VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005038/2020-16 
 
INTERESSADOS: Muxfeldt Marin & Cia. Ltda. – Mux Energia 
 
RELATOR: Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Muxfeldt Marin & Cia. Ltda. – Mux Energia, a vigorar a 
partir de 22 de julho de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A MUX Energia é concessionária1 do serviço público de distribuição de energia elétrica, 
sediada na cidade de Tapejara/RS, e atende cerca de 12,2 mil unidades consumidoras, cujo consumo de 
energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 30,2 milhões. 
2. 
Por meio da REH nº 2.730, de 2020, foi homologado o Reajuste Tarifário Anual de 2020 da 
MUX Energia, o que implicou no efeito tarifário médio de 8,90%, com vigência a partir de 22 de julho de 
2020. 
3. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, em 09 de julho de 2021, a MUX Energia 
protocolou Carta solicitando a consideração de parte dos créditos habilitados junto à Receita Federal do 
Brasil, referente a PIS/PASEP e COFINS, no montante de R$ 1.750.000,00, com objetivo de mitigar o efeito 
do presente reajuste para os consumidores finais, conforme propiciado no Despacho Aneel nº 361, de 
2021. 
4. 
Nessa mesma data, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da MUX Energia as 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 087/2000.

planilhas de cálculo2, conforme dispõe a Resolução Normativa - REN nº 652, de 17 de março de 2015. 
5. 
Em 13 de julho de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL3, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da 
Concessionária. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
6. 
O processo trata do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da MUX Energia, a vigorar a partir de 
22 de julho de 2021. 
7. 
A decisão que encaminho é no sentido de HOMOLOGAR o reajuste das tarifas da Mux 
Energia, a vigorar a partir de 22 de julho de 2021, que conduz a um efeito médio nas tarifas a ser percebido 
pelos consumidores de 9,84%, sendo de 10,91%, em média, para os consumidores conectados na Alta 
Tensão e de 9,11%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
8. 
Destaco que a diferença do efeito médio entre os consumidores de alta e baixa tensão se 
deve principalmente pelo aumento dos custos alocados na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição 
(TUSD), que impactam mais os consumidores da alta tensão. 
9. 
O efeito médio de 9,84% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 7,64% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a um aumento de 5,15%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
 
 
2 Documento SIC nº 48581.001075/2021-00. 
3 Documento SIC nº 48581.001089/2021-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,91%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
9,11%
Efeito Médio AT+BT
9,84%

estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -2,95%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
10. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
1,65%
3,94%
1,32%
0,00%
0,73%
5,15%
-2,95%
9,84%
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 que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
11. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 82,61% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,92% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacados, a seguir, os itens mais representativos. 
12. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 1,65%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, está sendo pago o empréstimo referente à Conta-
Covid, conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação 
financeira para alívio do caixa das distribuidoras em 2020. Esta componente tem a maior contribuição de 
aumento dentre os encargos, sendo que os efeitos referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid 
TUSD são, respectivamente, de 0,46% e 0,56%. Por outro lado, os Encargos de ESS/EER apresentaram um 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
24.804.493
           
26.896.232
           
8,43%
6,92%
82,61%
Encargos Setoriais
5.471.397
              
5.971.570
              
9,14%
1,65%
18,34%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
32.350
                   
34.638
                   
7,07%
0,01%
0,11%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
4.007.344
              
4.206.692
              
4,97%
0,66%
12,92%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
-
                          
170.367
                 
100,00%
0,56%
0,52%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
-
                          
140.073
                 
100,00%
0,46%
0,43%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
614.667
                 
429.162
                 
-30,18%
-0,61%
1,32%
PROINFA
551.929
                 
700.255
                 
26,87%
0,49%
2,15%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
265.106
                 
290.383
                 
9,53%
0,08%
0,89%
Custos de Transmissão
6.520.084
              
7.712.021
              
18,28%
3,94%
23,69%
MUST Itaipu
266.509
                 
238.290
                 
-10,59%
-0,09%
0,73%
Transporte de Itaipu
330.356
                 
228.888
                 
-30,71%
-0,34%
0,70%
Uso do sistema de distribuição e CCD
5.923.219
              
7.244.843
              
22,31%
4,37%
22,25%
Custos de Aquisição de Energia
12.795.901
           
13.194.092
           
3,11%
1,32%
40,53%
Receitas Irrecuperáveis
17.111
                   
18.549
               
8,40%
0,00%
0,06%
PARCELA B
5.440.394
              
5.660.186
              
4,04%
0,73%
17,39%
IRT
30.244.887
           
32.556.418
           
7,64%
7,64%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1.558.307
              
5,15%
CVA em processamento - Energia
1.855.090
              
6,13%
CVA em processamento - Transporte
90.497
                   
0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
760.092
                 
2,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
5.153
                      
0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(2.627)
                    
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
364.968
                 
1,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(31.268)
                  
-0,10%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(180)
                        
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(34.158)
                  
-0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
1.723.826
              
5,70%
Ajuste CUSD
41.917
                   
0,14%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.442.234)
            
-4,77%
Ajuste Reversão Conta-Covid
469
                         
0,00%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(1.750.000)
            
-5,79%
Recálculo da Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis do RTA de 2018
(23.238)
                  
-0,08%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-2,95%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
9,84%

efeito de -0,61%. De acordo com a SGT, essa redução decorreu da recente aprovação dos novos 
parâmetros das Bandeiras Tarifárias pela Aneel, o que causou uma diminuição da cobertura de ERR, de 
60% para 40%, da receita fixa dos geradores. 
13. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 3,94%, derivado, 
principalmente, das novas tarifas de uso do sistema de distribuição da RGE Sul, conforme REH nº 2.880, 
de 2021, cujo efeito correspondeu a um impacto de 4,37%. 
14. 
Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 1,32%. 
Contribuíram significativamente para essa variação (i) o aumento do custo unitário do contrato bilateral 
que a empresa possui com a COPEL-GT, o qual é reajustado pelo IPCA; (ii) o aumento do custo de geração 
própria, que é reajustado pela IGP-M; e (ii) a redução do custo de Itaipu, o qual é indexado no dólar, cuja 
cotação passou de R$ 5,23 (no processo passado) para R$ 5,03 (no atual processo). As contribuições das 
diferentes modalidades de contratação podem ser visualizadas no gráfico abaixo: 
 
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 17,39% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 0,73% do total do efeito médio 
1,32%
-0,18%
0,28%
-0,42%
0,61%
1,02%
0,00%
Total
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Geração
Própria
 Proinfa

a ser percebido pelos consumidores. 
16. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre julho de 2020 
e junho de 2021 do IPCA, de 8,35%, subtraída do Fator X, de 3,74%, o que totaliza 4,61%.  
17. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem4 e com tributos 5), 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 
 
 
 
4 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. 
5  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26.18% para o ICMS e de 4,20% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 30.38% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
43.64% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de 
Distribuição
17,4%
Custo de 
Energia
40,5%
Custo de 
Transporte
23,7%
Encargos 
Setoriais
18,3%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
18. 
Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em 5,15% no atual reajuste da MUX Energia, conforme indicado na Tabela 
3. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
6 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
12,1%
Custo de            
Energia
28,2%
Custo de     
Transmissão
16,5%
Encargos          
Setoriais
12,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
26,2%
PIS/COFINS 4,2%
Tributos 
30,4%
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.855.090
           
6,13%
CVA em processamento - Transporte
90.497
                 
0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
760.092
              
2,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
5.153
                   
0,02%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(2.627)
                  
-0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
364.968
              
1,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(31.268)
               
-0,10%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(180)
                     
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
(34.158)
               
-0,11%
Previsão de Risco Hidrológico
1.723.826
           
5,70%
Ajuste CUSD
41.917
                 
0,14%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.442.234)
          
-4,77%
Ajuste Reversão Conta-Covid
469
                      
0,00%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS
(1.750.000,00)
    
-5,79%
Recálculo da Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis do RTA de 2018
(23.238,27)
          
-0,08%
Total
1.558.307
           
5,15%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 1.855.090 6,13%
CVA em processamento - Transporte 9 0.497 0,30%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 760.092 2,51%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 5.153 0,02%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  ( 2.627)  -0,01%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 364.968 1,21%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (31.268) -0,10%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável (180) 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia (34.158) -0,11%
Previsão de Risco Hidrológico 1.723.826 5,70%
Ajuste CUSD 4 1.917 0,14%
Reversão do Risco Hidrológico ( 1.442.234) -4,77%
Ajuste Reversão Conta-Covid 469 0,00%
Diferimento associado à recuperacão de PIS/COFINS (1.750.000,00) -5,79%
Recálculo da Neutralidade das Receitas Irrecuperáveis do RTA de 2018 ( 23.238,27) -0,08%      
Total 1 .558.307 5,15%      

19. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA Energia, com efeito 
de 6,13%, impactada principalmente pelos custos relacionados aos riscos hidrológicos associados as 
Usinas Repactuadas, CCGF e Itaipu Binacional. 
20. 
O impacto conjunto dos componentes de CVA em Processamento – Energia, Transporte e 
Encargos – foi de 8,95%, decorrente da diferença entre os respectivos itens de custo incorridos pela 
concessionária e as coberturas concedidas no processo tarifário de 2020. 
21. 
Já com efeito negativo neste processo, merece destaque a inclusão do componente 
relacionado aos créditos de PIS/COFINS. Esse financeiro se refere a créditos obtidos pelas distribuidoras 
frente à Receita Federal do Brasil em decorrência do provimento de ação judicial proposta questionando 
a constitucionalidade da incidência do ICMS na base de cálculo do PIS/PASEP e COFINS. Como a forma de 
devolução desses créditos aos consumidores ainda está sendo regulamentada pela ANEEL, o Despacho nº 
361/2021 possibilitou que, em situações excepcionais, seja antecipado o uso desses recursos para aliviar 
o efeito nas tarifas. Desse modo, a concessionária solicitou a compensação de R$ 1,750 mi para reversão 
como componente financeiro negativo extraordinário no âmbito deste processo, contribuindo com uma 
redução de 5,79% no efeito médio. 
22. 
Também merece relevo a inclusão de um componente financeiro relacionado ao recálculo 
da neutralidade das receitas irrecuperáveis de 2018. Esse componente tarifário tem como origem uma 
necessidade de ajuste no cálculo do reajuste de 2018, no qual foram considerados percentuais 
inadequados relacionados ao cômputo da neutralidade das receitas irrecuperáveis naquele processo. 
Desse modo, está sendo revertido às tarifas dos consumidores da distribuidora o valor de R$ 23,2 mil, 
cujo efeito foi de -0,08% nas tarifas. 
23. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 159/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (65,87%) e as variações do 
IGP-M (131,19%) e do IPCA (74,08%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
24. 
A tabela seguinte apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de julho/2021 a junho/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 
julho/2020 a junho/2021.  
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
IV. DIREITO 
25. 
A presente decisão encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; iv) Decreto nº 
346,65
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
Reajuste
2011
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
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
14.442
             
58.976
             
73.417
             
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
441
                   
4.811
                
5.252
                
Subsídio Rural
(188)
                  
507
                   
320
                   
Total
14.695
             
64.294
             
78.989

7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do Serviço Público 
de Distribuição de Energia Elétrica nº 087/2000. 
V. DISPOSITIVO 
26. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005038/2020-16, voto 
por EMITIR Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da MUX Energia, a vigorar 
a partir de 22 de julho de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 9,84%, sendo 10,91% para os consumidores em alta tensão e 9,11% 
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 MUX Energia; 
c) RECONHECER a formação de um ativo regulatório, decorrente da antecipação de 
créditos de PIS/COFINS considerados no atual reajuste e ainda não compensados, no 
valor de R$ 1.750.000,00 (um milhão e setecentos e cinquenta mil reais), que deverá 
ser atualizado pela SELIC; e 
d) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à MUX 
Energia, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 20 de julho de 2021. 
 
 
(Assinado digitalmente) 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor