4ª Reunião Pública Extraordinária da Diretoria 
Brasília, 22/04/2021 
VOTO 
PROCESSO: 48500.005024/2020-01 
INTERESSADOS: EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A (“EMT”). 
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa. 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia 
S/A, a vigorar a partir de 22 de abril de 2021. 
I. 
R E L A T Ó R I O 
A Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A. (“EMT”) é concessionária1 do serviço 
público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Cuiabá/MT e atende aproximadamente 
1,5 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa atualmente 
faturamento anual na ordem de R$ 5 bilhões. 
2. 
Em 7 de abril de 2020, foi aprovado o último Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) da EMT, 
conforme Resolução Homologatória (“REH”) nº 2.672, de 2020, ocasião em que as tarifas foram 
reajustadas, em média, em 2,47%. Todavia, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia 
de 
Covid-19, 
aquelas 
tarifas 
tiveram 
sua 
vigência 
iniciada 
apenas 
em  
1º de julho de 2020, conforme previsto no artigo 12 da REH nº 2.672, de 2020. 
3. 
Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
(“REN”) nº 885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada 
ao 
setor 
elétrico 
para 
enfrentamento 
do 
estado 
de 
calamidade 
pública  
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/1997-ANEEL.

Pág. 2 de 15 
 
(Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto Legislativo nº 6, de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 
950, de 2020, e dispôs sobre outras providências. 
4. 
Em 23 de novembro de 2020, o Processo foi a mim distribuído. 
5. 
Em 31 de março de 2021, foi emitido o Decreto nº 10.665, de 2021, alterando o Decreto nº 
4.550, de 2002, que regulamenta a comercialização de energia elétrica gerada pela Eletrobras 
Termonuclear S.A. (“ELETRONUCLEAR”) e por Itaipu Binacional, a fim de autorizar, mediante 
requerimento das distribuidoras de energia elétrica interessadas, o diferimento de pagamentos 
destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da 
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros 
extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. 
6. 
Na 11ª Reunião Pública Ordinária (“RPO”), realizada em 6 de abril de 2021, a Diretoria 
Colegiada da ANEEL decidiu prorrogar a vigência das tarifas da EMT, definidas pela  
REH nº 2.672, de 2020. 
7. 
A EMT, por intermédio das Cartas nº 04 e nº 05, de 15 e 20 de abril de 2021, 
respectivamente, solicitou o diferimento correspondente ao saldo da Conta Comercialização da Energia 
Elétrica de Itaipu, a utilização dos recursos de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
(“UDER”), faturados desde a última revisão tarifária da concessionária e a Reversão de créditos para 
modicidade tarifária, como também um adicional de diferimento de Parcela B. 
8. 
Em 20 de abril de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis, que 
contribuíram para mitigar o efeito nas tarifas, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da EMT 
as planilhas finais de cálculo. 
9. 
Em 20 de abril de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária (“SGT”), por meio da Nota 
Técnica nº 62/2021-SGT/ANEEL2, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) de 2021. 
 
 
2 SICnet nº 48581.000620/2021-00.

Pág. 3 de 15 
 
10. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
11. 
Trata-se de análise do Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) de 2021 da Energisa Mato Grosso - 
Distribuidora de Energia S.A. (“EMT”), a vigorar a partir de 22 de abril de 2021. 
12. 
Encaminho Decisão por homologar o índice de RTA das tarifas da EMT, a vigorar a partir de 
22 de abril de 2021, que conduzirá ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores, se aprovado por 
essa Diretoria, de 8,90%, sendo 10,36%, em média, para os consumidores em Alta Tensão (“AT”) e 8,34%, 
em média, para os consumidores em Baixa Tensão (“BT”), e demais encaminhamentos: 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
13. 
A diferença de efeito para os consumidores conectados em AT e BT se deve em boa parte 
pela forte pressão de custos alocados na TUSD, que impactam mais os consumidores da AT, como o 
aumento da CDE e dos custos de rede básica. Esse fator é potencializado em função da grande 
participação de consumidores livres no mercado da Concessionária. 
14. 
O efeito médio de 8,90% decorre, essencialmente: 
(i) 
do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio 
em 22,87%; 
(ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a 
uma redução de -12,95%; e 
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,02%, conforme apresentado 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,36%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
8,34%
Efeito Médio AT+BT
8,90%

Pág. 4 de 15 
 
no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
3,86%
2,36%
5,33%
11,32%
-12,95%
-1,02%
8,90%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Pág. 5 de 15 
 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
16. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 61,24% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 11,55% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos: 
a) 
Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito 
tarifário médio de 3,86%. Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.189.295.814
                             
3.767.467.507
  
18,13%
11,55%
61,24%
Encargos Setoriais
682.828.290
                                 
875.954.140
     
28,28%
3,86%
14,24%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
7.463.374
                                     
9.798.761
          
31,29%
0,05%
0,16%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
484.761.827
                                 
508.218.003
     
4,84%
0,47%
8,26%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
0
82.961.892
        
100,00%
1,66%
1,35%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
0
66.334.017
        
100,00%
1,32%
1,08%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
78.757.338
                                   
76.142.828
        
-3,32%
-0,05%
1,24%
PROINFA
66.356.094
                                   
84.244.560
        
26,96%
0,36%
1,37%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
45.337.603
                                   
48.067.586
        
6,02%
0,05%
0,78%
ONS
152.054
                                         
186.491
             
22,65%
0,00%
0,00%
Custos de Transmissão
321.907.241
                                 
440.041.148
     
36,70%
2,36%
7,15%
Rede Básica
125.607.145
                                 
189.493.926
     
50,86%
1,28%
3,08%
Rede Básica Fronteira
69.681.943
                                   
100.009.908
     
43,52%
0,61%
1,63%
Rede Básica ONS (A2)
3.834.940
                                     
4.095.558
          
6,80%
0,01%
0,07%
Rede Básica Export. (A2)
53.661.214
                                   
58.016.302
        
8,12%
0,09%
0,94%
MUST Itaipu
22.100.353
                                   
30.752.015
        
39,15%
0,17%
0,50%
Transporte de Itaipu
33.696.142
                                   
41.504.834
        
23,17%
0,16%
0,67%
Conexão
12.488.449
                                   
15.009.960
        
20,19%
0,05%
0,24%
Uso do sistema de distribuição e CCD
837.055
                                         
1.158.645
          
38,42%
0,01%
0,02%
Custos de Aquisição de Energia
2.184.560.283
                             
2.451.472.220
  
12,22%
5,33%
39,85%
PARCELA B
1.817.404.149
                             
2.384.063.093
  
31,18%
11,32%
38,76%
IRT
5.006.699.963
                             
6.151.530.600
  
22,87%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(664.069.060)
    
-12,95%
CVA em processamento - Energia
277.152.644
     
5,40%
CVA em processamento -Transporte
102.930.646
     
2,01%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
18.183.561
        
0,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
3.787.845
          
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(9.844.738)
         
-0,19%
Sobrecontratação/exposição de energia
38.162.062
        
0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
305.603
             
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
127.713.635
     
2,49%
Ajuste CUSD
151.993
             
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(366.972)
            
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(4.348)
                 
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(122.018.751)
    
-2,38%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
21.602.592
        
0,42%
Reversão Conta-Covid
(382.300.124)
    
-7,45%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022
(43.720.230)
      
-0,85%
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021
(347.001.647)
    
-6,76%
Diferimento de Parcela B
(200.000.000)
    
-3,90%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(146.006.416)
    
-2,85%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(2.796.414)
         
-0,05%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,02%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,90%
  Reversão Conta-Covid ( 382.300.124) -7,45%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 ( 43.720.230) -0,85%
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 ( 347.001.647) -6,76%
Diferimento de Parcela B ( 200.000.000) -3,90%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER ( 146.006.416) -2,85%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) ( 2.796.414) -0,05%

Pág. 6 de 15 
 
iniciou o pagamento do empréstimo destinado a receber os recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020, denominado CDE - 
CONTA COVID, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020. Com isso, os 
efeitos neste processo, decorrentes da parcela de CDE Conta Covid alocada na TE 
e na TUSD, são, respectivamente, de 1,32% e 1,66%. 
b) 
Custos de Transmissão – esses custos contribuíram para um efeito médio de 
2,36%. Sobre esse item, destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias 
nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as quais aprovaram, respectivamente, 
as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de transmissão e as novas 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
c) 
Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia representaram 
uma variação tarifária de 5,33%. Contribuíram significativamente para essa 
variação: i) o aumento do custo da energia proveniente de Itaipu (impacto de 
1,42%), o qual é indexado em dólar, cuja cotação de cobertura passou de R$ 4,75, 
no processo de 2020, para R$ 5,59; e ii) os custos decorrentes dos contratos 
bilaterais (impacto de 3,04%), os quais são atualizados, em sua grande maioria, 
pelo Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M). As contribuições das diferentes 
modalidades de contratação podem ser observadas no gráfico abaixo: 
 
