VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005406/2015-69 
 
INTERESSADOS: CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A 
 
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A, a vigorar a partir de 28 de 
maio de 2016. 
I. RELATÓRIO 
 
A CEMIG é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende cerca de 
8,1 milhões de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual na ordem de 
R$ 13 bilhões. 
2. 
No processo tarifário de 2015, as tarifas da CEMIG foram, em média, reajustadas em 7,07%, sendo 
este o efeito tarifário médio percebido pelos usuários da distribuidora, conforme consta da Resolução Homologatória 
nº 1.872, de 7 de abril de 2015. 
3. 
A Resolução Homologatória nº 2.037, de 5 de abril de 2016, prorrogou até 27 de maio de 2016 a 
vigência das tarifas de aplicação homologadas em 2015, em consequência da alteração da data de aniversário 
contratual da CEMIG, conforme consta do Quinto Termo Aditivo, firmado em 21/12/2015, referente à renovação dos 
Contratos de Concessão nºs 002, 003, 004 e 005/1997. 
4. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, 
de 17 de maio de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da CEMIG. 
5. 
No dia 18 de maio de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, ao Conselho de 
Consumidores da CEMIG as planilhas finais de cálculo do RTA de 2016, conforme dispõe a Resolução Normativa nº 
652, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 e 10.2 do PRORET – Procedimentos 
de Regulação Tarifária. 
                                                     
1 Ver o Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002, 003, 004 e 005/1997-ANEEL.

6. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
7. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEMIG conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 3,78%, sendo de 2,06%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 
4,63%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
8. 
O efeito médio de 3,78% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, calculado 
conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em 
processamento; e (iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação 
nos 12 meses subsequentes.  
9. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em 0,47% ao se adotarem 
como base de comparação os custos da Parcela A e da B atualmente contidos nas tarifas, sendo    -2,27% referente 
à variação de custos de Parcela A e 2,74% à variação de custos da Parcela B. 
10. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em 8,26%. Já o efeito da retirada 
dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma redução de -4,94% no atual 
reajuste. 
11. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de 3,78% [3,78% = 
0,47%+8,26%-4,94%], constituiu a conjugação dos três movimentos tarifários explicitados: 
a) IRT de 0,47% resultante da atualização dos custos de Parcela A e B; 
b) Inclusão dos demais componentes financeiros apurados no atual processo tarifário, de 8,26%; e 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
2,06%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
4,63%
Efeito Médio AT+BT
3,78%

c) Efeito da retirada dos financeiros considerados no processo ordinário anterior, de -4,94%.  
12. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente  
 
13. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
-1,75%
-0,41%
-0,11%
2,74%
8,26%
-4,94%
3,78%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio

Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,13%
-2,27%
69,96%
Encargos Setoriais
-7,00%
-1,75%
23,16%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
8,83%
0,01%
0,12%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-31,03%
-4,87%
10,77%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
15,72%
0,35%
2,59%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
10,61%
0,47%
4,87%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
128,36%
2,23%
3,95%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
6,16%
0,05%
0,86%
ONS
14,16%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
-9,22%
-0,41%
4,06%
Rede Básica
-24,34%
-0,76%
2,36%
Rede Básica Fronteira
35,27%
0,17%
0,64%
Rede Básica ONS (A2)
9,04%
0,01%
0,07%
Rede Básica Export. (A2)
353,54%
0,01%
0,01%
MUST Itaipu
12,62%
0,05%
0,45%
Transporte de Itaipu
26,21%
0,04%
0,21%
Conexão
30,58%
0,07%
0,30%
Uso do sistema de distribuição
1,36%
0,00%
0,02%
Custos de Aquisição de Energia (incluindo Proinfra)
-0,25%
-0,11%
42,73%
PARCELA B
10,00%
2,74%
30,04%
IRT considerando a variação tarifária da RTA 2015
0,47%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
8,26%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais + Neutralidade - líquida dos efeitos da RTE
0,84%
CVA em Processamento - Energia comprada - líquida dos efeitos da RTE
6,49%
CVA em Processamento - Transmissão
0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-0,20%
Neutralidade dos Encargos
1,44%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-1,93%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
0,005%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,0001%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
-0,02%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4)
0,001%
Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM
0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
-0,001%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,001%
Ajuste Liminar Abrace
2,16%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,35%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,30%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,94%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
3,78%

14. 
Os custos da Parcela A representam 69,96% dos custos da Concessionária. A variação desses 
custos representou -2,27 pontos percentuais na composição do índice de reajuste tarifário. 
15. 
O valor total dos encargos setoriais diminuiu -7,00% em comparação com os valores referentes ao 
reajuste anterior, correspondendo a um efeito tarifário médio de -1,75%. Destaca-se, principalmente, a redução do 
orçamento da CDE – USO, conforme Resolução Homologatória nº 2.018, de 2 de fevereiro de 2016, que contribuiu 
para um efeito médio de -4,87% no atual reajuste da CEMIG-D. 
16. 
Os custos com transmissão sofreram a variação de -9,22% em relação ao reajuste tarifário anterior, 
correspondendo ao efeito médio de -0,41%. A variação dos custos de Transmissão é explicada pelos seguintes 
fatores: (i) pela Parcela de Ajuste negativa que compensa déficits ou superávits de arrecadação que ocorrem no 
âmbito da apuração realizada pelo ONS em relação ao Ciclo anterior, (ii) a redução da proporção atribuída ao 
segmento de consumo no rateio do pagamento do montante a ser arrecadado por meio de TUST-RB. 
17. 
O custo de compra de energia praticamente não sofreu variação em relação ao processo anterior, 
uma vez que o efeito negativo decorrente da redução de 32,3% da nova tarifa de repasse de potência da Itaipu 
Binacional em relação à tarifa praticada em 2015 e da saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia 
da concessionária, em função do fim de seu período de suprimento, foi neutralizado pelo aumento dos demais 
contratos do mix da distribuidora, como, por exemplo, os contratos de energia nova de CCEARs por disponibilidade e 
os contratos de cotas pela Lei n. 12.783/2013. 
18. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 demonstra a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao RTA 2015.

Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Nota Técnica no 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
Fonte: Nota Técnica no 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
19. 
Os custos da Parcela B representam 30,04% dos custos da Concessionária. Seu incremento 
correspondeu a 2,74% do total do efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
 
20. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92%, no 
período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e do reajuste atual (maio/2016), descontado o 
Fator X, de 1,93%. 
-0,11%
0,05%
-0,30%
1,10%
0,40%
-0,78%
-0,25%
0,02%
0,33%
0,84%
-2,19%
0,67%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
 Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
 Ajuste - CCEAR
 Madeira e Belo Monte
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Itaipu
Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
227.181,40
236.365,50
4,04%
340,72
367,60
7,89%
Existente - CCEAR-QTD
1.458.859,20
145.017,79
-90,06%
207,64
175,39
-15,54%
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
7.982.263,08
9.372.735,43
17,42%
242,82
249,93
2,93%
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
4.105.060,69
4.340.952,70
5,75%
156,23
170,56
9,17%
Ajuste - CCEAR
542.630,45
0,00
-100,00%
388,18
0,00
-100,00%
Madeira e Belo Monte
1.596.962,03
2.544.221,23
59,32%
117,14
124,81
6,55%
Bilateral
2.204.631,91
1.394.416,80
-36,75%
198,27
212,02
6,94%
Cota Angra I e Angra II
1.058.884,67
1.078.934,77
1,89%
162,09
206,29
27,27%
Cotas Lei n º 12.783/2013
7.885.156,92
8.688.330,38
10,19%
33,34
60,53
81,54%
Itaipu
5.891.843,48
6.003.747,62
1,90%
252,84
197,60
-21,85%
Proinfa
636.085,63
663.814,81
4,36%
367,48
490,29
33,42%
Sobra (-) / Exposição (+)
-2.045.249,09
-2.853.646,05
39,5%
173,55
169,89
-2,1%
TOTAL
31.544.310,36
31.614.890,99
0,2%
177,46
176,62
-0,5%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
1,10%
0,84%
0,67%
0,40% 0,33%
0,05% 0,02%
-0,11%
-0,30% -0,25%
-0,78%
-2,19%
la to T P S D -R A E C C - e tn e ts ix E D T Q -R A E C C - e tn e ts ix E P S D -R A E C C -a v ita n re tlA D T Q -R A E C C -a v ita n re tlA R A E C C - e ts u jA e tn o M o le B e a rie d a M la re ta liB II a rg n A e I a rg n A a to C 3 1 0 2 /3 8 7 .2 1 º n ie L s a to u p ia tI a rfn io rP
C
e e
a a
v o v o
N N  1,10%
0,84%
0,67%
0,40% 0,33%
0,05% 0,02%
  -0,11%
-0,30% -0,25%
-0,78%
-2,19%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Nova e Alternativa- CCEAR-DSP
Nova e Alternativa- CCEAR-QTD
Ajuste - CCEAR
Madeira e Belo Monte
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Itaipu
Proinfa  227.181,40 236.365,50 4,04%
1.458.859,20 145.017,79 -90,06%
7.982.263,08 9.372.735,43 17,42%
4.105.060,69 4.340.952,70 5,75%
542.630,45 0,00 -100,00%
1.596.962,03 2.544.221,23 59,32%
2.204.631,91 1.394.416,80 -36,75%
1.058.884,67 1.078.934,77 1,89%
7.885.156,92 8.688.330,38 10,19%
5.891.843,48 6.003.747,62 1,90%
636.085,63 663.814,81 4,36%  340,72 367,60 7,89%
207,64 175,39 -15,54%
242,82 249,93 2,93%
156,23 170,56 9,17%
388,18 0,00 -100,00%
117,14 124,81 6,55%
198,27 212,02 6,94%
162,09 206,29 27,27%
33,34 60,53 81,54%
252,84 197,60 -21,85%
367,48 490,29 33,42%  
Sobra (-) / Exposição (+)  -2.045.249,09 -2.853.646,05 39,5%  173,55 169,89 -2,1%  
TOTAL  31.544.310,36 31.614.890,99 0,2%  177,46 176,62 -0,5%  
  Fonte: Nota Técnic    

21. 
A Resolução Homologatória nº 1.507/2013 estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os valores dos 
componentes Pd e T do Fator X em 1,15% e 0,68%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da Parcela 
B nos reajustes tarifários da CEMIG. 
22. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior e do reajuste 
atual, o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo 
o período. 
 
23. 
Assim, no cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T, de 1,25% e 0,68%, 
respectivamente. No caso da CEMIG a variação média dos indicadores de DEC e FEC entre os anos de 2014 e 2015 
foi de 1,94%, de modo que o valor de componente Q do Fator X é de 0,00%. Dessa maneira, para atualizar a Parcela 
B, adotou-se a variação acumulada do IGP-M, de 11,92%, e o Fator X, de 1,93%, resultando no fator de atualização 
da Parcela B de 10,00% e um impacto tarifário de 2,74%. 
24. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se destina ao 
ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
a) Da geração (compra de energia); 
b) Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), de 
depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) Dos encargos setoriais2 e dos tributos3. 
 
 
 
 
 
 
                                                     
2 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. 
3  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 21% para o ICMS e de 3,6% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a fatura, 
contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 32,7% (por fora) sobre 
o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.

Gráfico 3 
 
Fonte: Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
Gráfico 4  
 
 
Fonte: Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
25. 
Quanto aos componentes financeiros4 a serem recuperados no próximo período tarifário, ressalta-
se: 
a) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA concernente aos 
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 915.166.053,27 com efeito no atual 
reajuste de 7,04%. A área técnica ressalta que, após a reversão do financeiro concedido na RTE a 
                                                     
4 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. 
Custo de       
Distribuição
30,0%
Custo de            
Energia
40,2%
Custo de     
Transmissão
4,1%
Encargos          
Setoriais
25,7%
Custo de       
Distribuição
21,4%
Custo de            
Energia
28,7%
Custo de     
Transmissão
2,9%
Encargos          
Setoriais
18,3%
ICMS 22,1%
PIS/COFINS 6,5%
Tributos
28,6%

título de cobertura para compra de energia, o efeito da CVAENERGIA ficou em 6,49%. O principal 
componente que impactou no saldo da CVAENERGIA foi o contrato de Itaipu. O custo de Itaipu pode 
se justificar devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, aliada ao aumento da tarifa de 
repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada 
a partir de janeiro/2015; 
b) A área técnica destaca que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de 
CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da CEMIG não sofresse um 
aumento adicional médio de 12,45% 
26. 
A Tabela 4 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
 
 
27. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 139, de 17 de maio de 2016, que o efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores da CEMIG, de 3,78% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da Concessionária evoluísse 
nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,2%) e do IPCA (75,1%) no mesmo período, conforme 
demonstrado no Gráfico 5. 
COMPONENTES FINANCEIROS
Valor (R$)
Participação
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
357.394.549,46
        
2,75%
CVA em Processamento - Energia comprada
915.166.053,27
        
7,04%
CVA em Processamento - Transmissão
9.254.466,53
            
0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
25.469.820,27
-          
-0,20%
Neutralidade dos Encargos
187.809.671,14
        
1,44%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
251.210.733,61
-        
-1,93%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
605.985,01
               
0,005%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
10.031,69
                 
0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
2.656.276,72
-            
-0,02%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4)
132.397,09
               
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
71.462.030,51
-          
-0,55%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
213.547.369,14
-        
-1,64%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
34.954.164,34
-          
-0,27%
Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM
5.930.181,91
            
0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
106.241,15
-               
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
176.655,35
               
0,00%
Ajuste Liminar Abrace
280.854.055
             
2,16%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
(44.927.215)
              
-0,35%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
(39.295.663)
              
-0,30%
Total
1.073.704.532,65
     
8,26%
COMPONENTES FINANCEIROS Valor (R$) Participação  
CVA em Processamento - Encargos Setoriais 357.394.549,46 2,75%
CVA em Processamento - Energia comprada 915.166.053,27 7,04%
CVA em Processamento - Transmissão 9.254.466,53 0,07%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes - 25.469.820,27 -0,20%
Neutralidade dos Encargos 187.809.671,14 1,44%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 - 251.210.733,61 -1,93%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 605.985,01 0,005%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 10.031,69 0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização - 2.656.276,72 -0,02%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4) 132.397,09 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia - 71.462.030,51 -0,55%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso - 213.547.369,14 -1,64%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia - 34.954.164,34 -0,27%
Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM 5.930.181,91 0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC - 106.241,15 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 176.655,35 0,00%
Ajuste Liminar Abrace 280.854.055 2,16%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE ( 44.927.215) -0,35%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD ( 39.295.663) -0,30%  
Total 1 .073.704.532,65 8,26%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Nota Técnica nº 104/2016-SGT/ANEEL, de18 de abril de 2016. 
28. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários5, o montante mensal de recursos da CDE 
a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os valores 
mensais a serem repassados nos próximos 12 meses, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
29. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à CEMIG, 
em relação às competências entre maio/2016 a abril/2017, é de R$ 63.751.224,36. Esse valor já inclui o ajuste da 
diferença entre os valores previstos e os realizados entre abril/2015 e abril/2016. 
                                                     
5 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, a Conta 
de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas aplicáveis aos 
seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação 
e aquicultura em horário especial; serviço público de água, esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano; 
classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e serviço público de irrigação. 
433,15
359,05
376,52
376,24
389,78
404,23
347,00
396,42
481,22
509,74
531,22
abr/07
abr/08
abr/09
abr/10
abr/11
abr/12
abr/13
abr/14
mar/15
abr/15
mai/16
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
Reajsute                
RTE                
Reajsute                
Reajsute                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
700,00
750,00
800,00
850,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
    
    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
  Variação IPCA  
    
509,74    
481,22    
404,23    
433,15
396,42    
376,52 376,24 389,78
359,05 347,00    
    
    
    

III. DIREITO 
30. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 
de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; (iv) 
Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; (v) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e (vi) Contrato de Concessão 
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nºs 002, 003, 004 e 005/1997-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
31. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005406/2015-69, voto pela emissão de 
resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A, 
a vigorar a partir de 28 de maio de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 3,78%, sendo 2,06% para os consumidores em alta tensão e 4,63% para os 
consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia Elétrica – 
TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CEMIG; 
c) Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas como 
Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do Encargo 
de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar em R$ 63.751.224,36 o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à CEMIG-
D, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 24 de maio de 2016. 
 
TIAGO DE BARROS CORREIA  
Diretor