AAP - AVISO DE AUDIÊNCIA PÚBLICA 019
Tipo de documento: voto
Ementa: Comunica aos interessados que foi aberta a Audiência Pública, no dia 9 de fevereiro de 2023, com a realização de reunião presencial na cidade de Campinas, (SP), com objetivo de obter subsídios para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica Energisa Mato Grosso Distribuidora de Energia S.A, a vigorar a partir de 08 de abril de 2023, e definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para 2024 a 2028.
Assunto: Aviso
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-12-14
Autor: SMA/ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.006881/2022-21 e 48500.008250/2022-05 (DEC e FEC)
INTERESSADO: Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A (EMT).
RELATOR: Diretor Ricardo Lavorato Tili
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos
Serviços de Distribuição – SRD.
ASSUNTO Proposta de abertura de Consulta Pública para colher subsídios e informações para aprimorar
a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica da Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A.,
a vigorar a partir de 08/04/2023, e definir os correspondentes limites dos indicadores de continuidade de
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para 2024 a 2028.
I. RELATÓRIO
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 3/1997, que regula a exploração dos serviços
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Energisa Mato Grosso - Distribuidora
de Energia S.A., estabelece 08 de abril de 2023 como data da realização da Revisão Tarifária Periódica da
Concessionária.
2. As metodologias aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de
Distribuição de Energia Elétrica estão contidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação
Tarifária – Proret, que tratam do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária.
3. Em 5 de setembro de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 35/2022, o presente
processo foi distribuído a minha relatoria.
4. As informações relativas ao cálculo das perdas técnicas regulatórias foram prestadas pela
SRD1 em 1º de dezembro de 2022.
5. A Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, em 08 de dezembro de
Concessionária2.
2022, informou os valores referentes à Base de Remuneração da
1 48554.002872/2022-00 - Memorando nº 359/2022-SRD/ANEEL.
2 48536.004538/2022-00 -
Memorando nº 346/2022-SFF/ANEEL.

6. A Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD, em 8 de dezembro
de 2022, apresentou proposta para a fixação dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de
unidades consumidoras da EMT, para o período de 2024 a 20283.
7. Em 6 de dezembro de 2022, a SGT se reuniu com a Concessionária para discussão da
proposta preliminar de cálculo da Revisão Tarifária.
8. Em 12 de dezembro de 2022, a proposta preliminar da Revisão Tarifária foi encaminhada
ao Conselho de Consumidores, o qual não manifestou resposta à convocação feita pela SGT para reunião
inicial.
9. A SGT, em 08 de dezembro de 2022, submeteu à Diretoria Colegiada a proposta de revisão
da EMT4.
10. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
Revisão Tarifária Periódica
11. A revisão das tarifas da EMT, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz ao efeito
médio a ser percebido pelos consumidores de 9,36%, sendo de 8,54%, em média, para os consumidores
conectados na alta tensão e de 9,71%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.
12. 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) 8,54%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 9,71%
Efeito Médio AT+BT 9,36%
Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.
13. O efeito médio de 9,36% decorre: a) do reposicionamento dos itens de custos das Parcelas
A e B, com efeito tarifário de 3,16%; b) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual
processo tarifário, com efeito tarifário de 2,93%; e c) da retirada dos componentes financeiros
estabelecidos no último processo tarifário, realizado em abril de 2022, que vigoraram até a presente
revisão, que representam o impacto de 5,17%.
14. O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio.
3 48554.002890/2022-00 - Nota Técnica n° 81/2022-SRD/ANEEL.
4 48581.002726/2022-00 - Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.

9,36%
5,17%
3,09% 2,79%
0,83% 1,03%
-3,55%

Encargos Custos de Custos de Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transmissão Aquisição de Financeiros Financeiros Consumidor
Energia Anteriores
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente
Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.
15. O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes.
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com a variação
entre os valores atuais e os estabelecidos na revisão, a contribuição de cada item para o efeito médio
calculado, e a participação de cada valor na composição da receita da concessionária.

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da EMT

Receita Participação Participação

Descrição Receita Verificada (R$) Variação
Requerida (R$) na Revisão na Receita

| PARCELA A | 4.136.546.357 | 4.597.563.025 | 11,1% | 6,71% | 64,9% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 1.218.412.918 | 1.430.747.648 | 17,4% | 3,09% | 20,2% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 11.264.047 | 9.886.789 | -12,2% | -0,02% | 0,1% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 743.251.039 | 760.155.325 | 2,3% | 0,25% | 10,7% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 97.782.662 | 95.279.832 | 0,0% | -0,04% | 1,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 55.095.877 | 54.016.078 | -2,0% | -0,02% | 0,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | (13.242.790) | 0,0% | -0,19% | -0,2% |  |
| Conta de Desenv. Energético –Conta Escassez | - | 192.382.663 | 0,0% | 2,80% | 2,7% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 119.623.921 | 159.891.643 | 33,7% | 0,59% | 2,3% |
| PROINFA | 135.015.336 | 111.360.526 | -17,5% | -0,34% | 1,6% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 56.175.252 | 60.818.397 | 8,3% | 0,07% | 0,9% |
| ONS | 204.783 | 199.184 | -2,7% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 469.529.613 | 526.331.742 | 12,1% | 0,83% | 7,4% |
| Rede Básica | 192.160.998 | 249.620.983 | 29,9% | 0,84% | 3,5% |
| Rede Básica Fronteira | 113.892.335 | 143.034.794 | 25,6% | 0,42% | 2,0% |
| Rede Básica ONS (A2) | 4.568.725 | 2.872.641 | -37,1% | -0,02% | 0,0% |
| Rede Básica Export. (A2) | 78.849.732 | 43.295.204 | -45,1% | -0,52% | 0,6% |
| MUST Itaipu | 28.363.314 | 28.434.716 | 0,3% | 0,00% | 0,4% |
| Transporte de Itaipu | 34.199.463 | 41.045.331 | 20,0% | 0,10% | 0,6% |
| Conexão | 16.037.484 | 16.281.748 | 1,5% | 0,00% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição | 1.457.562 | 1.746.324 | 19,8% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.448.603.827 | 2.640.483.635 | 7,8% | 2,79% | 37,3% |
| PARCELA B | 2.730.894.599 | 2.487.097.025 | -8,9% | -3,55% | 35,1% |
| Custos Operacionais | 1.319.883.004 | 1.250.403.185 | -5,3% | -1,01% | 17,6% |
| Anuidades | 178.980.060 | 146.053.257 | -18,4% | -0,48% | 2,1% |
| Remuneração | 864.674.626 | 764.598.320 | -11,6% | -1,46% | 10,8% |
| Depreciação | 357.874.036 | 316.936.212 | -11,4% | -0,60% | 4,5% |
| Receitas Irrecuperáveis | 42.261.381 | 47.611.414 | 12,7% | 0,08% | 0,7% |
| Outras Receitas + Exc. Reativos + Ult. Demanda | (32.778.508) | (38.505.364) | 17,5% | -0,08% | -0,5% |
| Reposicionamento Tarifário | 6.867.440.956 | 7.084.660.050 | 3,16% | 100,0% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 72.791.880 | 1,03% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (69.551.210) | -0,99% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 71.822.874 | 1,02% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (57.617.160) | -0,82% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (2.291.899) | -0,03% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (37.948.045) | -0,54% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 80.858.168 | 1,15% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 253.712 | 0,00% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 188.397.706 | 2,67% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | 99.564 | 0,00% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (565.822) | -0,01% |  |  |  |
| Conselho de Consumidores | (598.111) | -0,01% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (141.377.668) | -2,00% |  |  |  |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 6.875.850 | 0,10% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (319.110.300) | -4,52% |  |  |  |
| Reversão Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 65.860.413 | 0,93% |  |  |  |
| Reversão Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | 186.317.372 | 2,64% |  |  |  |
| Spread antecipação de UDER | 8.364.181 | 0,12% |  |  |  |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | 2.010.879 | 0,03% |  |  |  |
| Financeiro CDE Eletrobras | (133.924.887) | -1,90% |  |  |  |
| Financeiro Postergação | 30.911.165 | 0,4% |  |  |  |
| Reversão Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu | 194.005.099 | 2,7% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 5,17%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 9,36%
Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.

17. O reposicionamento econômico de 3,16% é derivado das variações de custos da Parcela A
e da Parcela B.
18. 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 64,9% dos custos da concessionária, cuja variação
identificada foi de 11,1%, representando um impacto tarifário 6,71%.
19. O total dos encargos setoriais levou a uma variação no efeito médio de 5,89%. Destacamse a previsão da nova cota de CDE (Uso) para 2023, cujo impacto foi de 0,25%, a previsão de aumento dos
ESS e EER, com impacto de 0,59%, bem como a nova Cota de CDE Conta Escassez com impacto de 2,80%.
Em contrapartida tem-se o componente específico, criado a partir da desestatização da Eletrobrás,
denominado CDE Eletrobrás, com impacto de -0,19%, e a previsão do Proinfa, com -0,34% no efeito
médio.
20. Os custos de transmissão impactaram a revisão em 0,82%, cujo valor depende dos
montantes contratados no período de referência e das tarifas de uso do sistema de distribuição previstos.
Ressalta-se que foram utilizadas tarifas aprovadas para o 2022-2023.
21. Os custos de compra de energia elétrica considerados para a EMT levaram a uma variação
no efeito médio de 2,79%. Contribuiu para esse efeito as variações de montante e custos associados aos
CCEAR Nova e Alternativa, que impactaram a revisão em 0,36%, bem como às Usinas Cotistas da Lei
12.783/2013, com impacto de 1,54% no efeito médio, em razão da descotização das usinas da Eletrobrás.
22. As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as
características do sistema de distribuição da concessionária, resultando no valor de 7,6570% em relação
à energia injetada.
23. É importante relatar que a SRD informou que não foi possível proceder o cálculo das perdas
técnicas por meio da aplicação do método de estudo de fluxo de potência, em razão da qualidade dos
dados apresentados pela concessionária. Seguindo o Módulo 7 do PRODIST, o percentual de perdas
técnicas foi definido com base no valor mínimo histórico.
24. 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 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.
25. A metodologia adotada pela ANEEL para a definição dos limites de perdas não técnicas é o
da comparação do desempenho de distribuidoras que atuem em áreas de concessão com certo grau de

semelhança. Essa comparação se dá essencialmente a partir da construção de um ranking de
complexidade no combate às perdas não técnicas que busca mensurar de forma objetiva o nível de
dificuldade enfrentado por cada distribuidora para reduzir, essencialmente, as fraudes e furtos de energia
em sua área de atuação.
26. No caso da EMT, a meta definida pela metodologia de Benchmark (12,08%) é maior que o
ponto de partida obtido pela média histórica (11,93%), nesses casos, o módulo 2.6 do PRORET estabelece
que o ponto de partida deve ser a meta regulatória, de 12,08%, e não haverá trajetória de redução das
perdas regulatórias ao longo do ciclo.
27. 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 35,1% dos custos da concessionária e apresentou uma variação de -
8,9%, o que representa um impacto tarifário de -3,55%.
28. 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.
29. Os custos operacionais variaram em -5,3% contribuindo para uma redução tarifária de -
1,01%, a aplicação da metodologia indicou redução dos custos regulatórios ao longo do ciclo. Assim,
considerando-se também o índice de produtividade, agregado ao mecanismo de incentivo à qualidade e
o desconto das Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos fizeram com que
os custos operacionais ficassem menores daquele existente nas tarifas atuais.
30. 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.
31. A remuneração do capital sofreu variação de -11,6% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto de -1,46%. A situação adveio da variação da base liquida, de -
2,4%, em decorrência dos investimentos realizados pela EMT desde sua última revisão tarifária, variação
esta inferior à correção da Parcela B pelo IGPM menos o Fator X e aplicada ao crescimento do mercado
no ciclo tarifário. Um outro efeito importante foi a redução da taxa de remuneração desde a última revisão

(12,26% para 10,83%), conjugada a alteração das regras de remuneração das obrigações especiais, esses
efeitos contribuíram para uma redução 9,2% na remuneração.
- 9,2%
-2,4%
100%
88,4%

Remuneração Efeito Efeito Remuneração
Processo Anterior Remunerações Base Líquida Revisão
(WACC/RGR/OE)
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre remuneração do capital
Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.
32. A quota de reintegração regulatória variou -11,4% em relação aos valores hoje existentes
nas tarifas, o que representou um impacto nas tarifas de -0,60%. Assim como ocorreu com a base de
remuneração liquida, apesar dos investimentos incrementais realizados pela empresa ao longo do ciclo,
o crescimento da Base de remuneração Bruta foi inferior ao crescimento da Parcela B que está na tarifa
da Concessionária atualmente. Ocorre que a Parcela B é corrigida pelo IGP-M, índice este que sofreu forte
variação nos últimos anos.
-10,4%
-1,1%
100%
88,6%

Reintegração Efeito da Taxa de Efeito Reintegração
Processo Anterior Depreciação Base Bruta Revisão
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração

Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.
33. A cobertura para anuidades variou -18,4% em relação à cobertura para Anuidades quando
comparada aos valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de -0,48% nas tarifas. Esse resultado
proveio da atualização da base de remuneração regulatória, conforme a regulamentação vigente, da qual
o cálculo das anuidades depende.
34. As Receitas Irrecuperáveis variaram 12,7% em relação aos valores tarifários atuais, com
impacto de 0,08% nas tarifas. Esse resultado decorreu da revisão dos percentuais regulatórios de
inadimplência que são admitidos para a EMT e da atualização da base de cálculo sobre a qual é apurada
a cobertura das receitas irrecuperáveis.
35. Os valores arrecadados de Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos (ER),
passam a ser subtraídos da Parcela B. Os valores em questão foram computados juntamente com Outras
Receitas (OR), o que justifica o impacto nas tarifas de -0,08%.
36. Importa ressaltar, que dos valores aqui considerados foram subtraídos os valores de UDER
antecipados nos processos de reajustes tarifários nos anos de 2021 e 2022, como item de modicidade
tarifária, diante dos impactos da pandemia de COVID 19. De acordo com as Notas Técnicas dos processos
citados, foi assegurado a EMT a dedução dos valores considerados, após fiscalização da SFF, bem como o
spread de 2,8% sobre os valores, que neste processo constam como item financeiro.
37. A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos na revisão tarifária da EMT:
Tabela 3. Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (69.551.210) | -0,99% |
| CVA em processamento -Transporte | 71.822.874 | 1,02% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | (57.617.160) | -0,82% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (2.291.899) | -0,03% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (37.948.045) | -0,54% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 80.858.168 | 1,15% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 253.712 | 0,00% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 188.397.706 | 2,67% |
| Ajuste CUSD | 99.564 | 0,00% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (565.822) | -0,01% |
| Conselho de Consumidores | (598.111) | -0,01% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (141.377.668) | -2,00% |
| Neutralidade de Financeiros e Encargo Covid | 6.875.850 | 0,10% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (319.110.300) | -4,52% |
| Reversão Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | 65.860.413 | 0,93% |
| Reversão Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | 186.317.372 | 2,64% |
| Spread antecipação de UDER | 8.364.181 | 0,12% |
| Neutralidade Crédito de PIS/COFINS | 2.010.879 | 0,03% |
| Financeiro CDE Eletrobras | (133.924.887) | -1,90% |
| Financeiro Postergação | 30.911.165 | 0,44% |
| Reversão Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo d | 194.005.099 | 2,75% |
| Total | 72.791.880 | 1,03% |

Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.
38. Os componentes financeiros relacionados foram informados pela própria concessionária.
Dessa maneira, os componentes financeiros serão atualizados e validados, conforme metodologia da
ANEEL, após a incorporação e atualização do mercado faturado dos próximos meses.
39. No entanto, alguns itens merecem ser destacados, além do mencionado spread sobre a
UDER antecipado, este processo conta com a reversão da Bandeira de Escassez Hídrica, com os recursos
da também mencionada CDE Eletrobrás, não repassada ao processo tarifário em 2022, além da previsão
da compensação de créditos de PIS COFINS e da previsão da recomposição à conta de comercialização de
Itaipu, também repassada às distribuidoras como forma amenizar os efeitos da pandemia de COVID 19.
Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários
40. 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.
41. Esse índice é constituído de 3 componentes, sendo 2 deles definidos na revisão tarifária, o
que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição – Pd e o de Trajetória de Eficiência
dos Custos Operacionais – T.

42. 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
0,934%.
43. O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indica a necessidade de revisão desses
custos ao longo do ciclo tarifário. Dessa forma, o componente T a ser aplicado nos reajustes subsequentes
da EMT é de 1,873%.
44. 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 2020 e 2021, resultando em 1,06%. 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.
45. Assim, o valor do Fator X a ser utilizado nos reajustes da EMT, até a próxima revisão
tarifária, considerarão os componentes T de 1,873% e Pd de 0,934%, sendo que os componentes Q deve
ser calculado em cada processo de reajuste.
46. A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora é
mostrada no Gráfico 5.
Custo de Custo de
Energia Transmissão
PROINFA
37,3% 7,4%
1,6%
CDE
Encargos
15,4%
Setorias
20,2%
ESS/EER
2,3%
Custo de Outros
Distribuição 1,0%
35,1%
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos
Fonte: Nota Técnica nº 231/2022-SGT/ANEEL.
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC
47. 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 210 da Seção 8.2 do
Módulo 8 do PRODIST5.
48. No Gráfico 6 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2024 a 2028, a redução
média anual é de 3,78% no DEC e de 6,93% no FEC.
Gráfico 6. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da EMT.
Fonte: Nota Técnica nº 0081/2022-SRD/ANEEL.
49. Para avaliar a consistência dos limites globais da EMT, apresenta-se, nos Gráficos 7 e 8, uma
comparação com os limites das distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste. Observa-se que os
limites de DEC e FEC da EMT estão aderentes à realidade da região.
5 "210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o
seguinte procedimento:
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho
dos conjuntos semelhantes; e
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, com a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC."

Gráfico 7. Limites de DEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0081/2022-SRD/ANEEL.
Gráfico 8. Limites de FEC de distribuidoras de grande porte da região Centro-oeste.
Fonte: Nota Técnica nº 0081/2022-SRD/ANEEL.

50. 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 EMT entre 2018 e 2021:
Tabela 4. Compensações efetuadas pela EMT.
Ano Nº de Compensações Compensação (R$)

| 2018 | 1.304.540 | 15.703.080,77 |
| --- | --- | --- |
| 2019 | 2.149.220 | 33.429.500,51 |
| 2020 | 1.573.477 | 23.694.457,63 |
| 2021 | 1.964.690 | 42.003.725,66 |

Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD.
III. DIREITO
51. 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 3/1997.
IV. DISPOSITIVO
52. A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº
48500.006881/2022-21 e 48500.008250/2022-05 (DEC e FEC), voto por instaurar Consulta pública, entre
14 de dezembro de 2022 e 17 de fevereiro de 2023, com reunião presencial em 9 de fevereiro de 2023,
para colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica
Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A., a vigorar a partir de 08 de abril de 2023, e definir os
correspondentes limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora –
FEC, para 2024 a 2028.
Brasília, 13 de dezembro de 2023
(Assinado digitalmente)

Ricardo Lavorato Tili
Diretor