REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3047/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A - EMG.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-06-22
Autor: ANEEL

22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL
Brasília, 21/06/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004914/2021-78
INTERESSADA: EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de
Energia S.A., a vigorar a partir de 22 de junho de 2022.
I. RELATÓRIO
1. A EMG é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende
cerca de 476 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
faturamento anual da ordem de R$ 874 milhões.
2. Em 22 de junho de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da EMG, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.884/2021, onde as tarifas foram, em média, reajustadas
em 9,10%.
3. Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública
Ordinária da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações
financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
4. A Concessionária, em 7 de junho de 2022, com intuito de contribuir para a
mitigação dos impactos tarifários no presente processo tarifário, decorrentes principalmente da
condição hidrológica adversa no segundo semestre de 2021, protocolou a Carta nº

ENERGISAMG/VPR-ANEEL/N°012/20221 solicitando a utilização dos recursos provenientes do
saldo da conta do Bônus de Itaipu, conforme estabelecido no Decreto nº 10.665/2021.
5. Em 15 de junho de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico (e-mail) ao
Conselho de Consumidores da EMG as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015.
6. Em 21 de junho a SGT, por meio da Nota Técnica nº 89/2022-SGT/ANEEL 2,
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022 da Concessionária, sendo que o
cálculo em questão considera a proposta de regulamentação do componente tarifário
92/2022-SGT/ANEEL3,
denominado CDE Modicidade Eletrobrás, disposta na Nota Técnica nº do
mesmo dia.
7.
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 Eletrobrás4, esta Diretoria Colegiada decidiu
anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE
Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL.
8. É o Relatório.
1 Documento SIC nº 48513.015445/2022-00.
2
Documento SIC nº 48581.001700/2022-00.
3 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00.
4 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00.

II. FUNDAMENTAÇÃO
9. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMG conduz a um efeito médio nas tarifas a
ser percebido pelos consumidores de 16,57%, sendo de 21,51%, em média, para os consumidores
conectados na Alta Tensão e de 15,19%, em média, para os consumidores conectados na Baixa
Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 21,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 15,19%
Efeito Médio AT+BT 16,57%
10. O efeito médio de 16,57% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A
e B, contribuindo para o efeito médio em 10,69% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de 4,19%; e (iii) da retirada dos componentes
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de
1,69%, conforme apresentado no Gráfico 1.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
16,57%
4,19%
3,77% 3,59%
2,46%
1,69%
0,62% 0,25%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
11. O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da
modalidade tarifária a qual pertence.
12. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio

Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 614.443.672 | 676.520.465 | 10,1% | 7,10% | 69,9% |
| Encargos Setoriais | 129.715.494 | 162.652.785 | 25,4% | 3,77% | 16,8% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.233.244 | 1.389.993 | 12,7% | 0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 75.786.887 | 117.442.763 | 55,0% | 4,76% | 12,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid) | 19.113.252 | 20.012.850 | 4,7% | 0,10% | 2,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Eletrobrás) | - | (19.890.000) | - | -2,28% | -2,1% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 13.358.700 | 14.736.731 | 10,3% | 0,16% | 1,5% |
| PROINFA | 12.497.661 | 20.367.331 | 63,0% | 0,90% | 2,1% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 7.725.750 | 8.593.116 | 11,2% | 0,10% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 106.033.139 | 111.456.328 | 5,1% | 0,62% | 11,5% |
| Rede Básica | 20.843.491 | 18.011.682 | -13,6% | -0,32% | 1,9% |
| Rede Básica Fronteira | 3.585.988 | 4.292.262 | 19,7% | 0,08% | 0,4% |
| Rede Básica ONS (A2) | 527.139 | 526.300 | -0,2% | 0,00% | 0,1% |
| MUST Itaipu | 5.301.377 | 4.895.140 | -7,7% | -0,05% | 0,5% |
| Transporte de Itaipu | 7.134.472 | 5.890.129 | -17,4% | -0,14% | 0,6% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 68.640.672 | 77.840.815 | 13,4% | 1,05% | 8,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 374.211.609 | 395.725.884 | 5,7% | 2,46% | 40,9% |
| Receitas Irrecuperáveis | 4.483.430 | 6.685.467,46 | 49% | 0,25% | 0,7% |
| PARCELA B | 259.823.579 | 291.198.452 | 12,1% | 3,59% | 30,1% |
| IRT | 874.267.251 | 967.718.917 | 10,7% | 10,69% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 36.659.096 | 4,19% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 26.285.308 | 3,01% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 1.158.016 | 0,13% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 35.301.736 | 4,04% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 4.336.251 | 0,50% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.576.568) | -0,18% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 1.611.163 | 0,18% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 5.786.958 | 0,66% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 313.396 | 0,04% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 3.023.509 | 0,35% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 341.199 | 0,04% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 21.600.841 | 2,47% |  |  |  |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 6.746.505 | 0,77% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 1.410.750 | 0,16% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (692.099) | -0,08% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (37.799.035) | -4,32% |  |  |  |
| Conta Escassez Hídrica | (8.717.766) | -1,00% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (92.790) | -0,01% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular | (189.374) | -0,02% |  |  |  |
| Bônus de Itaipu | (22.188.903) | -2,54% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 1,69%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 16,57%
13. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 69,9% dos
7,10%
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por pontos
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens
mais representativos.

14. O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de
3,77%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,76%.
Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 0,90%.
15. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,28% associada à
nova CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota
Técnica 92/2021-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada.
16. Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 0,62%. Sobre esse
item, destaca-se o aumento das novas tarifas vinculadas aos Contratos de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD – junto à Light, Cemig e ENF, que contribuíram para o efeito médio em 1,05%.
17. Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 2,46%.
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos Bilaterais,
que são atualizados pelo IGP-M, com impacto de 2,87%. Em contrapartida, a redução dos custos
com o contrato de Itaipu provocou uma redução de -1,53% nos custos de energia, essa variação
é resultado da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na
REH nº 3007, de 23 de dezembro de 2021, e da redução da cotação do dólar em relação àquela
considerada no último processo tarifário.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
2,87%
2,46%
0,48%
0,17% 0,22%

0,14% 0,08% 0,03%
-1,53%

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
18. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,1% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,59% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho
de 2021 e maio de 2022 do IPCA, de 11,73%, subtraída do Fator X, de -2,27%, o que totaliza
14,01%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos
(ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
20. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita
da Distribuidora (sem5 e com tributos 6), os Gráficos 2 e 3 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.
5 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.
6 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,6% para o ICMS e de 3,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a
fatura (total de 27,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que
representa a majoração de 38,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de Encargos
Transporte Setoriais
Receitas
11,5% 16,8%
Irrecuperáveis
0,7%
Custo de
Energia
Custo de
40,9%
Distribuição
30,1%
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos

Custo de Encargos Receitas
Setoriais;
Transmissão Irrecuperáveis

; 8,3% 12,1% ; 0,5%
ICMS;
24,6%
Custo de
Energia; Tributos;
29,5% 27,7%
PIS/COFINS;
Custo de
3,1%
Distribuição;
21,7%
21. Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em 4,19% no atual reajuste da EMG, conforme indicado
na Tabela 3.
7 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.

22. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos
Setoriais, com 4,04%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao
longo de 2021.
23. Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste
de 3,01%, 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 | 26.285.308 | 3,01% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.158.016 | 0,13% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 35.301.736 | 4,04% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 4.336.251 | 0,50% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.576.568) | -0,18% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | 1.611.163 | 0,18% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 5.786.958 | 0,66% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 313.396 | 0,04% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 3.023.509 | 0,35% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 341.199 | 0,04% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 21.600.841 | 2,47% |
| Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE | 6.746.505 | 0,77% |
| Ajuste CUSD | 1.410.750 | 0,16% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (692.099) | -0,08% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (37.799.035) | -4,32% |
| Conta Escassez Hídrica | (8.717.766) | -1,00% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (92.790) | -0,01% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício | (189.374) | -0,02% |
| Bônus de Itaipu | (22.188.903) | -2,5% |
| Total | 36.659.096 | 4,19% |

24. Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa 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.
25. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 89/2022-SGT/ANEEL:
a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
26. Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da
Medida Provisória n° 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 n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022.
27. O Despacho n° 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 n° 10.939/2022. Para a EMG
foram repassados R$ 8.717.765,72, valor que foi considerado como componente financeiro para
atenuar o efeito do atual processo tarifário em -1,00%.
b) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu.
28. Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base
no que consta no 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização
da Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio
e o crédito do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em
função da utilização desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do
Decreto 11.027/2022.

29. Pela Carta ENERGISAMG/VPR-ANEEL/N°012/20228, de 07 de junho de 2022, e em
atendimento ao Artigo 16 do citado Decreto, a EMG formalizou o interesse em diferir os
pagamentos à ENBPar provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu.
30. A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras.
Segundo os critérios de rateio, os recursos alocados para a EMG alcançam a monta de R$
22.188.902,83, cuja aplicação, na forma de um componente financeiro negativo, resultou em
uma atenuação tarifária de -2,54%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos, os critérios de
alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade tarifária,
bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constarão no processo
nº 48500.001671/2021-16.
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL.
31. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL 9, de 4 de novembro de 2021, foi
solicitado à EMG informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota
Técnica nº 237/2020-SGT/ANEEL10, de 27/11/2020. O valor correspondente informado11 pela
EMG foi de R$ 189.374,49, considerado no rol de financeiros negativos (-0,02%).
c) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid.
32. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021ANEEL, dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro
8 Documento SIC nº 48513.015445/2022-00.
9
Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
10 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.
11 Documento SIC nº 48581.001631/2022-00.

negativo nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da EMG, correspondendo a
R$ 92.790,35, resultando em redução de efeito de -0,01%.
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
33. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de junho/2022 a maio/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 junho/2021 a maio/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 59.998 | 2.033.291 | 2.093.288 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 282 | 1.705.785 | 1.706.067 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | 1.648 | 75.634 | 77.282 |
| Subsídio Rural | (304.787) | 617.112 | 312.325 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | 2.227 | 32.302 | 34.530 |
| Total | (240.632) | 4.464.124 | 4.223.492 |

IV. DIREITO
34. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei
nº 9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; e vi) e
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 040/1999-ANEEL.
V. DISPOSITIVO
35. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004914/202178, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EMG, a vigorar
a partir de 22 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido

pelos consumidores de 16,57%, sendo 21,51% para os consumidores em alta
tensão e 15,19% 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 EMG;
c) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia
Elétrica – CCEE à EMG, de modo a custear os descontos retirados da estrutura
tarifária;
Brasília, 21 de junho de 2022.
(assinatura digital)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor