REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3022/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referente à Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A - EMT.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-04-14
Autor: ANEEL

12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília 12/04/2022
VOTO
PROCESSO: 48500.004916/2021-67
INTERESSADOS: EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A
RELATOR: Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de
Energia S/A, a vigorar a partir de 16 de abril de 2022.
I. RELATÓRIO
A EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A é concessionária1 do
serviço público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Cuiabá/MT e atende
aproximadamente 1,56 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica
representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 6 bilhões.
2. Em 22 de abril de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da EMT, conforme
Resolução Homologatória – REH nº 2.856, de 2021, quando as tarifas foram, em média,
reajustadas em 8,90%.
3. Em 8 de novembro de 2021, o Processo foi a mim distribuído.
4. Em função da postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2020 até
21 de abril de 2021, conforme determinou a REH nº 2.829, de 2021, foi necessário no âmbito do
atual processo tarifário de 2022 o cômputo de componente financeiro específico, bem como
processamento de ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao período de 8 a 21 de abril
de 2021, conforme reportado mais adiante neste voto.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/1997-ANEEL.

5. Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação
de escassez hídrica, autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos
impactos financeiros decorrentes da implementação de medidas de enfrentamento da crise
hidroenergética e dos diferimentos aplicados nos processos tarifários anteriores à liberação dos
recursos da operação financeira.
6. Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078/2021,
sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico
decorrentes da situação de escassez hídrica.
7. Em 3 de fevereiro de 2022, a Diretoria decidiu abrir a Consulta Pública nº 02/2022
para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939.
8. Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a
Medida Provisória n° 1.078, de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta
Pública nº 02/2022.
9. Em 28 de março de 2022, a concessionária protocolou correspondência com
propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, conforme abordado no item
de componentes financeiros.
10. Na 11ª Reunião Pública Ordinária ("RPO"), realizada em 5 de abril de 2022, a
Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio da REH nº 3.020 de 2022, decidiu prorrogar a vigência
das tarifas da EMT, definidas pela REH nº 2.856, de 2021.
11. Em 30 de março de 2022, após a consolidação de todas as informações
indispensáveis, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da EMT as planilhas finais de
cálculo.

12. Em 8 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da
Nota Técnica nº 39/2022-SGT/ANEEL2, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de
2022 da distribuidora.
13. É o Relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
14. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da EMT - Energisa Mato Grosso -
Distribuidora de Energia S/A, a vigorar a partir de 8 de abril de 2022, conduz ao efeito médio a
ser percebido pelos consumidores de 22,55%, sendo 24,96%, em média, para os consumidores
em Alta Tensão – AT e 21,62%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT, conforme
apresentado na Tabela 1.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 24,96%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 21,62%
Efeito Médio AT+BT 22,55%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
15. Em relação ao efeito médio de 22,55%, esse decorre, essencialmente:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito
médio em 11,35%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste,
levando a um efeito de -2,53%; e
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo
2 SICnet nº 48581.001131/2022-00.

tarifário, que contribuíram para uma variação de 13,74%, conforme apresentado
no Gráfico 1.
22,55%
13,74%
5,58% 5,24%
0,83%
-0,31%
-2,53%

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: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
16. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:

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] | 3.679.238.521 | 4.047.275.707 | 10,0% | 6,11% | 60,3% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 852.642.017 | 1.188.855.112 | 39,4% | 5,58% | 17,7% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 9.826.901 | 10.958.557 | 11,5% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 496.110.834 | 724.226.896 | 46,0% | 3,78% | 10,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 80.985.509 | 95.279.832 | 17,7% | 0,24% | 1,4% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 63.288.927 | 54.016.078 | -14,7% | -0,15% | 0,8% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 72.647.460 | 117.279.466 | 61,4% | 0,74% | 1,7% |
| PROINFA | 82.326.073 | 131.009.500 | 59,1% | 0,81% | 2,0% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 47.272.081 | 55.885.600 | 18,2% | 0,14% | 0,8% |
| ONS | 184.232 | 199.184 | 8,1% | 0,00% | 0,0% |
| Custos de Transmissão | 475.215.210 | 456.731.765 | -3,9% | -0,31% | 6,8% |
| Rede Básica | 210.892.377 | 183.878.374 | -12,8% | -0,45% | 2,7% |
| Rede Básica Fronteira | 111.062.745 | 110.723.055 | -0,3% | -0,01% | 1,6% |
| Rede Básica ONS (A2) | 4.095.558 | 4.568.725 | 11,6% | 0,01% | 0,1% |
| Rede Básica Export. (A2) | 58.016.302 | 78.849.732 | 35,9% | 0,35% | 1,2% |
| MUST Itaipu | 31.740.296 | 27.807.435 | -12,4% | -0,07% | 0,4% |
| Transporte de Itaipu | 42.952.116 | 33.453.582 | -22,1% | -0,16% | 0,5% |
| Conexão | 15.009.960 | 16.037.484 | 6,8% | 0,02% | 0,2% |
| Uso do sistema de distribuição e CCD | 1.445.856 | 1.413.379 | -2,2% | -0,00% | 0,0% |
| Custos de Aquisição de Energia | 2.351.381.294 | 2.401.688.829 | 2,1% | 0,83% | 35,8% |
| PARCELA B | 2.348.917.235 | 2.665.053.858 | 13,5% | 5,24% | 39,7% |
| IRT | 6.028.155.756 | 6.712.329.565 | 11,35% | 100% |  |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | (152.739.816,24) | -2,53% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 165.389.383 | 2,74% |  |  |  |
| CVA em processamento -Transporte | 56.824.464 | 0,94% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 263.982.150 | 4,38% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 27.357.042 | 0,45% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 7.174.446 | 0,12% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 66.535.205 | 1,10% |  |  |  |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 305.205 | 0,01% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 130.705.950 | 2,17% |  |  |  |
| Ajuste CUSD | (5.392) | 0,00% |  |  |  |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (1.941.316) | -0,03% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (124.065.803) | -2,06% |  |  |  |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 46.518.372 | 0,77% |  |  |  |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN n° 952/2021 | (2.060.902) | -0,03% |  |  |  |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular n° 20/2021 | (920.172) | -0,02% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (58.135.794) | -0,96% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (164.464.629) | -2,73% |  |  |  |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (230.000.000) | -3,82% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento de Parcela B | 220.259.259 | 3,65% |  |  |  |
| Postergação Tarifas | 16.647.557 | 0,28% |  |  |  |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - REN n° 1.008/2022 | (546.078.190) | -9,06% |  |  |  |
| Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu | 17.600.745 | 0,29% |  |  |  |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (44.367.393) | -0,74% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 13,74%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 22,55%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
17. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 60,3% dos
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,11% 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 5,58%. Destacam-se os seguintes encargos: a CDE Uso
que variou 46,0%, impactando o efeito médio em 3,78%, o EER/ESS que variou
61,4%, representando 0,74% no efeito médio e o acréscimo do Proinfa que
variou 59,1%, impactando o reajuste em 0,81%;
b) Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -3,9% e
contribuíram para um efeito médio de -0,31%. Sobre esse item, destaca-se a
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022,
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896,
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de
05 de outubro de 2021; e
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia
representaram um efeito tarifário de 0,83%. Contribuiu significativamente para
a elevação do efeito o aumento do custo da energia proveniente dos contratos
bilaterais, com impacto de 1,27%, os quais são atualizados pelo IGP-M, como
ainda pelo reajuste dos preços dos contratos relacionados ao CCEAR Nova e
Alternativa, com impacto de 1,32%. Por outro lado, ocorreu a redução de custo
unitário da energia de Itaipu, com impacto de -2,16%, em função,
principalmente, da redução da tarifa de repasse estabelecida na Resolução
Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação àquela indicada na
Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07. Contribuiu também para o
efeito, a redução da cotação do dólar (R$ 5,59 em 2021 e R$ 5,05 em 2022).

1,27%
0,96%
0,83%
0,56%
0,36%

0,00% 0,00% 0,05%
-0,21%
-2,16%

Total CCEAR CCEAR Madeira e Cota Cotas Lei Itaipu Bilateral Geração Proinfa
Nova/Alt Nova/Alt Belo Monte Angra I e II 12.783/2013 Própria
DSP QTD
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
18. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 39,7% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 5,24% do total do
efeito médio a ser percebido pelos consumidores.
19. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril
de 2021 e março de 2022 do IGP-M (14,77%), subtraída do Fator X (1,31%), o que totaliza 13,46%.
20. 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.
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 25,85% para o ICMS e de 4,53% para o
PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 30,39% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo,
conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 43,65% (por fora) sobre o valor da conta
de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Custo de Custo de
Energia Transmissão
PROINFA
35,8% 6,8%
2,0%
CDE
Encargos
13,0%
Setorias
17,7%
ESS/EER
1,7%
Custo de Outros
Distribuição 1,0%
39,7%
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
Custo de Encargos
Transmissão Setoriais
4,7% 12,3%
Custo de
ICMS
Energia
25,9%
24,9%
Tributos
30,4%
PIS/COFINS
Custo de
4,5%
Distribuição
27,6%
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
financeiros5

21. Quanto aos componentes a serem recuperados no próximo período
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -2,53% no atual reajuste da EMT, conforme
indicado na Tabela 2.
22. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA
em Processamento – Energia, com efeito de 2,74%, em decorrência da diferença entre cobertura
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.

concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente
incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos
relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas, e a CVA em Processamento –
Encargos Setoriais, este com efeito de 4,38%, em decorrência principalmente da diferença entre
cobertura concedida da CDE no último processo tarifário e os custos efetivamente incorridos e
dos encargos EER/ESS impactado pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito.
23. Também com valor positivo, cabe citar o financeiro Reversão do Diferimento de
Parcela B, com efeito de 3,65%, em decorrência do adiamento de receita considerado no
processo de reajuste tarifário de 2021.
24. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 165.389.383 | 2,74% |
| CVA em processamento -Transporte | 56.824.464 | 0,94% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 263.982.150 | 4,38% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 27.357.042 | 0,45% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | 7.174.446 | 0,12% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 66.535.205 | 1,10% |
| Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) | 305.205 | 0,01% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 130.705.950 | 2,17% |
| Ajuste CUSD | (5.392) | 0,00% |
| Repasse de compensação DIC/FIC | (1.941.316) | -0,03% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (124.065.803) | -2,06% |
| Reversão do reperfilamento de custos de Transporte | 46.518.372 | 0,77% |
| Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN n° 952/2021 | (2.060.902) | -0,03% |
| Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular n° 20/2021) | (920.172) | -0,02% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia | (58.135.794) | -0,96% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER | (164.464.629) | -2,73% |
| Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins | (230.000.000) | -3,82% |
| Reversão do Diferimento de Parcela B | 220.259.259 | 3,65% |
| Postergação Tarifas | 16.647.557 | 0,28% |
| Empréstimo Conta Escassez Hídrica - REN n° 1.008/2022 | (546.078.190) | -9,06% |
| Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu | 17.600.745 | 0,29% |
| Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER | (44.367.393) | -0,74% |
| Total | (152.739.816) | -2,53% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
25. Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária nos últimos
anos, 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.
26. Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 19/2022-SGT/ANEEL:
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica
27. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante
a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh,
com aplicação de setembro/21 a abril/22.
28. A Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as
tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras.
29. Destaca-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa.
30. Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de
R$ 222,6 milhões, com impacto de redução de 3,69% no efeito médio do reajuste.
b) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidor migrante para o ACL
31. Por meio do Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL6, de 4 de novembro de 2021,
foi solicitado à EMT informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos
consumidores migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021

na Nota Técnica nº 237/2020-SGT/ANEEL7, de 27/11/2020. O valor correspondente informado
pela EMT, atualizado pela Selic, foi de R$ 920.172,00, com impacto de 0,02%.
c) Financeiro do Spread da Conta Covid - REN nº 952/2021
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
negativo nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da EMT, correspondendo a
R$ 2,06 milhões, resultando em redução de efeito de 0,03%.
d) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
33. Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em
Consulta Pública nº 05/2021.
34. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso
antecipado à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de
potencial crédito associado à respectiva ação judicial.
35. A EMT, por meio de correspondência, solicitou que seja considerada a reversão do
valor de R$ 230 milhões decorrente de êxito da ação judicial movida pela empresa contra a União
para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. A
inclusão do valor de R$ 230 milhões neste RTA correspondente à atenuação do efeito tarifário
em 3,82%. Vale destacar que a Concessionária ainda não aproveitou qualquer valor, tendo em
vista que a Receita não habilitou valores.
e) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de
7 Documento SIC nº 48581.001953/2020

Demanda e Excedente de Reativos ("UDER")
36. 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 2022, 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, descontados
os valores já considerados no processo tarifário de 2021, conforme valores declarados pela
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2022-SGT/SFF/ANEEL, de 7 de março de 2022.
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 44,37 milhões,
contribuindo com uma redução tarifária de 0,74%. 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 concessionária o pagamento de um
spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado.
f) Empréstimo Setorial - Conta Escassez Hídrica
37. De acordo com as regras aprovadas pela Aneel, através da REN n° 1.008/2022, nos
processos tarifários homologados entre a publicação da REN e a efetiva transferência dos valores
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a
serem recebidos do empréstimo, na forma de um como componente financeiro negativo.
38. A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os
seguintes itens: (i) Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras
Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária
do Consumo de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 2021, da CREG; (iii) Importação
de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata

o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior
à liberação dos recursos da operação financeira);
39. O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de
que trata a Resolução nº 2, de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão
do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi
incentivar os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de
escassez hídrica.
40. O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica8.
41. Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939, de
2022, as despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de
Escassez Hídrica. Já o Art. 9º da Resolução n° 2, de 2021 da CREG estabeleceu que deve ser
mantido o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão e permissão de
distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL avaliar eventuais solicitações de recomposição,
fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo contrato de concessão ou permissão e
da legislação aplicável, decorrente do Programa.
42. No caso específico da EMT, a empresa concordou com a reversão antecipada, para
os consumidores, da parcela do empréstimo referente ao Programa de Incentivo à Redução
Voluntária do Consumo, de modo que houve a inclusão de componente financeiro equivalente a
R$ 34,6 milhões, com impacto no processo tarifário equivalente a -0,57%.
43. Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o
ONS a despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição
a partir da Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde
que alocável na carga e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo
8 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

operacional total do sistema elétrico.
44. Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias
operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da
governabilidade do Sistema Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia.
45. Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências
dos meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando
valor da ordem de R$ 790 milhões.
46. Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078, de 2021, como o Decreto n° 10.939,
de 2022, possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário
anterior à liberação dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no
cronograma estimado de conclusão da operação e no cronograma dos processos tarifários, a
data limite para a inclusão de novos diferimentos seria referente aos processos tarifários até 8
de abril de 2022.
47. Em 28 de março de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente
com propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica 9, com Parcela de
diferimento de energia de -R$492,12 milhões e Importação julho-agosto/21 de -R$19,36 milhões,
representando redução de efeitos de -8,16% e -0,32%, respectivamente.
48. Todas as medidas de mitigação fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL
em conjunto com as concessionárias, visando mitigar impactos tarifários ainda mais elevados
diante do cenário de pandemia (Covid-19), com consequentes impactos econômicos na renda e
emprego.
Neutralidade e Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto nº 10.665/2021
9 Carta ENERGISAMT/VPR-ANEEL/Nº018/2022, SIC: 48513.009215/2022.

49. No processo tarifário de 2021 da EMT foi incluído um componente financeiro negativo de
R$ 347 milhões, referente à utilização e alocação do Saldo Positivo da Conta Comercialização da
Energia Elétrica de Itaipu e respectivos excedentes financeiros extraordinários, em favor da
modicidade tarifária, nos termos do Decreto nº 10.665, de 2021, e conforme valores e condições
aprovadas pela REH nº 2.969, de 2021.
50. De acordo com Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL, o tratamento a ser dado nos
processos tarifários subsequentes envolve a apuração e o repasse da Neutralidade do
componente financeiro negativo incluído em 2021, bem como a avaliação da diferença entre o
montante total de recursos recebido até então da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu
e o valor incluído no processo tarifário de 2021.
EMT,

51. No caso da foi recebido até o momento o valor de R$ 308,18 milhões, valor este
inferior ao componente financeiro incluído no processo tarifário de 2021, o que implicou em uma
reversão da parcela de recursos não recebida da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu,
conforme fórmula 5 da Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL.
52. Dessa forma, neste processo tarifário estão sendo incluídos os componentes financeiros
de Neutralidade e Ajuste do financeiro de Itaipu decorrente do Decreto nº 10.665/2021, com
valores de R$ 22,65 milhões e de R$ 40,25 milhões, respectivamente.

Evolução da Tarifa B1
53. Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da
Concessionária nos últimos 10 anos (94,8%) comparada com as variações do IGP-M (143,9% ) e
do IPCA (81,4%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
825,12
683,50
626,84
568,25 636,28
498,27
507,65
475,73 465,20
423,59
381,07
341,87
342,82
Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste COVID Reajuste Reajuste

2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
54. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de abril/2022 a março/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 abril/2021 a março/2022 e leva em consideração o provimento de diferenças
devidas à postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 8 a 21 de abril de 2021.

Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE

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

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 1.162.941 | 13.674.696 | 14.837.637 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 89.386 | 7.573.287 | 7.662.673 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (6.005) | 302.093 | 296.088 |
| Subsídio Rural | (230.242) | 3.720.551 | 3.490.310 |
| Subsídio Irrigante/Aquicultor | (339.487) | 3.391.020 | 3.051.533 |
| Total | 676.594 | 28.661.647 | 29.338.241 |

III. D I R E I T O
55. 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
56. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004916/2021-67, voto
por EMITIR Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da
EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A, a vigorar a
partir de 16 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido
pelos consumidores de 22,55%, sendo 24,96% para os consumidores em
Alta Tensão – AT e 21,62% 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; e
(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.
Brasília, 12 de abril de 2022.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor