% ao final do ciclo.
Receitas Irrecuperáveis
30. A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores,
conforme previsto no regulamento.
31. Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 28,3% em relação aos
valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,02% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já
observou o aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião
Pública Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021.
Custos da Parcela B
32. A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual
se opera a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a
atividade de distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou
seja, os custos operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos
prudentes realizados pela distribuidora.
33. A Parcela B representa 15,7% dos custos da concessionária e apresentou uma
variação de -1,6%, o que representa um impacto tarifário de -0,29%.
34. A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método
de comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão
reconhecidos nas tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que
serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário.

35. No caso da MUX Energia, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está
ligeiramente abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking. Sendo assim, mediante
aplicação do componente T do fator X no valor de -0,06%, na presente revisão está sendo
considerada trajetória crescente de custos operacionais ao longo do ciclo.
36. O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos
investimentos realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de
Remuneração Líquida e do Custo de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela
amortização dos investimentos realizados e visa recompor os ativos afetos à prestação do serviço
ao longo da vida útil e está relacionada à Base de Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A
última refere-se aos investimentos de curto período de recuperação, tais como os realizados em
hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de edifícios de uso administrativo e
depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço.
37. A respeito da remuneração do capital, houve variação de -1,4% em relação aos
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -0,05%. Essa redução
deveu-se principalmente pela redução da taxa de remuneração regulatória WACC. O Gráfico 2
demonstra os efeitos na remuneração de capital.
- 1,0%
- 0,3%
100,0% 98,6%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
38. A quota de reintegração regulatória variou de 3,1% em relação aos valores hoje
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,05% nas tarifas. Este aumento se dá

principalmente em função da variação da Base de Remuneração bruta. O Gráfico 3 demonstra os
efeitos.
2,5%
0,6%
100,0% 103,1%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
39. A cobertura para anuidades variou 3,1% em relação aos valores hoje contidos nas
tarifas, com impacto de 0,05% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende.
6,0%
- 2,9%
100,0% 103,1%

Anuidades Efeito Efeito Base de Anuidades
Processo Anterior WACC Anuidades Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
40. Quanto às outras receitas (OR), referem-se a receitas de atividades relacionadas com
a concessão de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser

classificadas em duas categorias, conforme sua natureza: "receitas inerentes ao serviço de
distribuição de energia elétrica", que são as relativas aos serviços cobráveis; e "receitas de
atividades acessórias", que são atividades de natureza econômica acessórias ao objeto do contrato
de concessão, exercida por conta e risco das concessionárias.
41. A Resolução Normativa nº 414/2010 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de
conexão, sendo esta chamada "Ultrapassagem de Demanda" (UD), e de montantes de energia
reativa e demanda de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência
igual a 0,92, sendo chamado "Excedente de Reativos" (ER), sendo que ambas as receitas são
contabilizadas como redutoras da Parcela B.
42. Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,09%.
Componentes Financeiros
43. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da MUX
Energia.
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |  |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 2.053.227 | 6,16% |  |
| CVA em processamento - Transporte | 98.469 | 0,30% |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 2.079.892 | 6,24% |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 28.011 | 0,08% |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 182.544 | 0,55% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 372.372 | 1,12% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 106.720 | 0,32% |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 5.854 | 0,02% |  |
| Neutralidade de Créditos de Pis/Cofins | 12.668 | 0,04% |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (191.596) | -0,57% |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 1.655.554 | 4,97% |  |
| Ajuste CUSD | 41.462 | 0,12% |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (1.802.562) | -5,41% |  |
| Conselho de Consumidores | (80.145) | -0,2% |  |
| Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021 | - | 140.217,83 | -0,42% |
| Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária | - | 315.456,32 | -0,95% |
| Total | 4.106.797 | 12,32% |  |

Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL

44. Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado
pela concessionária, que totalizam um impacto de 12,52%, sendo 6,16% associado aos custos de
energia e 6,24% aos custos de energia. Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora
nessa Consulta Pública serão fiscalizados e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo
45. Já com efeito negativo, destaca-se o empréstimo Setorial assossiado à Conta
Escassez Hídrica.
46. De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente 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 componente financeiro
negativo.
47. 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
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).
48. O 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, vigorou de setembro a dezembro de
2021, 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.
49. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica12.
12
Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

50. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica.
Já o Art. 9º da Resolução n° 2/2021 da Creg 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.
51. 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
alocável na carga e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo operacional
total do sistema elétrico.
52. 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.
53. 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$ 790 milhões.
54. Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022
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.
55. Para a fase de consulta pública está sendo considerado reversão em favor da
modicidade de todo o financiamento da Conta Escassez Hídrica previsto para a MUX Energia, com
parcelas associadas: à Importação julho-agosto/21 no valor de -R$ 140,2 mil; e ao Programa de
Incentivo à Redução Voluntária do Consumo no valor de -R$ 315,4 mil, as quais representam
redução de efeitos de -0,42% e -0,95%, respectivamente.

