REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2884/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado da revisão tarifária periódica, as tarifas de energia e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A - EMG.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-06-22
Autor: ANEEL

22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,
Brasília, 22/06/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.004624/2020-43 e 48500.006071/2020-63 (DEC e FEC)
INTERESSADO: EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A.
RELATOR: Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto
RESPONSÁVEIS: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT e SUPERINTENDÊNCIA DE
REGULAÇÃO DOS SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO – SRD
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica da EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de
S.A.,
Energia a vigorar a partir de 22/06/2021, e definição dos 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 2022 a 2026, após análise
das contribuições recebidas na Consulta Pública nº 8/2021.
I – RELATÓRIO
1. O Contrato de Concessão de Distribuição nº 040/1999, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da EMG - Energisa Minas Gerais -
Distribuidora de Energia S.A., estabelece a data de 22/06/2021 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 23 de novembro de 2020, o Processo foi distribuído, por sorteio e de forma antecipada,
à minha relatoria.
4. Em 23 de março de 2021 foi instaurada a Consulta Pública - CP nº 8/2021, com o objetivo
de discutir com a sociedade a proposta de revisão tarifária. O período de contribuições se estendeu até
07 de maio de 2021, sendo que foi realizada Audiência Pública, por videoconferência, no dia 01 de abril
de 2021.

de 19
5. Em 24 de maio de 2021, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição –
SRD emitu a Nota Técnica nº 067/2021-SRD/ANEEL, sobre a apuração das perdas na distribuição da EMG,
e a Nota Técnica nº 063/2021-SRD/ANEEL, sobre os limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos
de unidades consumidoras da EMG, para o período de 2022 a 2026.
6. Em 10 de junho de 2021, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF
enviou, por meio do Memorando nº 160/2021-SFF/ANEEL, os valores solicitados para a composição da
Base de Remuneração, consolidados por meio da Nota Técnica nº 103/2021-SFF/ANEEL.
7. Em 15 junho de 2021, a proposta final da revisão tarifária foi encaminhada à EMG e ao seu
conselho de consumidores.
8. A SGT, por intermédio da Nota Técnica nº 134/2021-SGT/ANEEL, de 17 de junho de 2021,
consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica da EMG.
9. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
10. A revisão das tarifas da EMG, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,10%, sendo de 12,96%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 8,11%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
11. 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) 12,96%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 8,11%
Efeito Médio AT+BT 9,10%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

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12. A diferença de efeitos entres os grupos de consumo se deve à variação dos itens de custos
que compõem a tarifa e as novas tarifas de referência (TRs) calculadas nas revisões tarifárias. Quanto aos
custos destaca-se o aumento dos custos de transmissão e de distribuição, que tem impacto mais
significativos nos consumidores de alta tensão, já quanto as novas TRs destaca-se o custo médio de
construção de redes que teve maiores aumentos, comparados a revisão de 2016, na alta e na média
tensão.
13. O efeito médio de 9,10% decorre: (i) do reposicionamento econômico (itens de Parcela A
e B), com efeito tarifário de 15,30%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de -0,24%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o
impacto de -5,96%.
14. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
9,10%
6,88%
3,47%
2,49% 2,44%
0,03%
-0,24%
-5,96%

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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
15. 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 EMG

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Receita Receita Requerida Participação
Variação Participação

Verificada (R$) (R$) na Receita
na Revisão

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] | 542.602.359 | 644.004.527 | 18,7% | 12,86% | 70,8% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 115.553.250 | 135.190.820 | 17,0% | 2,49% | 14,9% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 1.274.476 | 1.264.295 | -0,8% | -0,00% | 0,1% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 81.697.750 | 78.722.429 | -3,6% | -0,38% | 8,7% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 13.432.176 | 0,0% | 1,70% | 1,5% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | 0 | 6.580.674 | 0,83% | 0,7% |  |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 14.012.189 | 14.220.289 | 1,5% | 0,03% | 1,6% |
| PROINFA | 11.203.664 | 12.872.114 | 14,9% | 0,21% | 1,4% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 7.365.171 | 8.098.844 | 10,0% | 0,09% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 80.172.034 | 107.500.776 | 34,1% | 3,47% | 11,8% |
| Rede Básica | 14.992.732 | 20.971.548 | 39,9% | 0,76% | 2,3% |
| Rede Básica Fronteira | 3.718.302 | 3.716.632 | 0,0% | -0,00% | 0,4% |
| Rede Básica ONS (A2) | 639.463 | 384.057 -39,9% | -0,03% | 0,0% |  |
| MUST Itaipu | 4.143.834 | 5.643.297 | 36,2% | 0,19% | 0,6% |
| Transporte de Itaipu | 6.362.925 | 7.594.620 | 19,4% | 0,16% | 0,8% |
| Uso do sistema de distribuição | 50.314.777 | 69.190.623 | 37,5% | 2,39% | 7,6% |
| Custos de Aquisição de Energia | 342.487.386 | 396.712.787 | 15,8% | 6,88% | 43,6% |
| Receitas Irrecuperáveis | 4.389.690 | 4.600.144 | 4,8% | 0,03% | 0,5% |
| PARCELA B | 245.931.615 | 265.151.403 | 7,8% | 2,44% | 29,2% |
| Custos Operacionais | 147.638.214 | 152.583.561 | 3,3% | 0,63% | 16,8% |
| Anuidades | 23.008.035 | 26.465.427 | 15,0% | 0,44% | 2,9% |
| Remuneração | 51.413.952 | 65.094.638 | 26,6% | 1,73% | 7,2% |
| Depreciação | 30.726.918 | 35.567.552 | 15,8% | 0,61% | 3,9% |
| UD+ER+OR | (6.855.504) | (14.559.775) 112,4% | -0,98% | -1,6% |  |
| RT considerando a varição tarifária da RTE | 788.533.975 | 909.155.930 | 15,30% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (1.900.560) | -0,24% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 36.540.594 | 4,63% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 9.655.618 | 1,22% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 16.488.407 | 2,09% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.298.194) | -0,16% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.060.812) | -0,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (1.042.169) | -0,13% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (5.303.725) | -0,67% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (133.533) | -0,02% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (2.939.783) | -0,37% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 281.721 | 0,04% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 36.233.402 | 4,60% |  |  |  |
| Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniversário | 920.363 | 0,12% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 3.249.148 | 0,41% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (7.340.564) | -0,93% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (2.181) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (28.341.529) | -3,59% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (331.418) | -0,04% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (103.908) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (60.808) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (36.164.673) | -4,59% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.071.832) | -0,52% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (9.092.042) | -1,15% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (205.914) | -0,03% |  |  |  |
| Conta Covid - Postergação | (1.106.408) | -0,14% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 | (419.496) | -0,05% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (3.496.486) | -0,44% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - RB Fronteira | 62.757 | 0,01% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Must Itaipu | (783.697) | -0,10% |  |  |  |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Transporte de | (2.033.402) | -0,26% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -5,96%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,10%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

de 19
16. O reposicionamento econômico de 15,30% é derivado das variações de custos da Parcela
A e da Parcela B.
Parcela A
17. 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 70,8% dos custos da concessionária, variou em 18,7%,
o que representa um impacto tarifário de 12,86%.
18. Os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 2,49%. Destaca-se, que, a
partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, conforme disposto no
Decreto n. 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira para alívio do caixa das
distribuidoras em 2020. Os efeitos, neste processo, referente a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid
TUSD são, respectivamente, de 0,83% e 1,70%.
19. Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de 3,47%. Sobre esse item,
destaca-se a aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) e as novas Receitas
Anuais Permitidas (RAP) das concessionárias de transmissão, conforme Resoluções Homologatórias nº
2.725 e nº 2.726, ambas de julho de 2020. Houve também impacto relevante do CUSD, impactado pelas
novas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) da Light e da Cemig.
20. As receitas irrecuperáveis variaram 4,8% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,03% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a EMG e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada
a cobertura das receitas irrecuperáveis.
21. Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 6,88%. Contribuiu para esse
efeito a atualização das tarifas de repasse dos contratos bilaterais, em sua totalidade vinculado à variação
do IGPM.

de 19
Perdas Regulatórias
22. 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 10,79% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 067/2021SRD/ANEEL.
23. 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.
No caso da EMG, conforme regra definida no Proret, o ponto de partida foi estabelecido em -0,37% sobre
o mercado de baixa tensão faturado, porém sem trajetória de redução.
Custos da Parcela B
24. 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. A Parcela B representa 29,2% dos custos da concessionária e variou em 7,8%, o que
representa um impacto tarifário de 2,44%
25. 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.
26. A aplicação da metodologia indicou a aumento dos custos regulatórios ao longo do ciclo,
porém o conjunto do índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade fizeram
com que os custos operacionais ficassem apenas levemente maiores daqueles existentes nas tarifas
atuais, com variação de 3,3% e impacto na revisão tarifária foi de 0,63%.

de 19
3,3%
103,3%
100,0%

Custo Operacional Efeito Custo Custo Operacional
Processo Anterior Operacional Revisão
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
27. 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.
28. A respeito da remuneração do capital, houve variação de 26,6% em relação aos valores
hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de 1,73%. A situação adveio
principalmente do aumento da Base de Remuneração Líquida, que passou de R$ 304,3 milhões para R$
514,9 milhões, ambos a preço de junho/21. Por outro lado, a taxa média de remuneração diminuiu desta
revisão comparadas com a de 2016. O Gráfico 3 demonstra os efeitos que explicam a variação na
remuneração de capital.

de 19
36,2%
- 9,6%
126,6%
100,0%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
29. A quota de reintegração regulatória variou 15,8% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de 0,61%. O aumento proveio da variação da Base
de Remuneração Bruta, que passou de R$ 691,3 milhões para R$ 951,0 milhões, ambos a preço de
junho/2021. Houve ainda leve redução na taxa média de depreciação em relação à última revisão tarifária
(de 3,77% para 3,74%). O Gráfico 4 demonstra ambos os efeitos.
0,7%
16,5%
115,8%
100,0%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

de 19
30. A cobertura para anuidades variou 15,0% em relação aos valores hoje contidos nas tarifas,
com impacto de 0,44% na revisão. Esse resultado proveio da revisão dos parâmetros regulatórios
adotados para o cálculo das anuidades no atual ciclo e da atualização da base de remuneração regulatória,
da qual o cálculo das anuidades depende.
31. 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.
32. 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).
33. Houve alteração na forma de tratamento das receitas de ultrapassagem de demanda e
excedente de reativos que no ciclo tarifário anterior eram contabilizadas como obrigações especiais e
nesta revisão entram como redudores da Parcela B, sendo somadas aos valores de outras receitas, de
modo que o efeito total foi de -0,98%, conforme apresentado na Tabela 2.
Componentes Financeiros
34. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da EMG:
Tabela 3. Componentes Financeiros

de 19

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 36.540.594 | 4,6% |
| CVA em processamento - Transporte | 9.655.618 | 1,2% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 16.488.407 | 2,1% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (1.298.194) | -0,2% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | (1.060.812) | -0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (1.042.169) | -0,1% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (5.303.725) | -0,7% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (133.533) | 0,0% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | (2.939.783) | -0,4% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 281.721 | 0,0% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 36.233.402 | 4,6% |
| Cálculo extraordinário de Neutralidade -Postergação da Data de Aniver | 920.363 | 0,1% |
| Ajuste CUSD | 3.249.148 | 0,4% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (7.340.564) | -0,9% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | (2.181) | 0,0% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (28.341.529) | -3,6% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia | (331.418) | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte | (103.908) | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais | (60.808) | 0,0% |
| Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (36.164.673) | -4,6% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.071.832) | -0,5% |
| Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação | (9.092.042) | -1,2% |
| Conselho de Consumidores | (205.914) | 0,0% |
| Conta Covid - Postergação | (1.106.408) | -0,1% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidor | (419.496) | -0,1% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | (3.496.486) | -0,4% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - RB | 62.757 | 0,0% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - M | (783.697) | -0,1% |
| Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 - Tra | (2.033.402) | -0,3% |
| Total | (1.900.560) | -0,24% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
35. 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.

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36. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica da SGT:
A) Reversão dos Recursos da Conta-Covid: Cuida-se da reversão dos valores transferidos para a EMG
de recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores
recebidos pela EMG 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 -
6,46%.
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 no valor de R$ 6,25 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
0,79%.
C) 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

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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$ 419 mil, 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.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
37. 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.
38. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 1 deles definido na revisão tarifária, o
que trata da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T.
39. 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 Revisão é de
0,62%.
40. 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. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da EMG é de -2,15%.
41. 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 0,11%. 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.

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42. Assim, o valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da EMG, até a próxima revisão
tarifária, será de -2,15%, acrescido dos Componentes Pd e Q que devem ser atualizados em cada processo
de reajuste.
43. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, com
e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 61.
Custo de Receitas
Custo de
Transmissão
Energia Irrecuperáveis

43,6% 11,8% 0,5% PROINFA
1,4%
CDE
10,9%
Impostos
14,9%
ESS/EER
1,6%
Custo de
Outros
Distribuição
1,0%
29,2%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Encargos Receitas
Custo de
Transmissão Setoriais; Irrecuperáveis
10,3% ; 0,4%
; 8,2%
ICMS;
25,0%
Custo de
Energia; Tributos;
30,3% 30,5%
PIS/COFINS;
Custo de 5,5%
Distribuição;
20,3%
Gráfico 6. Composição da receita com tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
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No Gráfico 6, 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 7, 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.

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44. O Gráfico 7 ilustra a evolução das tarifas B1-Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos, que variaram 47,50%, abaixo da variação do IGP-M e do IPCA no mesmo período, respectivamente
129,80% e 73,16%.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
668,95
627,73
595,83
565,18
501,10 506,80 501,47 507,38
488,99
453,52 445,25
392,88
364,48 371,56
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste Reajuste COVID Revisão

2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
45. 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 no item 5.10 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST2.
46. No Gráfico 8 é apresentado o histórico de apuração, os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL antes e após a Consulta Pública, além desses limites propostos pela distribuidora.
2 "5.10 Limites de continuidade do serviço.
5.10.1 Para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD
conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus conjuntos de unidades
consumidoras.
5.10.2 No estabelecimento dos limites de continuidade para os conjuntos de unidades consumidoras será 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; e
d) análise por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

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Em relação aos limites globais propostos para o período 2022 a 2026, a redução média anual é de 2,14%
no DEC e de 3,79%.
Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC propostos da EMG.
Fonte: Nota Técnica nº 063/2021-SRD/ANEEL.

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Gráfico 9. Histórico de apuração e limites globais de FEC propostos da EMG.
Fonte: Nota Técnica nº 063/2021-SRD/ANEEL.
47. Para avaliar a consistência dos limites globais da EMG, apresenta-se, nos Gráficos 10 e 11,
uma comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Sudeste observa-se que os
limites de DEC e FEC da EMG estão aderentes à realidade da região.

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Gráfico 10. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 063/2021-SRD/ANEEL.
Gráfico 11. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sudeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0063/2021-SRD/ANEEL.

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48. 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 EMG entre 2016 e 2020:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela EMG.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2016 | 391.118 | 1.052.131,11 |
| --- | --- | --- |
| 2017 | 271.395 | 679.453,73 |
| 2018 | 318.787 | 1.072.404,15 |
| 2019 | 329.651 | 1.110.192,68 |
| 2020 | 585.223 | 3.422.161,51 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III – DIREITO
49. 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 nº
040/1999.
IV – DISPOSITIVO
50. Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 040/1999, no que constam
dos Processos nº 48500.004624/2020-43 e nº 48500. 006071/2020-63, voto:
a) pela aprovação do resultado da revisão tarifária periódica da EMG, a vigorar a partir de
22/06/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,10%,
sendo de 12,96%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de
8,11%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão;
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;

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c) pelo estabelecimento do valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DIT – de uso exclusivo;
d) pela aprovação do 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;
e) pela definição dos postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta;
f) pela fixação do componente T do Fator X em -2,15%;
g) pela homologação do reajuste da tarifa de energia elétrica da Geração Distribuída – GD
decorrente do processo de desverticalização da EMG, relativa à geradora Zona da Mata
Geração S.A., em R$ 354,02 /MWh para a PCH João Camilo Pena, e em R$ 448,98/MWh
para as usinas embebidas.
h) pela fixação do referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2022,
2023, 2024 e 2025, conforme tabela abaixo:

2022 2023 2024 2025
Perdas Técnicas sobre Energia 10,7850% 10,7850% 10,7850% 10,7850%
Injetada

Perdas Não Técnicas sobre 0,3740% 0,3740% 0,3740% 0,3740%
Mercado BR
Brasília, 22 de junho de 2021
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor