12ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria 
Brasília 12/04/2022 
VOTO  
PROCESSO: 48500.004916/2021-67 
INTERESSADOS: EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A 
RELATOR: Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de 
Energia S/A, a vigorar a partir de 16 de abril de 2022. 
I. 
RELATÓRIO 
A EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A é concessionária1 do 
serviço público de distribuição de energia elétrica sediada na cidade de Cuiabá/MT e atende 
aproximadamente 1,56 milhão de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica 
representa atualmente faturamento anual na ordem de R$ 6 bilhões. 
2. 
Em 22 de abril de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual da EMT, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.856, de 2021, quando as tarifas foram, em média, 
reajustadas em 8,90%.  
3. 
Em 8 de novembro de 2021, o Processo foi a mim distribuído. 
4. 
Em função da postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2020 até 
21 de abril de 2021, conforme determinou a REH nº 2.829, de 2021, foi necessário no âmbito do 
atual processo tarifário de 2022 o cômputo de componente financeiro específico, bem como 
processamento de ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao período de 8 a 21 de abril 
de 2021, conforme reportado mais adiante neste voto. 
 
 
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 003/1997-ANEEL.

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5. 
Em 13 de dezembro de 2021, a Medida Provisória n° 1.078 dispôs sobre medidas 
destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico decorrentes da situação 
de escassez hídrica, autorizando-se a contratação de operação financeira para fazer face aos 
impactos financeiros decorrentes da implementação de medidas de enfrentamento da crise 
hidroenergética e dos diferimentos aplicados nos processos tarifários anteriores à liberação dos 
recursos da operação financeira. 
6. 
Em 13 de janeiro de 2022, o Decreto n° 10.939 regulamentou a MP n°1.078/2021, 
sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos financeiros no setor elétrico 
decorrentes da situação de escassez hídrica. 
7. 
Em 3 de fevereiro de 2022, a Diretoria decidiu abrir a Consulta Pública nº 02/2022 
para tratar da regulamentação do Decreto n° 10.939. 
8. 
Em 10 de março de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 22/2022–
SGT/SRG/SRD/SFF/ANEEL, que versa sobre medidas destinadas ao enfrentamento dos impactos 
financeiros no setor elétrico decorrentes da situação de escassez hídrica, e que regulamenta a 
Medida Provisória n° 1.078, de 2021, após análise das contribuições recebidas na Consulta 
Pública nº 02/2022. 
9. 
Em 28 de março de 2022, a concessionária protocolou correspondência com 
propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica, conforme abordado no item 
de componentes financeiros. 
10. 
Na 11ª Reunião Pública Ordinária (“RPO”), realizada em 5 de abril de 2022, a 
Diretoria Colegiada da ANEEL, por meio da REH nº 3.020 de 2022, decidiu prorrogar a vigência 
das tarifas da EMT, definidas pela REH nº 2.856, de 2021. 
11. 
Em 30 de março de 2022, após a consolidação de todas as informações 
indispensáveis, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da EMT as planilhas finais de 
cálculo.

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12. 
Em 8 de abril de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da 
Nota Técnica nº 39/2022-SGT/ANEEL2, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 
2022 da distribuidora. 
13. 
É o Relatório. 
II. 
F U N D A M E N T A Ç Ã O 
14. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2022 da EMT - Energisa Mato Grosso - 
Distribuidora de Energia S/A, a vigorar a partir de 8 de abril de 2022, conduz ao efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores de 22,55%, sendo 24,96%, em média, para os consumidores 
em Alta Tensão – AT e 21,62%, em média, para os consumidores em Baixa Tensão – BT, conforme 
apresentado na Tabela 1. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
15. 
Em relação ao efeito médio de 22,55%, esse decorre, essencialmente: 
(i) 
do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito 
médio em 11,35%; 
(ii) 
da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, 
levando a um efeito de -2,53%; e 
(iii) 
da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo 
 
 
2 SICnet nº 48581.001131/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
24,96%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
21,62%
Efeito Médio AT+BT
22,55%

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tarifário, que contribuíram para uma variação de 13,74%, conforme apresentado 
no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
16. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
5,58%
-0,31%
0,83%
5,24%
-2,53%
13,74%
22,55%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

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Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
17. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 60,3% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 6,11% pontos 
percentuais na composição do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens 
 DRA (R$) 
 DRP (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
3.679.238.521
   
4.047.275.707
       
10,0%
6,11%
60,3%
Encargos Setoriais
852.642.017
       
1.188.855.112
       
39,4%
5,58%
17,7%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
9.826.901
           
10.958.557
             
11,5%
0,02%
0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO)
496.110.834
       
724.226.896
          
46,0%
3,78%
10,8%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
80.985.509
         
95.279.832
             
17,7%
0,24%
1,4%
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)
63.288.927
         
54.016.078
             
-14,7%
-0,15%
0,8%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
72.647.460
         
117.279.466
          
61,4%
0,74%
1,7%
PROINFA
82.326.073
         
131.009.500
          
59,1%
0,81%
2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
47.272.081
         
55.885.600
             
18,2%
0,14%
0,8%
ONS
184.232
               
199.184
                  
8,1%
0,00%
0,0%
Custos de Transmissão
475.215.210
       
456.731.765
          
-3,9%
-0,31%
6,8%
Rede Básica
210.892.377
       
183.878.374
          
-12,8%
-0,45%
2,7%
Rede Básica Fronteira
111.062.745
       
110.723.055
          
-0,3%
-0,01%
1,6%
Rede Básica ONS (A2)
4.095.558
           
4.568.725
               
11,6%
0,01%
0,1%
Rede Básica Export. (A2)
58.016.302
         
78.849.732
             
35,9%
0,35%
1,2%
MUST Itaipu
31.740.296
         
27.807.435
             
-12,4%
-0,07%
0,4%
Transporte de Itaipu
42.952.116
         
33.453.582
             
-22,1%
-0,16%
0,5%
Conexão
15.009.960
         
16.037.484
             
6,8%
0,02%
0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD
1.445.856
           
1.413.379
               
-2,2%
-0,00%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
2.351.381.294
   
2.401.688.829
       
2,1%
0,83%
35,8%
PARCELA B
2.348.917.235
   
2.665.053.858
       
13,5%
5,24%
39,7%
IRT
6.028.155.756
   
6.712.329.565
       
11,35%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(152.739.816,24)
   
-2,53%
CVA em processamento - Energia
165.389.383
          
2,74%
CVA em processamento -Transporte
56.824.464
             
0,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
263.982.150
          
4,38%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
27.357.042
             
0,45%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
7.174.446
               
0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia
66.535.205
             
1,10%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
305.205
                  
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
130.705.950
          
2,17%
Ajuste CUSD
(5.392)
                      
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.941.316)
              
-0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(124.065.803)
         
-2,06%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
46.518.372
             
0,77%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN n° 952/2021
(2.060.902)
              
-0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular n° 20/2021
(920.172)
                 
-0,02%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(58.135.794)
           
-0,96%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(164.464.629)
         
-2,73%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(230.000.000)
         
-3,82%
Reversão do Diferimento de Parcela B
220.259.259
          
3,65%
Postergação Tarifas
16.647.557
             
0,28%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - REN n° 1.008/2022
(546.078.190)
         
-9,06%
Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu
17.600.745
             
0,29%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(44.367.393)
           
-0,74%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
13,74%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
22,55%
Participação Participação
DRA (R$) DRP (R$) Variação
no Reajuste na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 3.679.238.521 4.047.275.707 10,0% 6,11% 60,3%      
Encargos Setoriais 8 52.642.017 1.188.855.112 39,4% 5,58% 17,7%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 9 .826.901 1 0.958.557 11,5% 0,02% 0,2%
Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) 4 96.110.834 7 24.226.896 46,0% 3,78% 10,8%      
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD)
Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE)  8 0.985.509
6 3.288.927  9 5.279.832 17,7% 0,24% 1,4%
5 4.016.078 -14,7% -0,15% 0,8%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 7 2.647.460 1 17.279.466 61,4% 0,74% 1,7%
PROINFA 8 2.326.073 1 31.009.500 59,1% 0,81% 2,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 4 7.272.081 5 5.885.600 18,2% 0,14% 0,8%
ONS 1 84.232 1 99.184 8,1% 0,00% 0,0%      
Custos de Transmissão 4 75.215.210 4 56.731.765 -3,9% -0,31% 6,8%      
Rede Básica 2 10.892.377 1 83.878.374 -12,8% -0,45% 2,7%
Rede Básica Fronteira 1 11.062.745 1 10.723.055 -0,3% -0,01% 1,6%
Rede Básica ONS (A2) 4 .095.558 4 .568.725 11,6% 0,01% 0,1%
Rede Básica Export. (A2) 5 8.016.302 7 8.849.732 35,9% 0,35% 1,2%
MUST Itaipu 3 1.740.296 2 7.807.435 -12,4% -0,07% 0,4%
Transporte de Itaipu 4 2.952.116 3 3.453.582 -22,1% -0,16% 0,5%
Conexão 1 5.009.960 1 6.037.484 6,8% 0,02% 0,2%
Uso do sistema de distribuição e CCD 1 .445.856 1 .413.379 -2,2% -0,00% 0,0%      
Custos de Aquisição de Energia 2 .351.381.294 2 .401.688.829 2,1% 0,83% 35,8%      
PARCELA B 2.348.917.235 2.665.053.858 13,5% 5,24% 39,7%      
IRT 6.028.155.756 6.712.329.565 11,35% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (152.739.816,24) -2,53%      
CVA em processamento - Energia    165.389.383 2,74%  
CVA em processamento -Transporte 5 6.824.464 0,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 263.982.150 4,38%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 2 7.357.042 0,45%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 7.174.446 0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia 6 6.535.205 1,10%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 305.205 0,01%
Previsão de Risco Hidrológico 130.705.950 2,17%
Ajuste CUSD ( 5.392) 0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 1.941.316) -0,03%
Reversão do Risco Hidrológico (124.065.803) -2,06%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte 4 6.518.372 0,77%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN n° 952/2021 ( 2.060.902) -0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular n° 20/2021) (920.172) -0,02%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia (58.135.794) -0,96%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER (164.464.629) -2,73%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins (230.000.000) -3,82%
Reversão do Diferimento de Parcela B 220.259.259 3,65%
Postergação Tarifas 1 6.647.557 0,28%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - REN n° 1.008/2022 (546.078.190) -9,06%
Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu 1 7.600.745 0,29%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER (44.367.393) -0,74%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 13,74%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 22,55%      

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mais representativos: 
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um 
efeito tarifário médio de 5,58%. Destacam-se os seguintes encargos: a CDE Uso 
que variou 46,0%, impactando o efeito médio em 3,78%, o EER/ESS que variou 
61,4%, representando 0,74% no efeito médio e o acréscimo do Proinfa que 
variou 59,1%, impactando o reajuste em 0,81%; 
b) Custos de Transmissão – esses custos tiveram uma variação de -3,9% e 
contribuíram para um efeito médio de -0,31%. Sobre esse item, destaca-se a 
redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às 
Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, 
aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895 e 2.896, 
respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH nº 2.959, de 
05 de outubro de 2021; e 
c) Custos de aquisição de energia – já os custos de compra de energia 
representaram um efeito tarifário de 0,83%. Contribuiu significativamente para 
a elevação do efeito o aumento do custo da energia proveniente dos contratos 
bilaterais, com impacto de 1,27%, os quais são atualizados pelo IGP-M, como 
ainda pelo reajuste dos preços dos contratos relacionados ao CCEAR Nova e 
Alternativa, com impacto de 1,32%. Por outro lado, ocorreu a redução de custo 
unitário da energia de Itaipu, com impacto de -2,16%, em função, 
principalmente, da redução da tarifa de repasse estabelecida na Resolução 
Homologatória nº 3.007/2021, US$ 24,73, em relação àquela indicada na 
Resolução Homologatória nº 2.812/2020, US$ 28,07. Contribuiu também para o 
efeito, a redução da cotação do dólar (R$ 5,59 em 2021 e R$ 5,05 em 2022).

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Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
18. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 39,7% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 5,24% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre abril 
de 2021 e março de 2022 do IGP-M (14,77%), subtraída do Fator X (1,31%), o que totaliza 13,46%. 
20. 
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. 
 
 
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 25,85% para o ICMS e de 4,53% para o 
PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total de 30,39% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, 
conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 43,65% (por fora) sobre o valor da conta 
de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
0,83%
0,96%
0,36%
0,00%
0,56%
-0,21%
-2,16%
1,27%
0,00%
0,05%
Total
CCEAR
Nova/Alt
DSP
CCEAR
Nova/Alt
QTD
Madeira e
Belo Monte
Cota
Angra I e II
Cotas Lei
12.783/2013
Itaipu
Bilateral
Geração
Própria
 Proinfa

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Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em -2,53% no atual reajuste da EMT, conforme 
indicado na Tabela 2. 
22. 
Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram a CVA 
em Processamento – Energia, com efeito de 2,74%, em decorrência da diferença entre cobertura 
 
 
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
39,7%
Custo de 
Energia
35,8%
Custo de 
Transmissão
6,8%
PROINFA
2,0%
CDE
13,0%
ESS/EER
1,7%
Outros
1,0%
Encargos     
Setorias
17,7%
Custo de 
Distribuição
27,6%
Custo de 
Energia
24,9%
Custo de 
Transmissão
4,7%
Encargos 
Setoriais
12,3%
ICMS
25,9%
PIS/COFINS
4,5%
Tributos
30,4%

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concedida no último processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente 
incorridos pela concessionária no período de apuração da CVA, em especial, dos custos 
relacionados ao risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas, e a CVA em Processamento – 
Encargos Setoriais, este com efeito de 4,38%, em decorrência principalmente da diferença entre 
cobertura concedida da CDE no último processo tarifário e os custos efetivamente incorridos e 
dos encargos EER/ESS  impactado pelo despacho de usinas fora da ordem de mérito. 
23. 
Também com valor positivo, cabe citar o financeiro Reversão do Diferimento de 
Parcela B, com efeito de 3,65%, em decorrência do adiamento de receita considerado no 
processo de reajuste tarifário de 2021. 
24. 
A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros: 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
25. 
Ainda sobre esse tema, dado o cenário de intensa pressão tarifária nos últimos 
anos, decorrente da conjuntura socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, 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 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
165.389.383
       
2,74%
CVA em processamento -Transporte
56.824.464
          
0,94%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
263.982.150
       
4,38%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
27.357.042
          
0,45%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
7.174.446
            
0,12%
Sobrecontratação/exposição de energia
66.535.205
          
1,10%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
305.205
               
0,01%
Previsão de Risco Hidrológico
130.705.950
       
2,17%
Ajuste CUSD
(5.392)
                   
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.941.316)
           
-0,03%
Reversão do Risco Hidrológico
(124.065.803)
      
-2,06%
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
46.518.372
          
0,77%
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN n° 952/2021
(2.060.902)
           
-0,03%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular n° 20/2021)
(920.172)
              
-0,02%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
(58.135.794)
        
-0,96%
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
(164.464.629)
      
-2,73%
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
(230.000.000)
      
-3,82%
Reversão do Diferimento de Parcela B
220.259.259
       
3,65%
Postergação Tarifas
16.647.557
          
0,28%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - REN n° 1.008/2022
(546.078.190)
      
-9,06%
Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu
17.600.745
          
0,29%
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER
(44.367.393)
        
-0,74%
Total
(152.739.816)
      
-2,53%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia
CVA em processamento -Transporte
CVA em processamento - Encargos Setoriais
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
Sobrecontratação/exposição de energia
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
Previsão de Risco Hidrológico
Ajuste CUSD
Repasse de compensação DIC/FIC
Reversão do Risco Hidrológico
Reversão do reperfilamento de custos de Transporte
Custo distribuidora - Spread Conta Covid - Art 4º - REN n° 952/2021
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular n° 20/2021)
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - Energia
Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica - ESS/EER
Ressarcimento de Créditos de Pis/Cofins
Reversão do Diferimento de Parcela B
Postergação Tarifas
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - REN n° 1.008/2022
Efeito Decreto n° 10.665/2021 e DSP n° 417/2022 - Financeiro de saldo de Itaipu
Financeiro extraordinário de reversão de receitas de UDER  165.389.383 2,74%
5 6.824.464 0,94%
263.982.150 4,38%
2 7.357.042 0,45%
7.174.446 0,12%
6 6.535.205 1,10%
305.205 0,01%
130.705.950 2,17%
( 5.392) 0,00%
( 1.941.316) -0,03%
(124.065.803) -2,06%
4 6.518.372 0,77%
( 2.060.902) -0,03%
(920.172) -0,02%
(58.135.794) -0,96%
(164.464.629) -2,73%
(230.000.000) -3,82%
220.259.259 3,65%
1 6.647.557 0,28%
(546.078.190) -9,06%
1 7.600.745 0,29%
(44.367.393) -0,74%  
Total ( 152.739.816) -2,53%    

Página 10 de 18 
 
 
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. 
26. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão 
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica 19/2022-SGT/ANEEL: 
a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica 
27. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante 
a Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, 
com aplicação de setembro/21 a abril/22. 
28. 
A Bandeira Escassez Hídrica tem por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não seja transferido para as 
tarifas, mas que seja recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os 
processos tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
29. 
Destaca-se que essa ação é necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
30. 
Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de  
R$ 222,6 milhões, com impacto de redução de 3,69% no efeito médio do reajuste. 
b) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidor migrante para o ACL 
31. 
Por meio do Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL6, de 4 de novembro de 2021, 
foi solicitado à EMT informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos 
consumidores migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito 
 
 
6 Documento SIC nº 48581.001765/2021

Página 11 de 18 
 
 
na Nota Técnica nº 237/2020-SGT/ANEEL7, de 27/11/2020. O valor correspondente informado 
pela EMT, atualizado pela Selic, foi de R$ 920.172,00, com impacto de 0,02%. 
c) Financeiro do Spread da Conta Covid - REN nº 952/2021 
32. 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-
ANEEL, dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por 
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro 
negativo nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da EMT, correspondendo a 
R$ 2,06 milhões, resultando em redução de efeito de 0,03%. 
d) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial  
33. 
Os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que questionam a incidência 
sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, estando o tema em 
Consulta Pública nº 05/2021.  
34. 
No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações excepcionais autoriza o uso 
antecipado à conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do valor total de 
potencial crédito associado à respectiva ação judicial.  
35. 
A EMT, por meio de correspondência, solicitou que seja considerada a reversão do 
valor de R$ 230 milhões decorrente de êxito da ação judicial movida pela empresa contra a União 
para devolução de créditos de PIS/COFINS cobrados sobre o ICMS nas contas de energia. A 
inclusão do valor de R$ 230 milhões neste RTA correspondente à atenuação do efeito tarifário 
em 3,82%. Vale destacar que a Concessionária ainda não aproveitou qualquer valor, tendo em 
vista que a Receita não habilitou valores. 
e) Financeiro Extraordinário de Reversão de Receitas de Ultrapassagem de 
 
 
7 Documento SIC nº 48581.001953/2020

Página 12 de 18 
 
 
Demanda e Excedente de Reativos (“UDER”) 
36. 
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 2022, 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, descontados 
os valores já considerados no processo tarifário de 2021, conforme valores declarados pela 
distribuidora, em resposta ao Ofício Circular nº 8/2022-SGT/SFF/ANEEL, de 7 de março de 2022. 
Dessa forma, foi considerado um componente financeiro negativo, no valor de R$ 44,37 milhões, 
contribuindo com uma redução tarifária de 0,74%. 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 concessionária o pagamento de um 
spread de 2,8% a.a. aplicado ao montante antecipado. 
f) Empréstimo Setorial - Conta Escassez Hídrica 
37. 
De acordo com as regras aprovadas pela Aneel, através da REN n° 1.008/2022, nos 
processos tarifários homologados entre a publicação da REN e a efetiva transferência dos valores 
previstos para as distribuidoras, poderá ser considerada antecipação da reversão dos valores a 
serem recebidos do empréstimo, na forma de um como componente financeiro negativo. 
38. 
A contratação da operação financeira, em uma ou mais tranches, abrangerá os 
seguintes itens: (i)  Estimativa do saldo da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras 
Tarifárias para a competência de abril de 2022; (ii) Programa de Incentivo à Redução Voluntária 
do Consumo de Energia Elétrica de que trata a Resolução nº 2, de 2021, da CREG; (iii) Importação 
de energia referente às competências de julho e agosto de 2021 e (iv) Diferimentos de que trata

Página 13 de 18 
 
 
o § 1º-I do art. 13 da Lei nº 10.438, de 2002 (diferimentos aplicados no processo tarifário anterior 
à liberação dos recursos da operação financeira); 
39. 
O Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica de 
que trata a Resolução nº 2, de 2021, da Creg, vigorou de setembro a dezembro de 2021, em razão 
do período crítico para os reservatórios das hidrelétricas brasileiras. O objetivo do programa foi 
incentivar os consumidores a reduzirem o seu consumo de energia em meio ao cenário de 
escassez hídrica. 
40. 
O Programa foi implementado mediante a concessão de bônus em fatura em 
contrapartida da redução média verificada do consumo de energia elétrica8. 
41. 
Diante do estabelecido no Inciso I do § 1º do Art. 1º do Decreto nº 10.939, de 
2022, as despesas referentes ao Programa poderão ser cobertas com recursos da Conta de 
Escassez Hídrica. Já o Art. 9º da Resolução n° 2, de 2021 da CREG estabeleceu que deve ser 
mantido o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão e permissão de 
distribuição de energia elétrica, cabendo à ANEEL avaliar eventuais solicitações de recomposição, 
fundamentadas pelo interessado, na forma do respectivo contrato de concessão ou permissão e 
da legislação aplicável, decorrente do Programa. 
42. 
No caso específico da EMT, a empresa concordou com a reversão antecipada, para 
os consumidores, da parcela do empréstimo referente ao Programa de Incentivo à Redução 
Voluntária do Consumo, de modo que houve a inclusão de componente financeiro equivalente a 
R$ 34,6 milhões, com impacto no processo tarifário equivalente a -0,57%. 
43. 
Na 247ª Reunião Ordinária do CMSE, de 5 de maio de 2021, o Comitê autorizou o 
ONS a despachar geração termelétrica fora da ordem de mérito e importação sem substituição 
a partir da Argentina ou do Uruguai, sem limitação nos montantes e preços associados, desde 
que alocável na carga e respeitadas as restrições operativas, e de forma a minimizar o custo 
 
 
8 Mais informações disponíveis em: https://bit.ly/3kRwqw2.

Página 14 de 18 
 
 
operacional total do sistema elétrico. 
44. 
Na 1ª Reunião da CREG, de 1º de julho de 2021, o ONS apresentou as estratégias 
operativas ora em curso para enfrentamento da situação, visando a manutenção da 
governabilidade do Sistema Interligado Nacional, dentre elas, a importação de energia. 
45. 
Os custos de cada distribuidora com importação de energia para as competências 
dos meses de julho e agosto de 2021 foram contabilizados e informados pela CCEE, totalizando 
valor da ordem de R$ 790 milhões. 
46. 
Por fim, tanto a Medida Provisória n° 1.078, de 2021, como o Decreto n° 10.939, 
de 2022, possibilitaram a inclusão dos diferimentos tarifários aplicados no processo tarifário 
anterior à liberação dos recursos da operação financeira. Destaca-se que, com base no 
cronograma estimado de conclusão da operação e no cronograma dos processos tarifários, a 
data limite para a inclusão de novos diferimentos seria referente aos processos tarifários até 8 
de abril de 2022. 
47. 
Em 28 de março de 2022, a concessionária protocolou correspondência referente 
com propostas relacionadas ao financiamento da Conta Escassez Hídrica 9, com Parcela de 
diferimento de energia de -R$492,12 milhões e Importação julho-agosto/21 de -R$19,36 milhões, 
representando redução de efeitos de -8,16% e -0,32%, respectivamente. 
48. 
Todas as medidas de mitigação fazem parte de uma série de iniciativas da ANEEL 
em conjunto com as concessionárias, visando mitigar impactos tarifários ainda mais elevados 
diante do cenário de pandemia (Covid-19), com consequentes impactos econômicos na renda e 
emprego. 
Neutralidade e Ajuste do financeiro de saldo de Itaipu - Decreto nº 10.665/2021 
 
 
9 Carta ENERGISAMT/VPR-ANEEL/Nº018/2022, SIC: 48513.009215/2022.

Página 15 de 18 
 
 
49. 
No processo tarifário de 2021 da EMT foi incluído um componente financeiro negativo de  
R$ 347 milhões, referente à utilização e alocação do Saldo Positivo da Conta Comercialização da 
Energia Elétrica de Itaipu e respectivos excedentes financeiros extraordinários, em favor da 
modicidade tarifária, nos termos do Decreto nº 10.665, de 2021, e conforme valores e condições 
aprovadas pela REH nº 2.969, de 2021. 
50. 
De acordo com Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL, o tratamento a ser dado nos 
processos tarifários subsequentes envolve a apuração e o repasse da Neutralidade do 
componente financeiro negativo incluído em 2021, bem como a avaliação da diferença entre o 
montante total de recursos recebido até então da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu 
e o valor incluído no processo tarifário de 2021. 
51. 
No caso da EMT, foi recebido até o momento o valor de R$ 308,18 milhões, valor este 
inferior ao componente financeiro incluído no processo tarifário de 2021, o que implicou em uma 
reversão da parcela de recursos não recebida da Conta de Comercialização de Energia de Itaipu, 
conforme fórmula 5 da Nota Técnica nº 247/2021-SGT/ANEEL. 
52. 
Dessa forma, neste processo tarifário estão sendo incluídos os componentes financeiros 
de Neutralidade e Ajuste do financeiro de Itaipu decorrente do Decreto nº 10.665/2021, com 
valores de R$ 22,65 milhões e de R$ 40,25 milhões, respectivamente.

Página 16 de 18 
 
 
Evolução da Tarifa B1 
53. 
Outro ponto que merece destaque é a evolução da tarifa B1 – Residencial da 
Concessionária nos últimos 10 anos (94,8%) comparada com as variações do IGP-M (143,9% ) e 
do IPCA (81,4%) 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  
54. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de abril/2022 a março/2023, 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/2021 a março/2022 e leva em consideração o provimento de diferenças 
devidas à postergação de tarifas do RTA de 2020 no período de 8 a 21 de abril de 2021. 
423,59
341,87
342,82
381,07
475,73
465,20
507,65
498,27
568,25
626,84
636,28
683,50
825,12
Reajuste
2012
RTE
2013
Revisão
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Reajuste
2015
Reajuste
2016
Reajuste
2017
Revisão
2018
Reajuste
2019
COVID
2020
Reajuste
2021
Reajuste
2022
B1 - Residencial
IGPM
IPCA

Página 17 de 18 
 
 
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
III. 
D I R E I T O 
55. 
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 
56. 
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.004916/2021-67, voto 
por EMITIR Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
(i) 
HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual – RTA das tarifas da 
EMT - Energisa Mato Grosso - Distribuidora de Energia S/A, a vigorar a 
partir de 16 de abril de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de 22,55%, sendo 24,96% para os consumidores em 
Alta Tensão – AT e 21,62% 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 
 Tipo 
 Ajuste
(R$) 
 Previsão
(R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
1.162.941
        
13.674.696
     
14.837.637
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
89.386
             
7.573.287
        
7.662.673
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(6.005)
              
302.093
           
296.088
           
Subsídio Rural
(230.242)
          
3.720.551
        
3.490.310
        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
(339.487)
          
3.391.020
        
3.051.533
        
Total
676.594
           
28.661.647
     
29.338.241
Ajuste Previsão Valor Mensal
Tipo
(R$) (R$) (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 1 .162.941 1 3.674.696 1 4.837.637
Subsídio Geração Fonte Incentivada 8 9.386 7 .573.287 7 .662.673
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento ( 6.005) 3 02.093 2 96.088
Subsídio Rural ( 230.242) 3 .720.551 3 .490.310
Subsídio Irrigante/Aquicultor ( 339.487) 3 .391.020 3 .051.533  
Total 6 76.594 2 8.661.647 2 9.338.241  

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de uso exclusivo; e 
(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. 
Brasília, 12 de abril de 2022. 
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO 
Diretor