5,33%
1,06%
0,16%
0,00%
-0,09%
-0,21%
1,42%
3,04%
0,00%
-0,04%
Total
CCEAR
Nova/Altern.
DSP
CCEAR
Nova/Altern.
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Geração
Própria
 Proinfa

Pág. 7 de 15 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
17. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 38,76% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 11,32% do total do efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. 
18. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril de 2020 e 
março de 2021 do IGP-M (de 31,10%), subtraída do Fator X (de -0,08%), o que totaliza 31,18%. 
19. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem3 e com tributos4), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
 
3 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos 
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado 
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,31% para o ICMS e de 5,42% para o PIS/COFINS incidentes 
sobre a fatura (total de 29,73% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, 
o que representa a majoração de 42,31% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de 
cálculo. 
Custo de 
Distribuição
38,8%
Custo de 
Energia
39,9%
Custo de 
Transmissão
7,2%
PROINFA
1,4%
CDE
10,7%
ESS/EER
1,2%
Outros
0,9%
Encargos     
Setorias
14,2%

Pág. 8 de 15 
 
 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
20. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -12,95% no atual reajuste da EMT, conforme indicado na Tabela 2. 
21. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 5,40%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA. 
22. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
 
 
5 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos 
pelos consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros 
considerados no processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
27,2%
Custo de 
Energia
28,0%
Custo de 
Transmissão
5,0%
Encargos 
Setoriais
10,0%
ICMS
24,3%
PIS/COFINS
5,4%
Tributos
29,7%

Pág. 9 de 15 
 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
23. 
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. 
24. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 62/2021-SGT/ANEEL: 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid: Cuida-se da reversão dos valores transferidos 
para a EMT de recursos da Conta-Covid. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos valores 
recebidos pela EMT 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 -7,45%. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
277.152.644
         
5,40%
CVA em processamento -Transporte
102.930.646
         
2,01%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
18.183.561
           
0,35%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
3.787.845
             
0,07%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(9.844.738)
            
-0,19%
Sobrecontratação/exposição de energia
38.162.062
           
0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
305.603
                 
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
127.713.635
         
2,49%
Ajuste CUSD
151.993
                 
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(366.972)
               
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
(4.348)
                    
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(122.018.751)
       
-2,38%
Prorrogação das tarifas (abril/2020 a jun/2020)
21.602.592
           
0,42%
Reversão Conta-Covid
(382.300.124)
       
-7,45%
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022
(43.720.230)
          
-0,85%
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021
(347.001.647)
       
-6,76%
Diferimento de Parcela B
(200.000.000)
       
-3,90%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(146.006.416)
       
-2,85%
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414)
(2.796.413,91)
      
-0,05%
Total
(664.069.060)
       
-12,95%
  Reversão Conta-Covid (382.300.124) -7,4
Financeiro de Reperfilamento de custos de RBSE - ciclo 2021/2022 ( 43.720.230) -0,8
Financeiro de saldo de Itaipu - Efeito Decreto 10.665/2021 (347.001.647) -6,7
Diferimento de Parcela B (200.000.000) -3,9
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER (146.006.416) -2,8
Reversão de Créditos de Rescisão Contratual e Migração de Consumidores (REN 376 e 414) (2.796.413,91) -0,0

Pág. 10 de 15 
 
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 para a EMT, no valor de R$ 43,7 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 
0,85%. 
c) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de Demanda e 
Excedente de Reativos (“UDER”): Conforme previsto no item 3.4 do Submódulo 2.1 do PRORET, os valores 
de UDER, para as empresas que ainda não assinaram o aditivo contratual, devem ser contabilizados e 
considerados como redutor da Parcela B, a partir da segunda revisão tarifária posterior ao 3º Ciclo de 
Revisão Tarifária Periódica (“CRTP”). No entanto, como parte das soluções desenvolvidas com o intuito 
de mitigar a pressão tarifária no ano de 2021, excepcionalmente, neste processo de reajuste tarifário, 
está sendo considerada a antecipação da reversão dos respectivos recursos faturados entre a última 
revisão tarifária da concessionária e competência mais recente disponível, conforme valores declarados 
pela distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 9/2021-SGT/SFF/ANEEL, de 06 de abril de 2021. Dessa 
forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 146 milhões, contribuindo 
com uma redução tarifária de 2,85%. Cumpre destacar que na próxima revisão tarifária da concessionária, 
momento em que ocorrerá a fiscalização desses valores, será feito o encontro de contas e o acerto entre 
os valores de Ultrapassagem de Demanda (“UD”) e Excedente de Reativos (“ER”) contabilizados no ciclo 
tarifário, na forma do Submódulo 2.1 do PRORET, e aqueles revertidos neste reajuste, garantido à

Pág. 11 de 15 
 
concessionária o pagamento de um spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
d) 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 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$ 2,8 milhões, 
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; 
e) Diferimento de Saldo de Itaipu – Efeito Decreto 10.665/2021: Em 31 de março de 2021, 
emitiu-se o Decreto nº 10.665, de 2021, que possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, 
o diferimento de pagamentos destinados à Eletrobrás, provenientes do repasse da potência contratada 
de Itaipu, no limite do saldo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos 
excedentes financeiros extraordinários realizados e projetados para o período do diferimento. A 
Eletrobrás, por intermédio da Carta CTA-DFFO nº 0889/2021, informou que, de acordo com o fluxo da 
Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31/12/2020, o resultado, após a 
inadimplência, é de R$ 978 milhões. Posteriormente, o Ministérios de Minas e Energia (“MME”) informou 
a existência de um adicional de excedentes financeiros da ordem de US$ 100 milhões (previstos para os 
próximos 8 meses), relativo a sobras orçamentárias da Usina de Itaipu. Com isso, foi identificado um 
recurso alocado para a EMT na monta de R$ 347 milhões. Pela Carta 005/2021, de 20/04/2021, a 
distribuidora solicitou o diferimento da totalidade disponibilizada, correspondendo a um redutor tarifário 
foi de 6,76%; e 
f) Diferimento de Parcela B: Adicionalmente, a fim de amenizar um pouco mais o efeito 
nas tarifas, pela Carta nº 05/2021, a EMT propôs também um diferimento de R$ 200 milhões de parcela

Pág. 12 de 15 
 
B, cujo impacto representa um redutor de 3,90% nas tarifas. Tal valor será revertido à distribuidora no 
processo tarifário subsequente, devidamente atualizado pelo IPCA. 
25. 
Outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 72/2021-SGT/ANEEL, é a 
evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (65,67%) e as variações do IGP-
M (119,39%) e do IPCA (73,27%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários  
 
26. 
A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2021 a março/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor 
contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de 
abril/2020 a março/2021. Veja-se: 
412,57 
423,59 
341,87 
342,82 
381,07 
475,73 
465,20 
507,65 
498,27 
568,25 
626,84 
636,28 
683,50 
Reajuste
2011
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
Reajuste
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Pág. 13 de 15 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
871.073,81
     
8.605.933,07
    
9.477.006,87
    
Subsídio Geração Fonte Incentivada
615.142,41
     
6.544.920,99
    
7.160.063,40
    
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(63.578,24)
      
516.790,31
       
453.212,07
       
Subsídio Rural
1.353.657,32
 
6.475.363,98
    
7.829.021,31
    
Subsídio Irrigante/Aquicultor
1.695.704,92
 
3.431.417,09
    
5.127.122,01
    
Total
4.472.000,22
 
25.574.425,44
  
30.046.425,66

Pág. 14 de 15 
 
III. 
D I R E I T O 
27. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos:  
a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 10.438, de 2002; (c) Lei nº 12.111, de 2009; e (d) 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 
003/1997-ANEEL. 
IV. 
D I S P O S I T I V O 
28. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005024/2020-01, voto por EMITIR 
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual (“RTA”) das tarifas da Energisa 
Mato Grosso - Distribuidora de Energia S.A. (“EMT”), a vigorar a partir de 22 de 
abril de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 
8,90%, sendo 10,36% para os consumidores em Alta Tensão (“AT”) e 8,34% para 
os consumidores em Baixa Tensão (“BT”), e demais encaminhamentos; 
(ii) 
FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (“TUSD”) e as Tarifas de 
Energia Elétrica (“TE”) aplicáveis aos consumidores e usuários da EMT; 
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (“DIT”) de uso exclusivo; 
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético (“CDE”) a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica (“CCEE”) à EMT, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária; 
(v) 
RECONHECER o direito da EMT ao valor, a ser calculado no âmbito do processo 
tarifário de 2022, conforme mercado faturado e correção pela SELIC,

Pág. 15 de 15 
 
correspondente à diferença de arrecadação da receita tarifária, associada à 
prorrogação das tarifas estabelecidas na Resolução Homologatória (“REH”) nº 
2.829, de 2021, no período entre 8 e 21 de abril de 2021; e 
(vi) RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente do diferimento da 
componente financeiro relativo à Parcela B, no processo tarifário de 2021, no valor 
de R$ 200.000.00,00 (duzentos milhões de reais), que deverá ser atualizado pelo 
IPCA. 
Brasília, 22 de abril de 2021. 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor