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 
Energia S.A., 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.
  Resultado da Revisão Tarifária Periódica da    
  , 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.      

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

Pág 3 de 19 
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. 
 
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 
2,49%
3,47%
6,88%
0,03%
2,44%
-0,24%
-5,96%
9,10%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita Requerida 
(R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
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%

Pág 5 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.

Pág 6 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 067/2021-
SRD/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%.

Pág 7 de 19 
 
 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.  
Custo Operacional
Processo Anterior
Efeito Custo
Operacional
Custo Operacional
Revisão
100,0%
3,3%
103,3%

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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. 
 
Gráfico 4. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 9,6%
36,2%
126,6%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
0,7%
16,5%
115,8%

Pág 9 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

Pág 10 de 19 
   
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. 
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%

Pág 11 de 19 
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.

Pág 13 de 19 
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.  
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
1 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. 
Custo de       
Distribuição
29,2%
Custo de            
Energia
43,6%
Custo de     
Transmissão
11,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
PROINFA
1,4%
CDE
10,9%
ESS/EER
1,6%
Outros
1,0%
Impostos
14,9%
Custo de       
Distribuição; 
20,3%
Custo de            
Energia; 
30,3%
Custo de     
Transmissão
; 8,2%
Encargos          
Setoriais; 
10,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,4%
ICMS; 
25,0%
PIS/COFINS; 
5,5%
Tributos; 
30,5%

Pág 14 de 19 
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%.  
 
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.”  
453,52
445,25
364,48
371,56
392,88
488,99
501,10
506,80
501,47
507,38
565,18
595,83
627,73
668,95
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Revisão
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
COVID
2020
Revisão
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Pág 15 de 19 
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.

Pág 16 de 19 
 
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.

Pág 17 de 19 
 
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.

Pág 18 de 19 
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$) 
2016 
391.118 
1.052.131,11 
2017 
271.395 
679.453,73 
2018 
318.787 
1.072.404,15 
2019 
329.651 
1.110.192,68 
2020 
585.223 
3.422.161,51 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
III – DIREITO 
49. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: a) Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; c) Lei nº 9.074, de 7 de 
julho de 1995.;d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de 
Regulação Tarifária – Proret; f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no 
Sistema Elétrico Nacional – Prodist; g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 
040/1999. 
IV – DISPOSITIVO 
50. 
Com base na legislação vigente, no Contrato de Concessão nº 040/1999, no que constam 
dos Processos nº 48500.004624/2020-43 e  nº 48500. 006071/2020-63, voto: 
a) pela aprovação do resultado da revisão tarifária periódica da EMG, a vigorar a partir de 
22/06/2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 9,10%, 
sendo de 12,96%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
8,11%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
b) pela fixação as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica 
– TE aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária;
  Ano      Nº de Compensações      Compensação (R$)  
        391.118      1.052.131,11  
        271.395      679.453,73  
        318.787      1.072.404,15  
        329.651      1.110.192,68  
        585.223      3.422.161,51  

Pág 19 de 19 
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 
Injetada 
10,7850% 10,7850% 
10,7850% 
10,7850% 
Perdas Não Técnicas sobre 
Mercado BR 
0,3740% 
0,3740% 
0,3740% 
0,3740% 
Brasília, 22 de junho de 2021 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor
  2022  2023  2024  2025
Perdas Técnicas sobre Energia
Injetada  10,7850%  10,7850%  10,7850%  10,7850%
Perdas Não Técnicas sobre
Mercado BR  0,3740%  0,3740%  0,3740%  0,3740%