VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003572/2021-79 e 48500.000833/2022-80 
 
INTERESSADO: MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
ÁREAS 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 de 2022 da MUX Energia - Muxfeldt 
Marin & Cia. Ltda, a vigorar a partir de 22/07/2022, 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 o período 
de 2023 a 2027. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição 087/2000, que regula a exploração dos 
serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da MUX Energia - 
Muxfeldt Marin & Cia. Ltda, estabelece a data de 22 de julho de 2022 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 8 de novembro de 2021, na 44ª Sessão de Sorteio Público Ordinária, o processo 
foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
As informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária foram solicitadas 
por meio do Ofício nº 32/2022-SGT/ANEEL1, de 5 de novembro de 2020, sendo que os dados foram 
encaminhados pela concessionária por meio da Ofício nº 007/20222, de 09 de março de 2022. 
 
1 Documento SIC nº 48581.001795/2020 
2 Documento SIC nº 48513.007454/2022

5. 
Pelo Memorando nº 0006/2022-SRD/ANEEL3, de 19 de janeiro de 2022, a 
Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD disponibilizou o percentual de 
perdas técnicas na distribuição a ser considerado na fase de consulta pública da MUX Energia. 
 
6. 
Em 21 de março de 2022, por intermédio do Memorando nº 32/2022-SRM/ANEEL4, 
a Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado - SRM prestou as informações 
concernentes ao contrato bilateral que a distribuidora possui com a Copel Geração. 
 
7. 
Pelo Memorando nº 84-SFF/ANEEL5, de 28 de março de 2022, para fins de abertura 
da Consulta Pública, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou os 
valores para a composição da Base de Remuneração da MUX Energia, os valores brutos 
concernentes a Outras Receitas (OR), Ultrapassagem de Demanda (UD) e Excedente de Reativos 
(ER). 
 
8. 
Em 4 de abril de 2022, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição 
– SRD, pelo Memorando nº 0081/2022-SRD/ANEEL6, enviou a apuração das perdas técnicas na 
distribuição da concessionária.  
 
9. 
Em 6 de abril de 2022, a SGT realizou reunião técnica com representares da MUX 
Energia7 para discussão da proposta de Revisão Tarifária Periódica.  
 
10. 
Em 07 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 0011/2022-SRD/ANEEL8, que 
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos 
limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da 
MUXENERGIA, para os anos de 2023 a 2027. 
 
11. 
Em 8 de abril de 2022, a SGT realizou reunião técnica com representares do Conselho 
de Consumidores da MUX Energia9 para apresentação e discussão da proposta de Revisão Tarifária 
Periódica.  
 
3 Documento SIC nº 48554.000297/2022 
4 Documento SIC nº 48580.000350/2022 
5 Documento SIC nº 48536.001067/2022 
6 Documento SIC nº 48554.000766/2022 
7 Documento SIC nº 48581.001092/2022 e 48581.001135/2022 
8 Documento SIC nº 48554.000578/2022-00 
9 Documento SIC nº 48581.001134/2022

12. 
Por fim, no dia 08 de abril de 2022, a proposta da revisão tarifária, para fins de 
abertura de consulta pública, foi encaminhada à MUX Energia e ao Conselho de Consumidores10. 
 
13. 
Por intermédio da Nota Técnica n° 42/2022–SGT/ANEEL11, também de 12 de abril de 
2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT apresentou a proposta de cálculo a ser 
submetida à Consulta Pública da Revisão Tarifária Periódica da MUX Energia. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
14. 
A revisão das tarifas da MUX Energia, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 19,83%, sendo de 23,24%, em média, para os consumidores conectados na alta 
tensão e de 17,68%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão. 
 
15. 
Importante ressaltar que as tarifas constantes desse processo, bem como a 
comparação de tarifas, e por consequência os efeitos percebidos não consideram o definido na Lei 
nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, que institui subvenção para as concessionárias de distribuição 
de energia elétrica com mercado anual menor que 350 GWh, nem a aplicação desse comando legal 
pela Resolução Homologatória nº 3.009, de 1º de fevereiro de 2022. Conforme consta no Voto de 
aprovação da REH nº 3.009/2022, a citada Lei terá instrução complementar para regular o disposto 
na referida Lei. 
 
16. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
17. 
Segundo a área técnica, a diferença de efeitos entres os grupos tarifários A e B se 
deve ao aumento de custos associados aos itens arrecadados na TUSD, que afetam fortemente 
 
10 Documento SIC nº 48581.001142/2022 
11 Documento SIC nº 48581.003572/2022 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
23,24%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
17,68%
Efeito Médio AT+BT
19,83%

consumidores livres do grupo A, como os encargos CDE Uso, Proinfa e ESS/EER, além dos custos de 
transporte. 
 
18. 
O efeito médio de 19,83% decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 12,97%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual processo tarifário, com efeito tarifário de 12,32%; e (iii) da retirada dos 
componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente 
revisão, representando -5,46% de efeito. 
 
19. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuíram para o efeito 
médio. 
 
Gráfico 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
20. 
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. 
 
21. 
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. 
 
8,17%
4,18%
0,89%
0,02%
-0,29%
12,32%
-5,46%
19,83%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2. Itens de custo da revisão tarifária da MUX Energia 
 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
22. 
O reposicionamento econômico de 12,97% é derivado das variações de custos das 
Parcelas A e B. 
 
Parcela A 
23. 
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 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
27.349.391
          
31.771.955
           
16,2%
13,26%
84,3%
Encargos Setoriais
5.971.832
             
8.695.609
              
45,6%
8,17%
23,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
36.218
                  
32.447
                   
-10,4%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
4.195.049
             
5.934.685
              
41,5%
5,22%
15,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
169.896
                
170.367
                 
0,3%
0,00%
0,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
141.728
                
140.073
                 
-1,2%
-0,00%
0,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
434.232
                
999.947
                 
130,3%
1,70%
2,7%
PROINFA
694.907
                
1.076.201
              
54,9%
1,14%
2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
299.803
                
341.890
                 
14,0%
0,13%
0,9%
Custos de Transmissão
7.990.023
             
9.385.164
              
17,5%
4,18%
24,9%
MUST Itaipu
241.105
                
268.271
                 
11,3%
0,08%
0,7%
Transporte de Itaipu
231.592
                
295.413
                 
27,6%
0,19%
0,8%
Uso do sistema de distribuição
7.517.326
             
8.821.480
              
17,3%
3,91%
23,4%
Custos de Aquisição de Energia
13.368.692
          
13.667.013
           
2,2%
0,89%
36,3%
Receitas Irrecuperáveis
18.845
                  
24.169
                   
28,3%
0,02%
0,1%
PARCELA B
5.992.799
             
5.894.899
              
-1,6%
-0,29%
15,7%
Custos Operacionais
4.131.557
             
4.043.038
              
-2,1%
-0,27%
10,7%
Anuidades
589.875
                
608.111
                 
3,1%
0,05%
1,6%
Remuneração
1.211.543
             
1.194.762
              
-1,4%
-0,05%
3,2%
Depreciação
573.765
                
591.368
                 
3,1%
0,05%
1,6%
UD+ER+OR
(513.941)
               
(542.380)
                
5,5%
-0,09%
-1,4%
RT considerando a varição tarifária da RTE
33.342.191
          
37.666.854
           
12,97%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
4.106.797
              
12,32%
CVA em processamento - Energia
2.053.227
              
6,16%
CVA em processamento - Transporte
98.469
                   
0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.079.892
              
6,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
28.011
                   
0,08%
Neutralidade de Parcela A- Energia
182.544
                 
0,55%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
372.372
                 
1,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
106.720
                 
0,32%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
5.854
                      
0,02%
Neutralidade de Créditos de Pis/Cofins
12.668
                   
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(191.596)
                
-0,57%
Previsão de Risco Hidrológico
1.655.554
              
4,97%
Ajuste CUSD
41.462
                   
0,12%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.802.562)
            
-5,41%
Conselho de Consumidores 
(80.145)
                  
-0,24%
Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021
(140.218)
                
-0,42%
Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
(315.456)
                
-0,95%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-5,46%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
19,83%

elétrica, inclusive a geração própria. A Parcela A representa 84,3% dos custos da concessionária, 
cuja variação identificada foi de 16,2%, representando um impacto tarifário 13,26%. 
 
24. 
Desse efeito da Parcela A, os custos com os encargos setoriais tiveram uma 
participação de 8,17%. Destacam-se o aumento a previsão da nova cota de CDE (Uso) de 2022 para 
a distribuidora, cujo impacto foi de 5,22%, o aumento dos ESS e EER, com impacto de 1,70%, e do 
Proinfa, com impacto de 1,14%. 
 
25. 
Já os custos de transmissão foram responsáveis pelo impacto de decorrente, do 
aumento dos montantes contratados, bem como do aumento das tarifas de uso do sistema de 
distribuição previstos. 
 
26. 
Os custos com compra de energia impactaram a revisão de 0,89%. Contribuiu com o 
aumento do custo da energia o contrato bilateral firmado com a Copel Geração Ltda, vinculado à 
variação do IPCA, e o custo de energia associada a Angra, cujas contribuições para o efeito médio 
foram respectivamente de 1,93% e 0,64%. Em contrapartida a redução prevista para o custo de 
energia associada à Itaipu e o custo da energia associada à geração própria, contribuiram para o 
efeito médio em -1,58% e -0,70%, respectivamente. 
 
 
Perdas Regulatórias 
27. 
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 6,41% em relação à energia injetada, conforme informado pela SRD/ANEEL. 
 
28. 
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.

29. 
No caso da MUX Energia, conforme regra definida no Submódulo 2.6 do Proret, 
observado o aprimoramento da metodologia aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião 
Pública Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021, o ponto de partida para o ano de 2022 foi 
estabelecido em 1,52% sobre o mercado de baixa tensão faturado, ficando estabelecida como meta 
o percentual de 1,39% ao final do ciclo. 
 
 
Receitas Irrecuperáveis 
 
30. 
A Receita Irrecuperável é a parcela esperada da receita total faturada pela empresa 
que tem baixa expectativa de arrecadação em função da inadimplência por parte dos consumidores, 
conforme previsto no regulamento. 
 
31. 
Na presente revisão, as receitas irrecuperáveis variaram 28,3% em relação aos 
valores hoje contidos nas tarifas, com impacto de 0,02% nas tarifas. Ressalta-se que o cálculo já 
observou o aprimoramento do Submódulo 2.6A, aprovado pela diretoria da Aneel na 46ª Reunião 
Pública Ordinária, ocorrida em 07 de dezembro de 2021. 
 
Custos da Parcela B 
32. 
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. 
 
33. 
A Parcela B representa 15,7% dos custos da concessionária e apresentou uma 
variação de -1,6%, o que representa um impacto tarifário de -0,29%. 
 
34. 
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.

35. 
No caso da MUX Energia, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
ligeiramente abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking. Sendo assim, mediante 
aplicação do componente T do fator X no valor de -0,06%, na presente revisão está sendo 
considerada trajetória crescente de custos operacionais ao longo do ciclo. 
 
36. 
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. 
 
37. 
A respeito da remuneração do capital, houve variação de -1,4% em relação aos 
valores hoje existentes nas tarifas, o que representou impacto tarifário de -0,05%. Essa redução 
deveu-se principalmente pela redução da taxa de remuneração regulatória WACC. O Gráfico 2 
demonstra os efeitos na remuneração de capital. 
 
Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
38. 
A quota de reintegração regulatória variou de 3,1%  em relação aos valores hoje 
existentes nas tarifas, o que representou um impacto de 0,05% nas tarifas. Este aumento se dá 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,0%
- 0,3%
98,6%

principalmente em função da variação da Base de Remuneração bruta. O Gráfico 3 demonstra os 
efeitos. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
39. 
A cobertura para anuidades variou 3,1% em relação aos valores hoje contidos nas 
tarifas, com impacto de 0,05% na revisão. Esse resultado proveio do aumento das bases de 
remuneração das quais o cálculo das anuidades depende. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
40. 
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 
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,6%
2,5%
103,1%
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
- 2,9%
6,0%
103,1%

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.  
 
41. 
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), sendo que ambas as receitas são 
contabilizadas como redutoras da Parcela B.  
 
42. 
Assim, o efeito tarifário referente a outras receitas, Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos nesta revisão tarifária foi no total de -0,09%. 
 
Componentes Financeiros 
 
43. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão da MUX 
Energia. 
 
Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
2.053.227
           
6,16%
CVA em processamento - Transporte
98.469
                 
0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.079.892
           
6,24%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
28.011
                 
0,08%
Neutralidade de Parcela A- Energia
182.544
              
0,55%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
372.372
              
1,12%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
106.720
              
0,32%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
5.854
                   
0,02%
Neutralidade de Créditos de Pis/Cofins
12.668
                 
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
(191.596)
             
-0,57%
Previsão de Risco Hidrológico
1.655.554
           
4,97%
Ajuste CUSD
41.462
                 
0,12%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.802.562)
          
-5,41%
Conselho de Consumidores 
(80.145)
               
-0,2%
Conta Escassez Hídrica - Importação julho-agosto/2021
140.217,83
-         
-0,42%
Conta Escassez Hídrica - Bônus de redução voluntária
315.456,32
-         
-0,95%
Total
4.106.797
           
12,32%

44. 
Dos componentes financeiros relacionados, destacam-se os valores da CVA, estimado 
pela concessionária, que totalizam um impacto de 12,52%, sendo 6,16% associado aos custos de 
energia e 6,24% aos custos de energia. Ressalta-se que os financeiros estimados pela distribuidora 
nessa Consulta Pública serão fiscalizados e recalculados pela ANEEL até a versão final deste processo 
 
45. 
Já com efeito negativo, destaca-se o empréstimo Setorial assossiado à Conta 
Escassez Hídrica. 
 
46. 
De acordo com as regras previstas pela Aneel, no âmbito da CP 02/2022, nos 
processos tarifários homologados entre a publicação da correspondente 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 componente financeiro 
negativo. 
 
47. 
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 31 de agosto 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 26 de abril de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário 
anterior à liberação dos recursos da operação financeira). 
 
48. 
O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de 
que trata a Resolução nº 2, de 31 de agosto 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. 
 
49. 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em 
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica12.  
 
 
12 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

50. 
Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939/2022, as 
despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de Escassez Hídrica. 
Já o Art. 9º da Resolução n° 2/2021 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. 
 
51. 
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 operacional 
total do sistema elétrico. 
 
52. 
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. 
 
53. 
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. 
 
54. 
Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078/2021 como o Decreto n° 10.939/2022 
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. 
 
55. 
Para a fase de consulta pública está sendo considerado reversão em favor da 
modicidade de todo o financiamento da Conta Escassez Hídrica previsto para a MUX Energia, com 
parcelas associadas: à Importação julho-agosto/21 no valor de -R$ 140,2 mil; e ao Programa de 
Incentivo à Redução Voluntária do Consumo no valor de -R$ 315,4 mil, as quais representam 
redução de efeitos de -0,42% e -0,95%, respectivamente.

Definição do Fator X para os Próximos Reajustes Tarifários 
56. 
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. 
 
57. 
Esse índice é constituído de três componentes, sendo apenas um deles definido na 
revisão tarifária, o que trata  da Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais – T. 
 
58. 
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 
fase da Revisão foi de 1,07%. 
 
59. 
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. E como a cobertura de custos operacionais presentes na 
tarifa está dentro do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T a ser 
aplicado nos reajustes subsequentes da MUX Energia foi de -0,06%. 
 
60. 
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 1,15%. 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.  
 
61. 
Assim, o valor do Fator X calculado nessa fase da Revião, a ser aplicado nos reajustes 
da MUX Energia, até a próxima revisão tarifária, foi de 2,23%.

62. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, 
com e sem tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 613.  
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
63. 
Um outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (85,27%) e as variações do IGP-M (144,91%) e do IPCA (82,66%) 
no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 7. 
 
 
 
13 No Gráfico 5, 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 
6, 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. 
Custo de       
Distribuição
15,7%
Custo de            
Energia
36,3%
Custo de     
Transmissão
24,9%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,9%
CDE
16,6%
ESS/EER
2,7%
Outros
1,0%
Encargos
23,1%
Custo de       
Distribuição
10,8%
Custo de            
Energia
25,1%
Custo de     
Transmissão
17,3%
Encargos          
Setoriais
16,0%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
27,8%
PIS/COFINS
2,9%
Tributos 
30,7%

Gráfico 7. Evolução da Tarifa B1 - Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 42/2022-SGT/ANEEL 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
64. 
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 
na Seção 8.2 do Módulo 8 do PRODIST14. 
65. 
No Gráfico 8 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 2023 a 2027, a 
redução média anual é de 4,44% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
 
14 “Limites de continuidade do serviço. 
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, 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. 
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, para a definição dos limites para os indicadores DEC e 
FEC. 
364,97
297,27
311,67
376,90
490,27
480,88
415,00
409,79
446,90
518,22
485,22
527,79
575,00
676,17
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Revisão
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
Revisão
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Gráfico 8. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da MUXENERGIA. 
Fonte: Nota Técnica nº 0011/2022–SRD/ANEEL. 
 
66. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da MUXENERGIA, apresenta-se, nos 
Gráficos 9 e 10, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Observa-se que os limites de DEC e FEC da MUXENERGIA estão aderentes à realidade da região.

Gráfico 9. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0011/2022–SRD/ANEEL. 
 
 
Gráfico 10. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 0011/2022–SRD/ANEEL. 
 
67. 
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 MUXENERGIA entre 2017 e 2021: 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
MUXENERGIA
COCEL
COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
UHENPAL
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
MUXENERGIA
COCEL
COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
UHENPAL

Tabela 4. Compensações efetuadas pela MUXENERGIA. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
401 
269,18 
2018 
309 
11.873,92 
2019 
137 
485,48 
2020 
183 
774,69 
2021 
2.103 
4.826,81 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
68. 
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 087/2000. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
69. 
A partir de tais argumentos, considerando o que consta dos Processos nº 
48500.003572/2021-79 e 48500.000833/2022-80, voto por instaurar consulta pública, entre 20 de 
abril de 2022 e 3 de junho de 2022, com reunião virtual em 12 de maio de 2022, para colher 
subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão Tarifária Periódica de 2022 
da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda, a vigorar a partir de 22 de julho de 2022, 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 2023 a 2027. 
 
Brasília, 19 de abril de 2022 
 
(assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA  
Diretor
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        401      269,18  
        309      11.873,92  
        137      485,48  
        183      774,69  
        2.103      4.826,81