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
56. O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O
objetivo é compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária,
decorrentes do crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do
mercado existente, o que contribui para a modicidade tarifária.
57. Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na
revisão tarifária, o que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
58. O Componente Pd objetiva estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma
distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento anual do mercado e do
número de unidades consumidoras da própria empresa. O valor definido do Componente Pd nesta
fase da Revisão foi de 1,07%.
59. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão
desses custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na
tarifa está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser
aplicado nos reajustes subsequentes da MUX Energia foi de -0,06%.
60. O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é denominado Mecanismo de Incentivo à
Qualidade e foi calculado por meio da análise da variação dos indicadores técnicos e comerciais da
Concessionária entre 2019 e 2020, resultando em 1,15%. Esse índice almeja incentivar as
distribuidoras a investir na prestação de serviço de boa qualidade e permitir que a qualidade da
energia seja mais aderente às tarifas praticadas.
61. Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião, a ser aplicado nos reajustes
da MUX Energia, até a próxima revisão tarifária, foi de 2,23%.

62. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora,
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 613.
Custo de
Receitas
Transmissão
Irrecuperáveis
24,9%
0,1%
PROINFA
2,9%
Encargos
23,1%
CDE
Custo de
Energia 16,6%
36,3%
ESS/EER
Custo de 2,7%
Outros
Distribuição
1,0%
15,7%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
Encargos Receitas
Setoriais Irrecuperáveis
16,0% 0,0%
Custo de
Transmissão
17,3%
ICMS
Tributos 27,8%
30,7%
Custo de
Energia PIS/COFINS
Custo de
2,9%
25,1%
Distribuição
10,8%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
63. Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (85,27%) e as variações do IGP-M (144,91%) e do IPCA (82,66%)
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7.
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No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico
6, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas
as alíquotas médias do ICMS, do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de
Mercado da ANEEL.

B1 - Residencial
IGPM
IPCA
676,17
575,00
518,22 527,79
490,27
480,88 485,22
446,90
415,00 409,79
376,90
364,97
297,27 311,67
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste Reajuste Reajuste Reajuste Revisão

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
64. O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da
Concessionária foi obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela
ANEEL em dezembro de 2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada
PRODIST14.
na Seção 8.2 do Módulo 8 do
65. No Gráfico 8 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e
FEC propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a
redução média anual é de 4,44% no DEC e de 5,71% no FEC.
14 "Limites de continuidade do serviço.
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras
devem enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físicoelétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado
o seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o
desempenho dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e
FEC.

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da MUXENERGIA.
Fonte: Nota Técnica nº 0011/2022–SRD/ANEEL.
66. Para avaliar a consistência dos limites globais da MUXENERGIA, apresenta-se, nos
Gráficos 9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Observa-se que os limites de DEC e FEC da MUXENERGIA estão aderentes à realidade da região.

Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
18,00
16,00
14,00
MUXENERGIA
12,00 COCEL
COOPERALIANÇA
(horas)
DCELT
10,00
DEMEI
Limite
EFLJC
8,00
DEC EFLUL
ELETROCAR
6,00 FORCEL
HIDROPAN
UHENPAL
4,00
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul.
Fonte: Nota Técnica nº 0011/2022–SRD/ANEEL.
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
16,00
14,00
12,00
MUXENERGIA
COCEL
(interrupções) 10,00 COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
8,00
EFLJC
Limite
EFLUL
FEC 6,00 ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
4,00
UHENPAL
2,00
0,00
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul
Fonte: Nota Técnica nº 0011/2022–SRD/ANEEL.
67. A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 4 apresenta os valores pagos e o
número de compensações efetuadas pela MUXENERGIA entre 2017 e 2021:

Tabela 4. Compensações efetuadas pela MUXENERGIA.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)
2017 401 269,18

2018 309 11.873,92
2019 137 485,48
2020 183 774,69

2021 2.103 4.826,81
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
68. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos:
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.;
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009;
e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret;
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – Prodist;
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição 087/2000.
IV – DISPOSITIVO
69. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº
48500.003572/2021-79 e 48500.000833/2022-80, voto por instaurar consulta pública, entre 20 de
abril de 2022 e 3 de junho de 2022, com reunião virtual em 12 de maio de 2022, para colher
subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022
da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda, a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, e definir os
correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção
por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade
Consumidora – FEC, para 2023 a 2027.
Brasília, 19 de abril de 2022
(assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor