REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2856/2021
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 Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A - EMT.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-04-22
Autor: ANEEL

4ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria
Brasília, 22/04/2021
VOTO
PROCESSO: 48500.005024/2020-01
INTERESSADOS: EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A ("EMT").
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia
S/A, a vigorar a partir de 22 de abril de 2021.
I. R E L A T Ó R I O
A Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A. ("EMT") é concessionária1 do serviço
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Cuiabá/MT e atende aproximadamente
1,5 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente
faturamento anual na ordem de R$ 5 bilhões.
2. Em 7 de abril de 2020, foi aprovado o último Reajuste Tarifário Anual ("RTA") da EMT,
conforme Resolução Homologatória ("REH") nº 2.672, de 2020, ocasião em que as tarifas foram
reajustadas, em média, em 2,47%. 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 12 da REH nº 2.672, de 2020.
3. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa
("REN") nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada

ao setor elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/1997-ANEEL.

de 15
(Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº
950, de 2020, e dispôs sobre outras providências.
4. Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi a mim distribuído.
5. Em 31 de março de 2021, foi emitido o Decreto nº 10.665, de 2021, alterando o Decreto nº
4.550, de 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.
6. Na 11ª Reunião Pública Ordinária ("RPO"), realizada em 6 de abril de 2021, a Diretoria
Colegiada da ANEEL decidiu prorrogar a vigência das tarifas da EMT, definidas pela
REH nº 2.672, de 2020.
7. A EMT, por intermédio das Cartas nº 04 e nº 05, de 15 e 20 de abril de 2021,
respectivamente, 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.
8. Em 20 de abril de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, que
contribuíram para mitigar o efeito nas tarifas, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da EMT
as planilhas finais de cálculo.
9. Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT"), por meio da Nota
Técnica nº 62/2021-SGT/ANEEL2, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual ("RTA") de 2021.
2 SICnet nº 48581.000620/2021-00.

de 15
10. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
11. Trata-se de análise do Reajuste Tarifário Anual ("RTA") de 2021 da Energisa Mato Grosso -
Distribuidora de Energia S.A. ("EMT"), a vigorar a partir de 22 de abril de 2021.
12. Encaminho Decisão por homologar o índice de RTA das tarifas da EMT, a vigorar a partir de
22 de abril de 2021, que conduzirá ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores, se aprovado por
essa Diretoria, de 8,90%, sendo 10,36%, em média, para os consumidores em Alta Tensão ("AT") e 8,34%,
em média, para os consumidores em Baixa Tensão ("BT"), e demais encaminhamentos:
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 10,36%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,34%
Efeito Médio AT+BT 8,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
13. A diferença de efeito para os consumidores conectados em AT e BT 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. Esse fator é potencializado em função da grande
participação de consumidores livres no mercado da Concessionária.
14. O efeito médio de 8,90% decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio
em 22,87%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a
uma redução de -12,95%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,02%, conforme apresentado

de 15
no Gráfico 1.
11,32%
8,90%
5,33%
3,86%
2,36%
-1,02%
-12,95%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Efeito da Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Retirada dos Consumidor
Energia Financeiros
Anteriores
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:

de 15
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Participação Participação

| DRA (R$) | DRP (R$) | Variação no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 3.189.295.814 3.767.467.507 | 18,13% | 11,55% | 61,24% |  |
| Encargos Setoriais | 682.828.290 | 875.954.140 | 28,28% | 3,86% | 14,24% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 7.463.374 | 9.798.761 | 31,29% | 0,05% | 0,16% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 484.761.827 | 508.218.003 | 4,84% | 0,47% | 8,26% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 0 | 82.961.892 | 100,00% | 1,66% | 1,35% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 0 | 66.334.017 | 100,00% | 1,32% | 1,08% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 78.757.338 | 76.142.828 | -3,32% | -0,05% | 1,24% |
| PROINFA | 66.356.094 | 84.244.560 | 26,96% | 0,36% | 1,37% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 45.337.603 | 48.067.586 | 6,02% | 0,05% | 0,78% |
| ONS | 152.054 | 186.491 | 22,65% | 0,00% | 0,00% |
| Custos de Transmissão | 321.907.241 | 440.041.148 | 36,70% | 2,36% | 7,15% |
| Rede Básica | 125.607.145 | 189.493.926 | 50,86% | 1,28% | 3,08% |
| Rede Básica Fronteira | 69.681.943 | 100.009.908 | 43,52% | 0,61% | 1,63% |
| Rede Básica ONS (A2) | 3.834.940 | 4.095.558 | 6,80% | 0,01% | 0,07% |
| Rede Básica Export. (A2) | 53.661.214 | 58.016.302 | 8,12% | 0,09% | 0,94% |
| MUST Itaipu | 22.100.353 | 30.752.015 | 39,15% | 0,17% | 0,50% |
| Transporte de Itaipu | 33.696.142 | 41.504.834 | 23,17% | 0,16% | 0,67% |
| Conexão | 12.488.449 | 15.009.960 | 20,19% | 0,05% | 0,24% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 837.055 | 1.158.645 | 38,42% | 0,01% | 0,02% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.184.560.283 2.451.472.220 | 12,22% | 5,33% | 39,85% |  |
| PARCELA B | 1.817.404.149 2.384.063.093 | 31,18% | 11,32% | 38,76% |  |
| IRT | 5.006.699.963 6.151.530.600 | 22,87% | 100% |  |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (664.069.060) | -12,95% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 277.152.644 | 5,40% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 102.930.646 | 2,01% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 18.183.561 | 0,35% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.787.845 | 0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (9.844.738) | -0,19% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 38.162.062 | 0,74% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 305.603 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 127.713.635 | 2,49% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 151.993 | 0,00% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (366.972) | -0,01% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.348) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (122.018.751) | -2,38% |  |  |  |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 21.602.592 | 0,42% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid | (382.300.124) | -7,45% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 | (43.720.230) | -0,85% |  |  |  |
| Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 | (347.001.647) | -6,76% |  |  |  |
| Diferimento de Parcela B | (200.000.000) | -3,90% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (146.006.416) | -2,85% |  |  |  |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (2.796.414) | -0,05% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,90%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 61,24% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,55% pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 3,86%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE,

de 15
iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos de operação
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE -
CONTA 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 1,32% e 1,66%.
b) Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de
2,36%. 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 – já os custos de compra de energia representaram
uma variação tarifária de 5,33%. Contribuíram significativamente para essa
variação: i) o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de
1,42%), o qual é indexado em dólar, cuja cotação de cobertura passou de R$ 4,75,
no processo de 2020, para R$ 5,59; e ii) os custos decorrentes dos contratos
bilaterais (impacto de 3,04%), os quais são atualizados, em sua grande maioria,
pelo Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M). As contribuições das diferentes
modalidades de contratação podem ser observadas no gráfico abaixo:
5,33%
3,04%
1,42%
1,06%
0,16%
0,00%

-0,09% 0,00% -0,04%
-0,21%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Geração Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Belo Monte Angra I e II 12.783/2013 Própria
DSP QTD

de 15
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 38,76% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 11,32% do total do efeito
médio a ser percebido pelos consumidores.
18. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de -0,08%), o que totaliza 31,18%.
19. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem3 e com tributos4), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição,
além do pagamento dos encargos setoriais.
Custo de
Transmissão
PROINFA
7,2%
1,4%
Custo de
Energia
Encargos
39,9% CDE
Setorias 10,7%
14,2%
Custo de
Distribuição ESS/EER
38,8% 1,2%
Outros
0,9%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
3 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,31% para o ICMS e de 5,42% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 29,73% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 42,31% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

de 15
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
5,0% 10,0%
Custo de
ICMS
Energia
Tributos
28,0% 24,3%
29,7%
Custo de
Distribuição
PIS/COFINS
27,2%
5,4%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
financeiros5

20. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em -12,95% no atual reajuste da EMT, conforme indicado na Tabela 2.
21. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 5,40%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA.
22. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano.

de 15
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 277.152.644 | 5,40% |
| CVA em processamento -Transporte | 102.930.646 | 2,01% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 18.183.561 | 0,35% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 3.787.845 | 0,07% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (9.844.738) | -0,19% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 38.162.062 | 0,74% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 305.603 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 127.713.635 | 2,49% |
| Ajuste CUSD | 151.993 | 0,00% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (366.972) | -0,01% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (4.348) | 0,00% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (122.018.751) | -2,38% |
| Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020) | 21.602.592 | 0,42% |
| Reversão Conta-Covid | (382.300.124) | -7,45% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 | (43.720.230) | -0,85% |
| Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 | (347.001.647) | -6,76% |
| Diferimento de Parcela B | (200.000.000) | -3,90% |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (146.006.416) | -2,85% |
| Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) | (2.796.413,91) | -0,05% |

Total (664.069.060) -12,95%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
23. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente
da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários
atingindo patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições
desfavoráveis para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, 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.
24. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 62/2021-SGT/ANEEL:
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid: Cuida-se da reversão dos valores transferidos
para a EMT de recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores
recebidos pela EMT da Conta-Covid, devidamente atualizados pela SELIC, e correspondem aos itens
previstos nos §§ 1º e 2º do Art. 5º da REN nº 885, de 2020, totalizando um impacto de -7,45%.

de 15
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente ("RBSE"): Trata-se de
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000,
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de
2017, que, segundo parecer da Procuradoria Federal junto à ANEEL ("PF/ANEEL"), deve ser atualizada pela
taxa referente ao custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras
a partir do Ciclo 2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, "considerando que
durante os ciclos de 2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração
nos termos da Portaria nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse
componente, constituído pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data
do efetivo pagamento (01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma
métrica de constituição da dívida". Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um
componente financeiro negativo para a EMT, no valor de R$ 43,7 milhões, equivalente ao montante de
redução dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de
transmissão vigentes que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos
processos tarifários de distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de
0,85%.
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e
Excedente de Reativos ("UDER"): Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores
de UDER, para as empresas que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e
considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3º Ciclo de
Revisão Tarifária Periódica ("CRTP"). No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito
de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário,
está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última
revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 146 milhões, contribuindo
com uma redução tarifária de 2,85%. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária,
momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre
os valores de Ultrapassagem de Demanda ("UD") e Excedente de Reativos ("ER") contabilizados no ciclo
tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à

de 15
concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado.
d) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (RENs nº 414/2010 e nº 376/2009):
Também contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade
tarifária, associados às Resoluções Normativas em apreço. Cuida-se de recursos recebidos pela
distribuidora associados: (i) aos encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus
consumidores, previstas no artigo 70-A, § 3º, da REN nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam
ser devolvidos aos consumidores no faturamento final, previstos no artigo 88, § 6º, REN nº 414, de 2010;
e (iii) às multas aplicadas aos consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento,
do Contratos de Compra de Energia Regulada ("CCER"), conforme artigo 9º da REN nº 376, de 2009, cujo
volume informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa R$ 2,8 milhões,
contribuindo para redução do efeito em 0,05%. Vale ressaltar que o valores informados pela
Concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos processos
tarifários;
e) Diferimento de Saldo de Itaipu – Efeito Decreto 10.665/2021: Em 31 de março de 2021,
emitiu-se o Decreto nº 10.665, de 2021, que possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora,
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. A
Eletrobrás, por intermédio da Carta CTA-DFFO nº 0889/2021, informou que, de acordo com o fluxo da
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado, após a
inadimplência, é de R$ 978 milhões. Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia ("MME") informou
a existência de um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os
próximos 8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu. Com isso, foi identificado um
recurso alocado para a EMT na monta de R$ 347 milhões. Pela Carta 005/2021, de 20/04/2021, a
distribuidora solicitou o diferimento da totalidade disponibilizada, correspondendo a um redutor tarifário
foi de 6,76%; e
f) Diferimento de Parcela B: Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito
nas tarifas, pela Carta nº 05/2021, a EMT propôs também um diferimento de R$ 200 milhões de parcela

de 15
B, cujo impacto representa um redutor de 3,90% nas tarifas. Tal valor será revertido à distribuidora no
processo tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA.
25. Outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, é a
evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (65,67%) e as variações do IGPM (119,39%) e do IPCA (73,27%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
683,50
636,28
626,84
568,25
507,65 498,27
475,73 465,20
412,57 423,59
381,07
341,87 342,82
Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste Reajuste Reajuste

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
26. A tabela abaixo 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. Veja-se:

de 15
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 871.073,81 | 8.605.933,07 | 9.477.006,87 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 615.142,41 | 6.544.920,99 | 7.160.063,40 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (63.578,24) | 516.790,31 | 453.212,07 |
| Subsídio Rural | 1.353.657,32 | 6.475.363,98 | 7.829.021,31 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 1.695.704,92 | 3.431.417,09 | 5.127.122,01 |

Total 4.472.000,22 25.574.425,44 30.046.425,66

de 15
III. D I R E I T O
27. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:
a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d)
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº
003/1997-ANEEL.
IV. D I S P O S I T I V O
28. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005024/2020-01, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual ("RTA") das tarifas da Energisa
Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A. ("EMT"), a vigorar a partir de 22 de
abril de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de
8,90%, sendo 10,36% para os consumidores em Alta Tensão ("AT") e 8,34% para
os consumidores em Baixa Tensão ("BT"), e demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição ("TUSD") e as Tarifas de
Energia Elétrica ("TE") aplicáveis aos consumidores e usuários da EMT;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão ("DIT") de uso exclusivo;
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético ("CDE") a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica ("CCEE") à EMT, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária;
(v) RECONHECER o direito da EMT ao valor, a ser calculado no âmbito do processo
tarifário de 2022, conforme mercado faturado e correção pela SELIC,

de 15
correspondente à diferença de arrecadação da receita tarifária, associada à
prorrogação das tarifas estabelecidas na Resolução Homologatória ("REH") nº
2.829, de 2021, no período entre 8 e 21 de abril de 2021; e
(vi) RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente do diferimento da
componente financeiro relativo à Parcela B, no processo tarifário de 2021, no valor
de R$ 200.000.00,00 (duzentos milhões de reais), que deverá ser atualizado pelo
IPCA.
Brasília, 22 de abril de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor