REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3046/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à CEMIG Distribuição S.A - Cemig-D.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004899/2021-68.
INTERESSADOS: CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A.
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A.
I. RELATÓRIO
1. A Cemig Distribuição (CEMIG) é prestadora do serviço público de distribuição de energia
elétrica, com sede na cidade de Belo Horizonte/MG, e atende a cerca de 8,8 milhões de unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 18,5
bilhões.
2. Em 25 de maio de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual (RTA) da CEMIG, conforme
Resolução Homologatória (REH) nº 2.8771, de 2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em
1,28%, para o período de 28 de maio de 2021 a 27 de maio de 2022.
1.0082,
3. A Resolução Normativa nº de 15 de março de 2022, dispõe sobre a conta escassez
hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE.
4. Na 18º Reunião Pública Ordinária, a Diretoria Colegiada prorrogou a vigência das tarifas da
3.0403,
CEMIG por 15 (quinze) dias, mediante a REH nº de 24 de maio de 2022.
5. Devido ao fim do mandato do Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto, em 30 de maio de
2022, o presente processo foi redistribuído à minha relatoria.
1 Disponível em
2 Disponível em
3 Disponível em

6. Diante do processo de capitalização da Eletrobrás; da instrução processual na ANEEL para
definição da aplicação do saldo da Conta de Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu; e da pauta do
poder Legislativo para disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior pelas
distribuidoras de energia elétrica, encaminhei à distribuidora o Ofício nº 81/2022-DIR/ANEEL, de 3 de
junho de 2022, solicitando concordância com a proposta de postergar a vigência das tarifas de forma a
tentar incorporar algum dos fatores anteriormente mencionados.
reuniões4
7. Após com representantes da Distribuidora, em 6 de junho de 2022, a CEMIG
encaminhou Carta5 com o registro de sua anuência para postergação das tarifas estabelecidas na REH nº
3.040/2022.
8. Diante da iminência conclusão de ações que impactam os processos tarifários, em 7 de
junho de 2022, a Diretoria Colegiada aprovou a prorrogação das tarifas até a data limite de 21 de junho
de 2022, nos termos da Resolução Homologatória nº 3.0436, de 7 de junho de 2022.
9. Na mesma data, 7 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei
nº 1.280/2022, que "Altera a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para disciplinar a devolução de
valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia
elétrica". O referido Projeto de Lei foi enviado7 à sanção presidencial no dia 8 de junho de 2022.
170/2022-SFF/ANEEL8,

10. Em resposta ao Ofício Circular nº de 8 de junho de 2022, enviado
pela de Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), a CEMIG encaminhou Carta9
datada de 15 de junho de 2022, com retificação enviada em 20 de junho de 2022, contendo informações
atualizadas dos processos judiciais relativos à retirada do ICMS da base do PIS/Pasep e da Cofins.
4
Registros de reunião disponíveis nos documentos SicNet nº 48575.003925/2022-00 e nº 48575.003926/2022-00.
5 Carta nº DRE-0168A/2022, de 6 de junho de 2022, disponível em documento SicNet nº 48513.015267/2022-00.
6 Disponível em
7 Conforme Ofício nº 381/2022-OS-GSE, disponível em
https://www.camara.leg.br/proposicoesWeb/prop_mostrarintegra?codteor=2183638&filename=Tramitacao-PL+1280/2022
8 Documento SicNet nº 48536.002041/2022-00.
9 Documentos SicNet nº 48513.016332.2022-00 e nº 48513.016436/2022.

11. Em 20 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT encaminhou10 as
planilhas de cálculo ao Conselho de Consumidores da CEMIG, conforme dispõe a Resolução Normativa
nº 652, de 17 de março de 2015.
12. O cálculo do RTA de 2022 da Concessionária foi consolidado pela SGT, por meio da Nota
Técnica nº 94/2022-SGT/ANEEL11, de 20 de junho de 2022, sendo que o cálculo em questão considera a
proposta de regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, disposta
na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL12, do mesmo dia.
13. Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e
a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo
de capitalização da Eletrobras13, a Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobras disposta na Nota
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL14.
14. É o Relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
15. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEMIG conduz a um efeito médio nas tarifas a ser
percebido pelos consumidores de 8,80%, sendo de 14,31%, em média, para os consumidores conectados
na Alta Tensão e de 6,23%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão.
10 Por meio eletrônico.
11 Documento SIC nº 48581.001338/2022-00.
12 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00.
13 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00.
14 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 14,31%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 6,23%
Efeito Médio AT+BT 8,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. O efeito médio de 8,80% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 8,67%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a uma variação de -9,32%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 9,45%, conforme
apresentado no Gráfico 1.
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
9,45%
8,80%
4,87%
3,89%
0,96%
0,21%
-1,27%
-9,32%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade
tarifária a qual pertence.
18. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Participação Participação
Processo Atual (R$) Variação
Anterior (R$) no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 12.824.448.262 | 13.708.153.440 | 6,9% | 4,78% | 68,2% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 3.544.644.145 | 4.446.012.087 | 25,4% | 4,87% | 22,1% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 22.358.764 | 25.209.030 | 12,7% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 2.101.553.272 | 3.184.025.386 | 51,5% | 5,85% | 15,8% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | 321.069.960 | 312.172.796 | -2,8% | -0,05% | 1,6% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 247.237.566 | 246.508.497 | -0,3% | 0,00% | 1,2% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Eletrobrás) | - | (409.920.000) | - | -2,22% | -2,0% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 314.548.856 | 335.849.787 | 6,8% | 0,12% | 1,7% |
| PROINFA | 394.946.934 | 605.654.907 | 53,4% | 1,14% | 3,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 142.928.793 | 146.511.683 | 2,5% | 0,02% | 0,7% |
| Custos de Transmissão | 2.167.437.792 | 1.933.267.263 | -10,8% | -1,27% | 9,6% |
| Rede Básica | 1.555.412.487 | 1.326.458.212 | -14,7% | -1,24% | 6,6% |
| Rede Básica Fronteira | 194.114.677 | 225.042.990 | 15,9% | 0,17% | 1,1% |
| Rede Básica ONS (A2) | 15.309.331 | 16.317.054 | 6,6% | 0,01% | 0,1% |
| Rede Básica Export. (A2) | 10.716.407 | 12.877.549 | 20,2% | 0,01% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 125.482.977 | 106.274.771 | -15,3% | -0,10% | 0,5% |
| Transporte de Itaipu | 169.231.825 | 127.861.880 | -24,4% | -0,22% | 0,6% |
| Conexão | 91.170.798 | 112.064.360 | 22,9% | 0,11% | 0,6% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 5.999.289 | 6.370.447 | 6,2% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 7.020.297.846 | 7.197.492.460 | 2,5% | 0,96% | 35,8% |
| Receitas Irrecuperáveis | 92.068.479 | 131.381.630,19 | 43% | 0,21% | 0,7% |
| PARCELA B | 5.673.452.883 | 6.392.789.659 | 12,7% | 3,89% | 31,8% |
| IRT | 18.497.901.145 | 20.100.943.098 | 8,7% | 8,67% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (1.724.286.665) | -9,32% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 500.547.927 | 2,71% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 131.730.530 | 0,71% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.350.824.485 | 7,30% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (125.223) | 0,00% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 2.257.858 | 0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (42.502.664) | -0,23% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (82.424.841) | -0,45% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 11.684.350 | 0,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 354 | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 97.479.703 | 0,53% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 612.356 | 0,00% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 462.285.972 | 2,50% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 2.204.564 | 0,01% |  |  |  |
| Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado | 11.053.892 | 0,06% |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 304.324.852 | 1,65% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 66.064 | 0,00% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 51.234 | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (691.083.369) | -3,74% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (1.704.458) | -0,01% |  |  |  |
| Meutralidade crédito PIS/COFINS | 32.545.326,67 | 0,18% |  |  |  |
| Ajuste Financeiro - UFV Vazante 3 | 60.812,38 | 0,00% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (26.909.860) | -0,15% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/202 | (970.133) | -0,01% |  |  |  |
| Crédito de PIS/COFINS | (2.810.830.202) | -15,20% |  |  |  |
| Bandeira Escassez Hídrica | (783.541.902) | -4,24% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica | (191.924.295) | -1,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,45%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,80%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
19. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 68,2% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,78% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos.

20. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,87%. A
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 5,85%. Adicionalmente, o aumento
do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA representou
um impacto de 1,14%.
21. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,22% associada à nova
CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota Técnica
92/2021, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada.
22. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -1,27%. 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 5 de outubro de 2021.
23. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 0,96%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra no
Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 2,15%.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,16%
0,99%
0,96%
0,46%
0,31%
0,23%
0,03%
-0,45%
-1,76%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Madeira e Cotas Cotas Lei nº Itaipu Bilateral Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I/II 12.783/2013 Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
24. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 31,8% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,89% do total do efeito
médio a ser percebido pelos consumidores.
25. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho de 2021
e maio de 2022 do IPCA, de 12,13%, subtraída do Fator X, de -0,93%, o que totaliza 13,06%, além do
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem
de Demanda (UD).
26. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem15 e com tributos 16), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
15 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
16 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,1% para o ICMS e de 3,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 27,4% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
37,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Custo de Setoriais
Receitas
Transporte 22,1%
Irrecuperáveis
9,6%
0,7%
Custo de
Energia
Custo de
35,8%
Distribuição
31,8%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos

Custo de Encargos Receitas
Setoriais Irrecuperáveis
Transmissão
16,1%
7,0% 0,5%
ICMS
24,0%
Custo de
Tributos;
Energia
26,0% 27,3%
PIS/COFINS
Custo de
3,2%
Distribuição
23,1%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
27. Quanto aos componentes financeiros17 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -9,32% no atual reajuste da CEMIG, conforme indicado na Tabela 3.
17 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.

28. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 7,30%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de
2021.
29. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de 2,71%,
os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico dos
CCGF e dos CCEAR-Q repactuados e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrente do cenário de
CMO elevado em alguns meses de 2021.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 500.547.927 | 2,71% |
| CVA em processamento - Transporte | 131.730.530 | 0,71% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 1.350.824.485 | 7,30% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (125.223) | 0,00% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 2.257.858 | 0,01% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (42.502.664) | -0,23% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (82.424.841) | -0,45% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 11.684.350 | 0,06% |
| Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid | 354 | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 97.479.703 | 0,53% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 612.356 | 0,00% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 462.285.972 | 2,50% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg | 2.204.564 | 0,01% |
| Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado | 11.053.892 | 0,06% |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 304.324.852 | 1,65% |
| Ajuste CUSD | 66.064 | 0,00% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 51.234 | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (691.083.369) | -3,74% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (1.704.458) | -0,01% |
| Meutralidade crédito PIS/COFINS | 32.545.327 | 0,18% |
| Ajuste Financeiro - UFV Vazante 3 | 60.812 | 0,00% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (26.909.860) | -0,15% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício | (970.133) | -0,01% |
| Crédito de PIS/COFINS | (2.810.830.202) | -15,20% |
| Bandeira Escassez Hídrica | (783.541.902) | -4,24% |
| Conta Escassez Hídrica | (191.924.295) | -1,04% |
| Total | (1.724.286.665) | -9,32% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL

30. Dado o cenário de pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura socioeconômica
trazida pela pandemia da COVID, 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.
31. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 94/2022-SGT/ANEEL.
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
32. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com
aplicação de setembro/21 a abril/22.
33. A Bandeira Escassez Hídrica teve por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não fosse transferido para as tarifas,
mas que fosse recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
34. Destaca-se que essa ação foi necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
35. Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de R$ 783
milhões, com impacto de -4,24% no efeito médio do reajuste.
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
36. Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.

37. O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À Cemig, foram repassados R$
191.924.294,69, valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o efeito do atual
processo tarifário em -1,04%.
c) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
38. No que tange à aplicação dos créditos de PIS/COFINS, a Cemig-D propôs a reversão, como
componente financeiro, da quantia de R$ 1,264 bilhões no presente processo tarifário.
39. Todavia, após a manifestação da Distribuidora, o Projeto de Lei (PL) nº 1.280/2022, que
"Altera a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para disciplinar a devolução de valores de tributos
recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia elétrica", foi aprovado
pelo Plenário do Senado Federal, em 1º de junho de 2022, e pela Câmara dos Deputados, em 7 de junho
de 2022.
40. O texto do PL, que foi encaminhado à sanção presidencial, estabelece no caput do art. 3ºB o comando para a destinação integral aos usuários do serviço os créditos de PIS/COFINS. Ainda, no seu
parágrafo 1º, consta que a destinação será do valor total do crédito utilizado em compensação perante
a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de juros, e da integralidade dos créditos requeridos à
Receita Federal do Brasil a serem compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção
a ser realizada por esta Agência, de acordo com o texto transcrito a seguir:
Art. 3º-B A Aneel deverá promover, nos processos tarifários, a destinação integral, em proveito dos
usuários de serviços públicos afetados na respectiva área de concessão ou permissão, dos valores
objetos de repetição de indébito pelas distribuidoras de energia elétrica relacionados às ações
judiciais transitadas em julgado que versam sobre a exclusão do Imposto sobre Circulação de
Mercadores e Serviços (ICMS) da base de cálculo das contribuições para o Programa de Integração
Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/Pasep) e da Contribuição para
Financiamento da Seguridade Social (Cofins).

§1º Para a destinação de que trata o caput deste artigo, deverá ser considerado nos processos
tarifários:
I – o valor total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do
Brasil, acrescido de juros conforme o § 4º do art. 39 da Lei nº 9.250, de 26 de novembro de 1995;
II – a integralidade dos valores dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil a serem
compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada pela Aneel.
III – tributos incidentes sobre os valores repetidos de que trata o caput;
IV – os valores repassados pelas distribuidoras de energia elétrica diretamente aos consumidores
em virtude de decisões administrativas ou judiciais; e
V – a capacidade máxima de compensação dos créditos da distribuidora de energia elétrica.
§ 2º A destinação de que trata o caput dar-se-á nos processos tarifários anuais, a partir do primeiro
processo tarifário subsequente ao requerimento à Receita Federal do Brasil.
(...) (PL 1.280/2022, enviado à sanção presidencial).
41. Isso posto, embora pendente de sanção presidencial, considero que o presente processo
pode fazer uso do texto do Projeto de Lei nº 1.280/2022, por ter sido aprovado pelo Congresso Nacional
e, ainda, possuir consonância com as premissas estabelecidas pela ANEEL, desde a instauração da
Consulta Pública nº 005/2021, em especial com a operacionalização do Despacho nº 361, de 2021, que
permitiu, antecipadamente ao resultado da referida CP, considerar nos processos tarifários parte dos
créditos obtidos judicialmente, a saber: (i) devolução nos processos tarifários das distribuidoras; e (ii)
destinação integral dos valores dos créditos aos consumidores de energia elétrica.
42. Desse modo, no caso concreto, foi incluído o componente financeiro contemplando: (i) o
valor total do crédito utilizado até a data-base do processo tarifário, (ii) os valores dos créditos a serem
compensados até o processo tarifário subsequente, descontando-se, entretanto, os tributos incidentes e
os valores que foram repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões administrativas
ou judiciais.
43. Registro que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários anteriores,
resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso.
44. Para a CEMIG, os referidos itens totalizam R$ 2,81 bilhões e resultam em redução de
15,20% no índice de reajuste tarifário da Distribuidora.

45. Sobre os tributos incidentes, foram considerados neste processo tarifário aqueles
recolhidos à Receita Federal. No entanto, considerando que, no caso da CEMIG, os efeitos da
contabilização do passivo decorrente da devolução integral aos consumidores impactarão o resultado de
2022 da distribuidora, o valor equivalente ao IR/CSLL18 recolhido deverá ser avaliado para reversão no
processo tarifário subsequente, junto com os demais dispositivos trazidos na Lei, mantendo-se a
neutralidade quando da aplicação do recurso.
II.1 SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
46. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de maio/2022 a abril/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 maio/2021
a abril/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 3.274.615 | 37.381.510 | 40.656.125 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (370.416) | 1.693.287 | 1.322.871 |
| Subsídio Rural | (2.055.344) | 7.481.896 | 5.426.553 |
| Total | 848.855 | 46.556.693 | 47.405.549 |

III. DIREITO
47. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº
9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (ii) Lei nº 12.111, de 9 de
dezembro de 2009; e (iv) Contratos de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica
nº 02/1997-ANEEL, nº 03/1997-ANEEL, nº 04/1997-ANEEL, nº 05/1997-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
18 Imposto de Renda/Contribuição Social Sobre Lucro Líquido.

48. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004899/2021-68, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEMIG, a vigorar a
partir de 22 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de 8,80%, sendo 14,31% para os consumidores em alta tensão e 6,23%
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 CEMIG;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;
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
CEMIG, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; e
e) ESTABELECER que eventuais diferenças de receitas decorrentes da prorrogação da
Resolução Homologatória – REH nº 2.877/2021 sejam corrigidas pela taxa Selic e
compensadas no evento tarifário de 2023.
Brasília, 21 de junho de 2022.
(Assinado digitalmente)
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA
Diretor Substituto