48581.001590/2016-00 
 
 Nota Técnica n° 139/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 17 de maio de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.005406/2015-69 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A 
e demais providências pertinentes ao seu Reajuste 
Tarifário Anual de 2016. 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da CEMIG-D - CEMIG 
Distribuição S/A, vigente a partir de 28 de maio de 2016, calculado em conformidade com as disposições 
legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do Contrato de 
Concessão de Distribuição nº 002, 003, 004 e 005/1997 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A CEMIG, sediada na cidade de Belo Horizonte/MG, atende aproximadamente 8,1 milhões 
de unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem 
de R$ 13 bilhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
1 - Fonte: SAMP - competência março/2016 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
6.567.914
                      
796.132
                     
23,1%
Industrial
75.370
                           
1.550.591
                  
44,9%
Comercial
714.093
                         
495.370
                     
14,3%
Rural
685.861
                         
248.738
                     
7,2%
Iluminação Pública
4.438
                             
103.488
                     
3,0%
Poder Público
63.017
                           
75.246
                       
2,2%
Serviço Público
11.417
                           
97.459
                       
2,8%
Demais classes
752
                                
86.760
                       
2,5%
Total 
8.122.862
                      
3.453.782
                  
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
3. 
Em 27/1/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário 
da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 
4. 
Em 5/4/2016, a Resolução Homologatória nº 2.037 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. 
 
5. 
No dia 7/4/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 183/2016-SFF/ANEEL com os valores 
fiscalizados e validados das garantias financeiras relativas à contratação regulada de energia (CCEAR) da 
CEMIG-D. 
 
6. 
Em 13/4/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da CEMIG-D, prestando os 
esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos a 
serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
7. 
Em 29/4/2016, a Distribuidora, por meio da Carta RE/TF-0132A/20162, encaminhou à 
ANEEL informações para o Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
8. 
O Memorando nº 116/2016-SRM/ANEEL, de 6/5/2016, apresentou informações sobre os 
contratos bilaterais de compra e venda de energia. 
 
9. 
Em 13/5/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 260/2016-SFF/ANEEL com os valores 
fiscalizados do saldo da CVA da concessionária, referente ao processo tarifário de 2015. 
 
10. 
Em 17/5/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a CEMIG encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais, 
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 
04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
11. 
Em 10/07/1997 foram firmados os Contratos de Concessão nºs 002, 003, 004 e 005/1997 
entre a União, por intermédio da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a CEMIG-D - CEMIG 
Distribuição S/A. Esse contrato, que tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de 
distribuição de energia elétrica, estabelece na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas 
de energia elétrica da concessionária, mediante aplicação de fórmula específica. 
                                                          
 
1 Memorando nº 23/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 24/21015-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48513.011084/2016-00.

Fls. 3 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
12. 
Em 31/3/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá 
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às 
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004. 
 
13. 
Em 13/04/2010, foi assinado o Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
14. 
Por fim, em 21/12/2015, foi firmado o Quinto Termo Aditivo referente à renovação dos 
Contratos de Concessão nº 02/1997, nº 03/1997, nº 04/1997 e nº 05/1997 nos termos do Decreto nº 8.461, 
de 2 de junho de 2015, que regulamentou a prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica 
de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, com alteração de data de aniversário 
contratual de 08 de abril para 28 de maio. Além disso, o Aditivo reagrupou os quatro Contratos de Concessão 
originais.  
 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
15. 
No último Termo Aditivo, que tratou da renovação dos Contratos de Concessão, constou da 
Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta que: “No primeiro reposicionamento tarifário posterior à assinatura 
do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas no Contrato de 
Concessão anterior da DISTRIBUIDORA”. Assim, no processo tarifário de 2016 da CEMIG-D observou-se 
a metodologia de cálculo prevista nos contratos de concessão originais. 
 
16. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão Original, a empresa reconheceu que o 
nível tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção 
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir 
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na 
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio 
econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
17. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 
original, preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela 
A (VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
18. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:

Fls. 4 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
 
19. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função 
do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que 
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a 
ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
20. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão 
Original, a ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que 
deverão ser subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
Período de 12 meses 
Referência 
DRA
DRP 
VPA0 
VPA1 
RA0
Referência


Fls. 5 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
21. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
22. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da CEMIG-D 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
23. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
29,1% e 21,41%, respectivamente. 
 
 
II.1.4. Reajuste Tarifário Anual de 2015 
 
24. 
O Reajuste Tarifário Anual de 2015 da CEMIG resultou, em média, num reposicionamento 
das tarifas de 41,41%, sendo 34,66% referentes ao reajuste econômico e 6,75% relativos aos componentes 
financeiros, correspondendo a um efeito tarifário médio de 7,07% percebido pelos usuários da distribuidora, 
conforme consta na Resolução Homologatória nº 1.872, de 7/4/2015. 
 
25. 
A Votorantim Energia, por meio da carta VE-57/2015, de 27 de abril de 2015, solicitou a 
revisão do valor da tarifa específica calculada para a unidade consumidora de Três Marias nos termos da 
decisão proferida no Despacho nº 3.620, de 13/11/2012, que aplica, de forma provisória, a metodologia de 
definição da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD aplicável a unidades consumidoras 
conectadas diretamente em subestação de Rede Básica em instalações de propriedade da transmissora 
classificada como DITs . 
 
26. 
Ao verificar que a TUSD calculada para a unidade consumidora de Três Marias da 
Votarantim estava equivocada, a SGT, de ofício, retificou a Resolução Homologatória nº 1.872/2015 
alterando os valores das tarifas pleiteadas pela Empresa.  
 
27. 
Ressalta-se que para manter o equilíbrio das tarifas, a Concessionária tem direito à 
recuperação da receita requerida com a redução da tarifa da Votorantim, uma vez que não houve o aumento

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
compensatório nas tarifas dos demais consumidores. Esse valor será abordado no item III.7 da Nota 
Técnica, que trata dos componentes tarifários financeiros externos ao reajuste econômico. 
 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
28. 
O período de referência para o reajuste anual da CEMIG é de maio/2015 a abril/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
29. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$ 13.006.268.811,65, conforme demonstrado na Tabela 2. 
 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
30. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas3 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL 
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
                                                          
 
3 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
26.003.277
               
11.531.615.065,90
        
A2   (88 a 138 kV)
536.469
                    
168.730.917,96
             
A3   (69 kV)
57.300
                      
22.600.649,95
               
A3a (30 kV  a 44 kV)     
103.488
                    
35.782.420,41
               
A4   (2,3 kV a 25 kV)
6.643.900
                 
2.526.044.531,45
          
As
151.487
                    
73.697.988,29
               
BT  (menor que 2,3 kV)
18.510.633
               
8.704.758.557,84
          
Demais Livres
15.523.759
               
1.312.230.172,16
          
Distribuição
356.092
                    
9.330.525,89
                 
Geração
-
                            
153.093.047,70
             
Total
41.883.127
               
13.006.268.811,65
Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 2 6.003.277 1 1.531.615.065,90
A2 (88 a 138 kV) 5 36.469 1 68.730.917,96
A3 (69 kV) 5 7.300 2 2.600.649,95
A3a (30 kV a 44 kV) 1 03.488 3 5.782.420,41
A4 (2,3 kV a 25 kV) 6 .643.900 2 .526.044.531,45
As 1 51.487 7 3.697.988,29
BT (menor que 2,3 kV) 1 8.510.633 8 .704.758.557,84
Demais Livres 1 5.523.759 1 .312.230.172,16
Distribuição 3 56.092 9 .330.525,89
Geração - 1 53.093.047,70
Total 4 1.883.127 1 3.006.268.811,65

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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, tem sua metodologia de cálculo 
detalhada no Submódulo 5.9 do PRORET;

Fls. 8 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para 
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a 
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam 
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão 
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
31. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
32. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.018, de 02/02/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.018, de 02/02/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
14.934.512,15
        
16.252.846,99
        
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
2.907.449.987,46
   
2.381.660.860,69
   
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
225.845.824,40
      
515.749.383,48
      
Previsão SGT -JAN/2016
PROINFA
233.750.086,89
      
325.459.942,36
      
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
106.244.205,11
      
112.783.742,69
      
Res. Normativa nº 316/2008
Contribuição ONS
281.830,49
             
321.742,68
             
Contribuição JAN/16 - DEZ/16
Total de Encargos Tarifários
3.488.506.446
        
3.352.228.519

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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição 
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização 
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, 
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas 
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da 
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas 
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na 
modalidade por disponibilidade.  O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras 
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos 
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada 
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus 
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado 
nacional. 
 
33. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço 
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os 
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da “Parcela A”. 
 
34. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
35. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu 
e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
36. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas na 
Resolução Homologatória n° 1.917, de 23/06/2015.

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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
37. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 1.918, de 23/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes 
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
38. 
 O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida 
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. Esse custo se aplica ao caso da CEMIG, uma vez que 
a CEMIG acessa a rede de distribuição das distribuidoras COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado 
da Bahia, LIGHT - Light Serviços de Eletricidade S/A, CPFL-Paulista - Companhia Paulista de Força e Luz 
e EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A. 
 
39. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
40. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo: 
 
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
Nota: O custo de conexão foi obtido da Resolução Homologatória nº 1.918/2015, atualizados pelo IPCA para a data de 
aniversário contratual da distribuidora acessante. 
 
41. 
Em relação aos custos de transmissão é vedada a consideração de ajustes compensatórios 
posteriores em decorrência do surgimento de novos custos de transmissão no Período de Referência 
(Parágrafo 7 do Submódulo 3.3 do PRORET) e somente pode ser considerado no processo tarifário os 
custos com conexão a partir da efetiva utilização do serviço (Parágrafo 8 do Submódulo 3.3 do PRORET). 
Assim, a Receita Anual da Conexão de uso exclusivo referente às Demais Instalações de Transmissão (DIT) 
presente na Resolução Homologatória deste processo tarifário R$ 45.328.558,25 difere do custo de conexão 
repassado às tarifas e considerado na DRP R$ 39.386.909,65, uma vez que 8 módulos considerados na 
RAP ainda não foram conectados pela CEMIG-D, além de existir Parcela de Ajuste referente a novos custos 
de transmissão que não são passíveis de repasse tarifário. 
 
 
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
407.280.985,50
      
308.166.169,76
      
Rede Básica Fronteira
61.724.872,88
        
83.492.720,89
        
Rede Básica ONS (A2)
8.495.745,07
          
9.263.823,05
          
Rede Básica Export. (A2)
305.280,00
             
1.384.560,00
          
MUST Itaipu
51.977.659,82
        
58.539.533,06
        
Transporte de Itaipu
21.936.993,62
        
27.687.159,65
        
Conexão
30.162.604,12
        
39.386.909,65
        
Uso do sistema de distribuição
3.032.697,77
          
3.073.911,24
          
Total dos Custos de Transporte
584.916.838,77
      
530.994.787,30
Componente DRA (R$) DRP (R$)
Rede Básica 4 07.280.985,50 3 08.166.169,76
Rede Básica Fronteira 6 1.724.872,88 8 3.492.720,89
Rede Básica ONS (A2) 8 .495.745,07 9 .263.823,05
Rede Básica Export. (A2) 3 05.280,00 1 .384.560,00
MUST Itaipu 5 1.977.659,82 5 8.539.533,06
Transporte de Itaipu 2 1.936.993,62 2 7.687.159,65
Conexão 3 0.162.604,12 3 9.386.909,65
Uso do sistema de distribuição 3 .032.697,77 3 .073.911,24
Total dos Custos de Transporte 5 84.916.838,77 5 30.994.787,30

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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
III.5 Compra de Energia 
 
42. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram 
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado 
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
43. 
Também a Lei n° 10.848/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão garantir 
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
44. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de 
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei 
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de 
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor. Ressalta-se que a CEMIG 
celebrou 2 contratos bilaterais para o atendimento do seu mercado, um com a CEMIG 
Capim Branco Energia II e outro com a Tractebel Energia S.A..  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
 
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado

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Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, 
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de 
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
45. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida. 
 
46. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as 
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.

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47. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica4. 
 
48. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.507/2013 (última revisão tarifária da CEMIG) estabeleceu o percentual regulatório de 
perdas técnicas de 7,84% (sobre energia injetada da concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre 
o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 7,63% serem aplicados nos reajustes tarifários de 
2014, 2015, 2016 e 2017. 
 
49. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base 
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime 
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário utilizou-se como valor regulatório, 
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média 
de março/2015 a fevereiro/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual reajuste tarifário da 
CEMIG. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
50. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
51. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da CEMIG para atendimento ao seu 
mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
                                                          
 
4 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
7,63%
7,63%
Técnica (s/ merc. injetado)
7,84%
7,84%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,43%
1,66%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
18.510.633
18.510.633

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III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
52. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do 
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
53. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos 
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
54. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
55. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
26.003.277
        
26.003.277
        
Fornecimento
26.003.277
        
26.003.277
        
Consumidores Livres
15.879.850
        
15.879.850
        
Perdas Totais
5.541.033
          
5.611.614
          
Perdas Rede B.
445.549
             
516.129
             
Perdas na Distribuição
5.095.484
          
5.095.484
          
Perda Não Técnica
1.412.361
          
1.412.361
          
Perda Técnica
3.683.123
          
3.683.123
          
Energia Requerida
31.544.310
        
31.614.891
        
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
31.544.310
170,05
5.364.049.628,01

Fls. 15 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
56. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits 5 considerando o período de 
referência em questão.  
 
57. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível 
corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração 
Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e 
Contratos de Suprimento.  
 
58. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 
12 meses subsequentes; 
 
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi 
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do 
IPCA até o mês do aniversário contratual; 
 
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de 
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das 
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do 
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita 
necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. 
Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para 
patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as 
concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores 
de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.  
 
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas 
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
                                                          
 
5 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência.

Fls. 16 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
prestadas pela Superintendência de Regulação Econômica e Estudos de Mercado por meio do Memorando 
nº 116/2016-SRM/ANEEL, de 6/5/2016. 
 
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de 
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos 
12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução 
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram 
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida 
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela 
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período 
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção 
5.1, do PRORET. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente de Angra e Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, estabelecido pela ANEEL. 
Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em 
Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram utilizados os preços do resultado do 
leilão. 
 
59. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida.

Fls. 17 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa             
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
16.639.292,65
                 
15.234.676,71
                 
211,11
    
3.216.267.026,23
       
4º LEE 2009-08
128.828,61
                      
117.953,46
                      
175,24
    
20.670.328,77
            
4º LEE 2009-08 (MCSD)
1.162,82
                          
1.064,66
                          
175,24
    
186.571,79
                 
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
7.208,88
-                          
6.600,34
-                          
176,63
        
1.165.849,25
-              
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra
158.030,88
-                      
144.690,61
-                      
176,63
    
25.557.393,49
-            
12º LEE 2014 36M/ Nova regra
180.266,80
                      
165.049,47
                      
176,63
    
29.153.476,56
            
13º LEE 2014-05 DISP
236.365,50
                      
216.412,56
                      
367,60
    
79.553.282,24
            
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
24.186,36
-                        
22.144,65
-                        
320,12
    
7.088.857,24
-              
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE
580.498,92
-                      
531.495,75
-                      
320,12
    
170.140.276,19
-          
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE
604.684,61
                      
553.639,79
                      
320,12
    
177.228.935,95
          
1º LEN A-3 2008-15 T
276.777,35
                      
253.413,03
                      
297,77
    
75.457.569,62
            
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T
4.962,14
-                          
4.543,26
-                          
297,77
    
1.352.825,02
-              
1º LEN  redução COCAL A-3 2008-15 T
3.809,82
-                          
3.488,22
-                          
297,77
    
1.038.668,94
-              
1º LEN A-3 2008-30 H
39.145,80
                        
35.841,28
                        
195,69
    
7.013.695,72
              
2º LEN A-3 2009-15 T
271.819,97
                      
248.874,12
                      
309,98
    
77.145.555,92
            
2º LEN A-3 2009-30 H
529.225,24
                      
484.550,37
                      
228,44
    
110.690.445,87
          
4º LEN A-3 2010-15 T
3.177.491,80
                   
2.909.261,91
                   
324,17
    
943.109.357,82
          
6º LEN A-3 2011-15 T
49.930,39
                        
45.715,49
                        
225,22
    
10.296.101,81
            
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra
1.033.658,06
                   
946.401,19
                      
137,45
    
130.087.121,50
          
12º LEN - MCSD  (- MIII) A-3 2014-20 T
282.437,39
-                      
258.595,26
-                      
142,62
    
36.881.610,46
-            
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T
919.494,16
                      
841.874,51
                      
142,62
    
120.070.596,95
          
12º LEN - MCSD  (MIII) A-3 2014-20 T
92.256,08
-                        
84.468,23
-                        
142,62
    
12.047.104,56
-            
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T
830.343,41
                      
760.249,47
                      
142,62
    
108.428.996,30
          
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra
462.176,10
                      
423.161,23
                      
137,33
    
58.114.145,86
            
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra
22.477,32
                        
20.579,89
                        
147,88
    
3.043.400,06
              
17º LEN DIS-2016/ Nova regra
197.233,42
                      
180.583,84
                      
147,88
    
26.705.146,54
            
19º LEN DIS-2017/ Nova regra
92.544,80
                        
84.732,58
                        
147,53
    
12.500.733,16
            
19º LEN QTD-2017/ Nova regra
45.157,40
                        
41.345,41
                        
137,35
    
5.678.775,05
              
1º LEN A-4 2009-15 T
353.506,94
                      
323.665,44
                      
297,77
    
96.378.746,73
            
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T
6.022,26
-                          
5.513,89
-                          
297,77
    
1.641.886,72
-              
1º LEN  redução COCAL A-4 2009-15 T
3.751,87
-                          
3.435,15
-                          
297,77
    
1.022.895,37
-              
1º LEN A-4 2009-30 H
27.702,42
                        
25.363,90
                        
209,10
    
5.303.576,62
              
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés
551,35
-                             
504,81
-                             
210,49
    
106.256,69
-                 
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés
602,23
-                             
551,39
-                             
210,49
    
116.061,81
-                 
1º LEN A-5 2010-15 T
779.505,57
                      
713.703,13
                      
262,12
    
187.074.572,29
          
1º LEN A-5 2010-30 H
803.921,64
                      
736.058,11
                      
210,49
    
154.932.860,71
          
01º LEN A-5 2010-30 H  - Retirada Porto Goés
7.234,39
-                          
6.623,70
-                          
210,49
    
1.394.221,57
-              
3º LEN A-5 2011-15 T
203.549,54
                      
186.366,78
                      
283,32
    
52.800.766,98
            
3º LEN A-5 2011-30 H
216.485,40
                      
198.210,65
                      
216,10
    
42.833.307,84
            
5º LEN A-5 2012-15 T
1.071.427,57
                   
980.982,37
                      
255,61
    
250.751.070,93
          
5º LEN A-5 2012-30 H
495.517,93
                      
453.688,48
                      
221,78
    
100.618.161,63
          
10º LEN A-5 2015-30 H
409.959,24
                      
375.352,28
                      
148,34
    
55.679.701,82
            
11º LEN A-5 2015-30 H
1.188.968,52
                   
1.088.601,02
                   
97,71
      
106.361.770,92
          
1º LFA A-3 2010-15 OF
409.945,81
                      
375.339,98
                      
247,16
    
92.769.858,21
            
1º LFA A-3 2010-30 H
176.238,39
                      
161.361,12
                      
235,25
    
37.960.585,95
            
3º LFA BIO-2016/ Nova regra
31.111,47
                        
28.485,17
                        
227,56
    
6.482.059,75
              
Estruturante Santo Antônio
1.076.001,58
                   
985.170,26
                      
133,94
    
131.956.839,02
          
Estruturante Santo Antônio - MCSD
78.621,00
                        
71.984,16
                        
133,94
    
9.641.787,52
              
Estruturante Santo Antônio - MCSD
36.756,96
                        
33.654,10
                        
133,94
    
4.507.736,76
              
Estruturante Santo Antônio - MCSD
11.820,31
-                        
10.822,49
-                        
133,94
    
1.449.598,34
-              
Estruturante Jirau - MCSD
129.898,67
                      
118.933,20
                      
117,81
    
14.011.540,44
            
Estruturante Jirau - MCSD
54.636,65
                        
50.024,47
                        
117,81
    
5.893.391,24
              
Estruturante Belo Monte
965.806,30
                      
884.277,18
                      
116,78
    
103.263.040,10
          
Estruturante Belo Monte
1.265.460,07
                   
1.158.635,49
                   
116,78
    
135.301.719,75
          
Estruturante Belo Monte - MCSD
426.179,69
-                      
390.203,48
-                      
116,78
    
45.566.705,08
-            
Estruturante Belo Monte - MCSD
624.960,00
-                      
572.203,62
-                      
116,78
    
66.820.095,73
-            
Bilaterais
1.394.416,80
                   
1.276.706,26
                   
212,02
    
270.689.914,05
          
CEMIG Capim Branco Energia (II)
241.600,80
                      
221.205,92
                      
232,41
    
51.409.752,68
            
Tractebel Energia S.A.
1.152.816,00
                   
1.055.500,34
                   
207,75
        
219.280.161,37
          
Energia Base
16.434.827,58
                 
15.103.508,01
                 
117,29
    
1.771.434.919,40
       
Cota Angra I/Angra II
1.078.934,77
                   
987.855,84
                      
206,29
    
203.784.781,37
          
Cotas Lei n º 12783/2013
8.688.330,38
                   
7.954.899,72
                   
60,53
      
481.476.537,13
          
Itaipu (tirando as perdas)
6.003.747,62
                   
5.496.937,64
                   
197,60
    
1.086.173.600,90
       
PROINFA
663.814,81
                      
663.814,81
                      
-
          
-
                              
Total
34.468.537,04
                 
31.614.890,99
                 
166,33
    
5.258.391.859,68
Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos
(MWh) (MWh) (R$/MWh) (R$)  
AMBIENTE REGULADO - CCEAR 16.639.292,65 15.234.676,71 211,11 3.216.267.026,23  
4º LEE 2009-08 128.828,61 117.953,46 175,24 20.670.328,77
4º LEE 2009-08 (MCSD) 1.162,82 1.064,66 175,24 186.571,79
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra - 7.208,88 - 6.600,34 176,63 - 1.165.849,25
12º LEE 2014 36M (MCSD)/ Nova regra - 158.030,88 - 144.690,61 176,63 - 25.557.393,49
12º LEE 2014 36M/ Nova regra 180.266,80 165.049,47 176,63 29.153.476,56
13º LEE 2014-05 DISP 236.365,50 216.412,56 367,60 79.553.282,24
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE - 24.186,36 - 22.144,65 320,12 - 7.088.857,24
13º LEE 2014-05 QTD(MSCD)/ Regra esp. do 13º LEE - 580.498,92 - 531.495,75 320,12 - 170.140.276,19
13º LEE 2014-05 QTD/ Regra esp. do 13º LEE 604.684,61 553.639,79 320,12 177.228.935,95
1º LEN A-3 2008-15 T 276.777,35 253.413,03 297,77 75.457.569,62
1º LEN - -PIE A-3 2008-15 T - 4.962,14 - 4.543,26 297,77 - 1.352.825,02
1º LEN redução COCAL A-3 2008-15 T - 3.809,82 - 3.488,22 297,77 - 1.038.668,94
1º LEN A-3 2008-30 H 39.145,80 35.841,28 195,69 7.013.695,72
2º LEN A-3 2009-15 T 271.819,97 248.874,12 309,98 77.145.555,92
2º LEN A-3 2009-30 H 529.225,24 484.550,37 228,44 110.690.445,87
4º LEN A-3 2010-15 T 3.177.491,80 2.909.261,91 324,17 943.109.357,82
6º LEN A-3 2011-15 T 49.930,39 45.715,49 225,22 10.296.101,81
12º LEN A-3 2014-20 OF/ Nova regra 1.033.658,06 946.401,19 137,45 130.087.121,50
12º LEN - MCSD (- MIII) A-3 2014-20 T - 282.437,39 - 258.595,26 142,62 - 36.881.610,46
12º LEN (retirado MIII) A-3 2014-20 T 919.494,16 841.874,51 142,62 120.070.596,95
12º LEN - MCSD (MIII) A-3 2014-20 T - 92.256,08 - 84.468,23 142,62 - 12.047.104,56
12º LEN (Maranhão III) A-3 2014-20 T 830.343,41 760.249,47 142,62 108.428.996,30
12º LEN A-3 2014-30 H/ Nova regra 462.176,10 423.161,23 137,33 58.114.145,86
17º LEN DIS-2016 (Efeito Despacho)/ Nova regra 22.477,32 20.579,89 147,88 3.043.400,06
17º LEN DIS-2016/ Nova regra 197.233,42 180.583,84 147,88 26.705.146,54
19º LEN DIS-2017/ Nova regra 92.544,80 84.732,58 147,53 12.500.733,16
19º LEN QTD-2017/ Nova regra 45.157,40 41.345,41 137,35 5.678.775,05
1º LEN A-4 2009-15 T 353.506,94 323.665,44 297,77 96.378.746,73
1º LEN - -PIE A-4 2009-15 T - 6.022,26 - 5.513,89 297,77 - 1.641.886,72
1º LEN redução COCAL A-4 2009-15 T - 3.751,87 - 3.435,15 297,77 - 1.022.895,37
1º LEN A-4 2009-30 H 27.702,42 25.363,90 209,10 5.303.576,62
01º LEN 2008-H30 - Retirada Porto Goés - 551,35 - 504,81 210,49 - 106.256,69
01º LEN 2009-H30 - Retirada Porto Goés - 602,23 - 551,39 210,49 - 116.061,81
1º LEN A-5 2010-15 T 779.505,57 713.703,13 262,12 187.074.572,29
1º LEN A-5 2010-30 H 803.921,64 736.058,11 210,49 154.932.860,71
01º LEN A-5 2010-30 H - Retirada Porto Goés - 7.234,39 - 6.623,70 210,49 - 1.394.221,57
3º LEN A-5 2011-15 T 203.549,54 186.366,78 283,32 52.800.766,98
3º LEN A-5 2011-30 H 216.485,40 198.210,65 216,10 42.833.307,84
5º LEN A-5 2012-15 T 1.071.427,57 980.982,37 255,61 250.751.070,93
5º LEN A-5 2012-30 H 495.517,93 453.688,48 221,78 100.618.161,63
10º LEN A-5 2015-30 H 409.959,24 375.352,28 148,34 55.679.701,82
11º LEN A-5 2015-30 H 1.188.968,52 1.088.601,02 97,71 106.361.770,92
1º LFA A-3 2010-15 OF 409.945,81 375.339,98 247,16 92.769.858,21
1º LFA A-3 2010-30 H 176.238,39 161.361,12 235,25 37.960.585,95
3º LFA BIO-2016/ Nova regra 31.111,47 28.485,17 227,56 6.482.059,75
Estruturante Santo Antônio 1.076.001,58 985.170,26 133,94 131.956.839,02
Estruturante Santo Antônio - MCSD 78.621,00 71.984,16 133,94 9.641.787,52
Estruturante Santo Antônio - MCSD 36.756,96 33.654,10 133,94 4.507.736,76
Estruturante Santo Antônio - MCSD - 11.820,31 - 10.822,49 133,94 - 1.449.598,34
Estruturante Jirau - MCSD 129.898,67 118.933,20 117,81 14.011.540,44
Estruturante Jirau - MCSD 54.636,65 50.024,47 117,81 5.893.391,24
Estruturante Belo Monte 965.806,30 884.277,18 116,78 103.263.040,10
Estruturante Belo Monte 1.265.460,07 1.158.635,49 116,78 135.301.719,75
Estruturante Belo Monte - MCSD - 426.179,69 - 390.203,48 116,78 - 45.566.705,08
Estruturante Belo Monte - MCSD - 624.960,00 - 572.203,62 116,78 - 66.820.095,73  
Bilaterais 1.394.416,80 1.276.706,26 212,02 270.689.914,05  
CEMIG Capim Branco Energia (II) 241.600,80 221.205,92 232,41 51.409.752,68
Tractebel Energia S.A. 1.152.816,00 1.055.500,34 207,75 219.280.161,37  
Energia Base 16.434.827,58 15.103.508,01 117,29 1.771.434.919,40  
Cota Angra I/Angra II 1.078.934,77 987.855,84 206,29 203.784.781,37
Cotas Lei n º 12783/2013 8.688.330,38 7.954.899,72 60,53 481.476.537,13
Itaipu (tirando as perdas) 6.003.747,62 5.496.937,64 197,60 1.086.173.600,90
PROINFA 663.814,81 663.814,81 - -  
Total 34.468.537,04 31.614.890,99 166,33 5.258.391.859,68  

Fls. 18 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
60. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA6 e na DRP 
para a CEMIG, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 5.364.049.628,01 e R$ 
5.258.391.859,68. 
 
III.6. Parcela B 
 
61. 
O Fator X7 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
62. 
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. 
 
63. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior 
(abril/2015) e do reajuste atual (maio/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi proporcionalizado, de 
modo a refletir o ganho de produtividade de todo o período, resultando em 1,25%.  
 
64. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET, o componente Q (qualidade 
do serviço) do Fator X é determinado no momento de cada reajuste tarifário anual a partir da variação dos 
indicadores de DEC e FEC apurados nos últimos dois anos disponíveis.  
 
65. 
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 a ser aplicado na atualização da 
Parcela B é de 0,00%. 
 
66. 
À vista do disposto no Parágrafo 20 do Submódulo 2.5 do PRORET (Revisão 1.1 aprovada 
pela REN nº 640, de 16/12/2014), que determina o recálculo do Componente “Q” considerado em processos 
tarifários anteriores quando houver retificação dos indicadores DEC e FEC utilizados originalmente, cabe 
informar que após análise dos novos dados fornecidos pela Superintendência de Regulação dos Serviços 
de Distribuição (SRD), por meio do Memorando nº 116/2016-SRD/ANEEL, de 31/03/2016, relativos aos anos 
                                                          
 
6 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
7 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.

Fls. 19 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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civis de 2013 e 2014, não se verificou quaisquer efeitos tarifários a considerar no caso da CEMIG em relação 
aos cálculos anteriores em que tais dados tenham sido utilizados.  
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
67. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M8 e do Fator X. A variação 
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e do 
reajuste atual (maio/2016) foi de 11,92%, enquanto o Fator X resultou em 1,93%. A tabela abaixo demonstra 
o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
68. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
 
69. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, o saldo das CVAs 
foram apurados a partir de dados fornecidos diretamente pela concessionária à SGT, que 
procedeu à análise das informações e promoveu os ajustes cabíveis. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, 
                                                          
 
8 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,25%
Componente T do Fator X
0,68%
Componente Q do Fator X
0,00%
Fator X
1,93%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
3.568.795.898,37
       
IGP-M
11,92%
Fator X
1,93%
Parcela B - DRP (R$)
3.925.548.056,99

Fls. 20 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no 
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual BM&F9, de 13,26% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Vermelha e os repasses da Conta 
Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos custos dos 
CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de competência de 
janeiro de 2015 a fevereiro de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 6.8 do PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a fevereiro de 2016. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; 
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos 
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização 
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP 
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, 
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a fevereiro de 2016.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
                                                          
 
9 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 1° 
e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

Fls. 21 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos 
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 915.166.053,27, com efeito no atual 
reajuste de 7,04%. Os principais componentes que impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os 
contratos de cota de garantia física, os contratos de cota de Itaipu, a parcela variável dos contratos 
por disponibilidade e o 18° Leilão de Ajuste de 2015 (produto de 6 meses). A participação no mix 
de contratação da CEMIG-D desses contratos foi de 23%, 18%, 25% e 1%, respectivamente. 
Destes, destaca-se o custo de Itaipu que tem relevância devido à alta do dólar ocorrida no período 
de análise, aliada à tarifa de repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, 
de 9/12/2014, e cobrada a partir de janeiro/2015. Já os custos dos contratos de cotas de garantia 
física tiveram valores majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas 
Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, onde foi incorporada 
nova parcela de custo relacionado ao Retorno da Bonificação pela Outorga10. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                          
 
10 Previsto na Lei n° 13.203/2015. 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
328.632.667,98
        
387.222.551,92
        
413.974.450,12
               
CVA CDE Energia
31.432.496,84
          
36.250.531,71
          
38.754.958,50
                 
CVA Rede Básica
6.741.517,26
-            
3.548.805,05
-            
3.793.980,00
-                   
CVA Compra Energia
747.757.225,64
        
856.026.101,30
        
915.166.053,27
               
CVA Transporte Itaipu
11.245.348,79
          
12.205.228,52
          
13.048.446,53
                 
CVA Proinfa
31.911.893,17
          
33.071.434,64
          
35.356.228,35
                 
CVA ESS/ERR
117.976.207,28
-        
122.245.555,02
-        
130.691.087,51
-               
Total
1.026.261.907,88
     
1.198.981.488,02
     
1.281.815.069,26
12 Meses
Delta 5 ° D i a Ú t i l A nterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)  
CVA CDE 328.632.667,98 387.222.551,92 4 13.974.450,12
CVA CDE Energia 31.432.496,84 36.250.531,71 3 8.754.958,50
CVA Rede Básica - 6.741.517,26 - 3.548.805,05 - 3 .793.980,00
CVA Compra Energia 747.757.225,64 856.026.101,30 9 15.166.053,27
CVA Transporte Itaipu 11.245.348,79 12.205.228,52 1 3.048.446,53
CVA Proinfa 31.911.893,17 33.071.434,64 3 5.356.228,35
CVA ESS/ERR - 117.976.207,28 - 122.245.555,02 - 1 30.691.087,51  
Total 1 .026.261.907,88 1 .198.981.488,02 1 .281.815.069,26  

Fls. 22 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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Composição do Mix da CEMIG na CVA  
 
 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – CEMIG

Fls. 23 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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CVA Energia – CEMIG  
 
 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações 
ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado 
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa 
de juros SELIC verificada.  
 
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os 
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio 
do Memorando nº 260/2016-SFF/ANEEL, de 13/5/2016. Destaca-se que os saldos 
fiscalizados da CVA_energia e da CVA_ess foram alterados pela SGT, tendo sido 
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de 
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em 
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do 
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.  
 
 
iii) Repasse de Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto Prazo. 
Calculado conforme a metodologia definida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 
15 de março de 2016, e composto pelas seguintes parcelas:  
 
a) Apuração do resultado financeiro mensal, para o período de jan/15 a fev/16, decorrente das 
compras e vendas no mercado de curto prazo, no valor de R$ (261.334.152,75), já a preços de 
maio de 2016.

Fls. 24 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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b) Avaliação da necessidade de ajuste do resultado financeiro do ano de 2015, observando os 
limites de repasse de sobrecontratação de energia e de exposição voluntária. Foi apurada a 
sobrecontratação total de energia de 459,32 MWh, que por ser inferior ao limite de 5% da 
energia anual requerida regulatória da concessionária, não há ajuste para o resultado financeiro 
de 2015.  
 
 Destaca-se que a exposição involuntária de energia no processo tarifário de 2015, 
referente ao ano civil de 2014, havia sido calculada provisoriamente. Assim, no atual 
processo tarifário essa exposição foi recalculada em caráter definitivo, não se 
observando diferença.  
 
 Foram feitos ajustes relativos ao MAC da UHE Santo Antônio11 e o recálculo do 
financeiro de sobrecontratação referente ao mês de novembro de 2014 que somados 
resultaram em um valor de R$ 2.292.160,31, atualizado a taxa Selic.  
 
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos refere-
se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais 
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
 
v) Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR). Foram 
reconhecidos os pagamentos efetuados pela distribuidora no período de março de 2015 a março de 2016, 
atualizados pela taxa SELIC, conforme Submódulo 4.4 do PRORET, resultante da 4ª fase da AP ° 078/2011, 
tendo sido fiscalizados12 pela Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF. 
 
vi) Ajuste Financeiro CUSD. Em cumprimento ao disposto no artigo 7° da Portaria 
Interministerial n° 25/2002 e conforme dispõe o Submódulo 4.4 do PRORET, ajustou-se financeiramente os 
custos decorrentes dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição (CUSDs) firmados entre a CEMIG e 
as distribuidoras COELBA, LIGHT, CPFL-Paulista e EMG. 
 
vii) Penalidade por descumprimento de metas de universalização. Conforme previsto na 
Resolução Normativa nº 238, de 28 de novembro de 2006, que alterou os critérios de aplicação de 
penalidades, estabelecidos pelo art. 14 da Resolução nº 223, de 29 de abril de 2003, referentes ao não 
cumprimento, por parte das concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia 
elétrica, das metas estabelecidas para o Programa de Universalização, foi considerado no atual reajuste da 
CEMIG o valor negativo de -R$ 2.656.276,72, referente ao Valor Redutor calculado na forma dos §§ 6º e 7º 
                                                          
 
11 Conforme determinação no voto do Diretor Relator (parágrafo 76, alínea a) do processo tarifário 48500.006196/2014-45, 
referente ao reajuste da CPFL Piratininga de 2015, foi feito recálculo do valor relativo ao ano civil de 2014, decorrente da 
redução do montante contratual de Santo Antônio contabilizada pela CCEE em julho de 2014. 
12 Memorando nº. 183/2016-SFF/ANEEL, de 7/4/2016.

Fls. 25 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
do referido art. 14 da referida Resolução. Destaca-se que esta é a 3ª parcela da penalidade, de um total de 
4. A parcela restante deverá ser considerada, devidamente corrigida, no reajuste subsequente da 
concessionária. 
 
viii) Ajuste Financeiro TUSDg. Conforme consta no Parágrafo 1º do Art. 3º da REH 
1.872/2015, por se tratar de geradoras em regime anual de cotas, a aplicação da nova TUSDg constante na 
Tabela 1 anexa à REH citada acima somente poderia ser aplicada a partir de 1º de julho de 2015, com a 
publicação da nova Receita Anual de Geração (RAG). Sendo assim, está sendo considerado no atual 
processo tarifário da CEMIG um componente financeiro, correspondente à diferença de receita que foi 
auferida pela distribuidora em relação ao período de competência de 8/4/2015 a 30/06/2015. 
 
 
ix) Repasse de compensação DIC/FIC. Refere-se a valores pagos pelas distribuidoras 
acessadas às distribuidoras acessantes decorrente do repasse aos consumidores da compensação 
financeira referente à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de 
distribuidoras à outras distribuidoras, conforme item 6.1.5.2, Seção 8.2, do Módulo 8 dos Procedimentos de 
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. 
 
x) Financeiro Votorantim. A retificação da Resolução Homologatória nº 1.872/2015 alterou 
os valores das tarifas específicas para a unidade consumidora Votorantim Metais Zinco – Unidade Três 
Marias. Portanto, para manter o equilíbrio econômico-financeiro da concessão, a Concessionária tem direito 
à recuperação da receita que deixou de auferir com a redução da tarifa da Votorantim, uma vez que não 
houve o aumento compensatório nas tarifas dos demais consumidores. Essa redução da tarifa da Acessante 
gerou uma diferença de receita de R$ 5.930.181,91 que está sendo considerado no atual processo tarifário.  
 
xi) Diferencial Eletronuclear. É a diferença13 entre a tarifa praticada e a de referência entre 
Furnas e Eletronuclear, conforme determina a Lei nº 12.111/2009. Neste reajuste, está sendo considerado 
o ajuste, de R$ 176.655,35, relativo ao descasamento entre a cobertura tarifária concedida no processo 
tarifário anterior, para os 12 meses subsequentes, e o pagamento das parcelas mensais, realizado até 
dezembro de 2015.  
 
xii)  Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da 
renovação do Contrato de Concessão da CEMIG, objeto do Quinto Termo Aditivo firmado em 
dezembro/2015, com alteração de data de aniversário contratual de 8 de abril para 28 de maio, foi efetuada 
a reversão da parcela da receita correspondente aos componentes financeiros faturados nesse período 
adicional de vigência das tarifas homologadas no ano anterior, totalizando -R$ 44.927.215,26), para a 
componente TE (energia) e -R$ 39.295.662,79), para a componente TUSD (uso). 
 
xiii) Decisão judicial em favor dos associados da ABRACE. Os associados da Associação 
Brasileira de Grandes Consumidores de Industriais de Energia Elétrica – ABRACE tiveram decisão liminar 
                                                          
 
13 A diferença apurada foi rateada entre as concessionárias que adquiriram o CCEAR 2005 - 1º Leilão e seu valor será repassado 
mensalmente pelas distribuidoras à Eletronuclear, conforme parcelas homologadas pela Resolução Homologatória 1.585/2013. 
Esse ajuste será considerado até o processo tarifário de 2016.

Fls. 26 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
favorável no Processo Judicial n. 26648-39.2015.4.01.3400 para suspender o pagamento da parte 
controversa do encargo tarifário CDE, bem como alterar a forma de rateio dos valores remanescentes da 
quota, de forma proporcional ao uso dos sistemas de distribuição e transmissão. 
 
 A Diretoria da ANEEL proferiu decisão em cumprimento à liminar por meio do Despacho 
nº 3.312/2015 e da Resolução Homologatória nº 1.967/2015, ambos de 24 de setembro 
de 2015, data da 12ª Reunião Pública Extraordinária, realizada após a análise das 
contribuições recebidas no âmbito da Audiência Pública nº 57/2015. Posteriormente a 
REH nº 1.986, de 10 de novembro de 2015, alterou a REH nº 1.967 e ampliou o alcance 
da liminar para novas unidades consumidoras. 
 
 As tarifas homologadas pelas REH nº 1.967/2015 e nº 1986/2015 tiveram vigência a 
partir de 3 de julho de 2015. Nestes atos foi publicada a relação de consumidores 
alcançados pela liminar para cada distribuidora e também das unidades consumidoras 
que percebem o pagamento da TUST. 
 
 Os consumidores deveriam comprovar à respectiva distribuidora acessada que é parte 
afetada na Ação Ordinária do Processo Judicial por meio de documentos que vinculem 
a unidade consumidora à ABRACE. 
 
 Assim, nos processos tarifários deliberados após a REH nº 1.967/2015, faz-se 
necessário a realização de procedimento extraordinário de cálculo para dar 
cumprimento à decisão, conforme descrito a seguir: 
 
o O ítem III.2.1 da Nota Técnica nº 255/2015-SGT/ANEEL, disponibilizada junto 
à REH nº 1.967/2015 detalha a metodologia de cálculo da componente tarifária 
TUSD-CDE para os associados da ABRACE; 
 
o Nas REH nº 1.967/2015, 1.986/2015 e nos processos tarifários 
(reajuste/revisão) tarifários posteriores foram publicadas tarifas específicas 
para os Associados da Abrace, para os dois ambientes de contratatação 
(LIVRE e CATIVO) e para as modalidades tarifárias aplicáveis a cada subgrupo 
tarifário de acordo com o mercado fornecido pela distribuidora; 
 
o A distribuidora encaminhou dados complementares no SAMP14 detalhando o 
mercado de consumo (MWh) para o período de referência do processo tarifário, 
associando-o aos consumidores ABRACE. As orientações foram fornecidas à 
distribuidora pelos Ofícios-Circulares nº 27/2015-SGT/ANEEL e nº 37/2015-
SGT/ANEEL; 
 
                                                          
 
14 Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica, onde os agentes informam os dados 
de faturamento.

Fls. 27 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
o Em complementação às informações solicitadas nos Ofícios supracitados, foi 
requerido à Empresa que apresentasse os dados de efetivo faturamento 
relacionados à liminar da ABRACE.  
 
o De acordo com a decisão proferida pela Diretoria, como não foi alterada a 
obrigação de recolhimento da quota da CDE definida pela REH nº 1.857/2015, 
a distribuidora fará jus a um reconhecimento financeiro da diferença entre a 
tarifa de equilíbrio apurada no último processo tarifário e a nova tarifa aprovada 
pela REH nº 1.967/2015, considerando o mercado faturado nos termos do art. 
4º da REH nº 1.967/2015. No presente caso o valor apurado em relação ao 
período de 3/7/2015 a 27/5/2016 foi de R$ 280.854.055,00;  
 
o Este financeiro deverá ser alocado apenas para os demais consumidores da 
distribuidora e não deverá incidir sobre os associados da ABRACE; 
 
 A preservação das tarifas econômicas é adequada, pois a decisão proferida não alterou 
o regulamento vigente e ainda está sendo cumprida na forma liminar, facilitando a 
operacionalização do cálculo no caso de sua reversão. 
 
xiv) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição 
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das 
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na 
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as 
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na 
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros 
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria 
o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A 
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de 
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs.

Fls. 28 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 248.501.533,49), devidamente atualizado 
pela SELIC, referente à receita faturada para o período de 2 de março de 2015 a 7 de 
abril de 2015 proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos na RTE. 
Já para o componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE, está 
sendo revertida a receita faturada para o período de 2 de março de 2015 a 7 abril de 
2015, totalizando -R$ 71.462.030,51), atualizada pela SELIC.  
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
 
70. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 12: Componentes Financeiros

Fls. 29 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
 
71. 
Ressalta-se que, no dia 17/5/2016, na 17ª Reunião Pública Ordinária, a Diretoria da ANEEL 
determinou que a PCH Mata Velha efetue o pagamento do encargo de uso do sistema de distribuição à 
CEMIG-D a partir de setembro de 2014 e que eventuais rebatimentos da decisão sejam considerados no 
próximo processo tarifário da Concessionária. 
 
72. 
Tal decisão, consubstanciada pelo Despacho nº 1.275/2016, já teve os rebatimentos no 
mercado de referência do atual processo tarifário, restando para o processo tarifário de 2017 a análise das 
consequências da decisão para os meses de setembro de 2014 a março de 2015.  
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
73. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente 
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
74. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
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%  

Fls. 30 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
75. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
76. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses 
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.  
 
77. 
Neste processo tarifário, 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%.   
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
78. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: 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. 
 
79. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – 
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os 
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste 
processo tarifário. 
 
80. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de maio/2016 a abril/2017, até o 10º dia útil do mês subsequente. 
Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os realizados no 
período de abril/2015 a abril/2016.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

Fls. 31 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
81. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A 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 16: Efeito médio  
 
 
82. 
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 inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário 
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
83. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de 
0,47%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
84. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -2,27% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 2,74%.  
 
 
 
 
 
 
 
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
91.894,53
                      
11.851.658,84
               
11.943.553,37
               
Subsídio Geração Fonte Incentivada
278.762,23
                    
3.008.591,05
                 
3.287.353,28
                 
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
404.206,14
-                    
5.996.855,58
                 
5.592.649,45
                 
Subsídio Rural
1.272.139,63
-                 
30.796.666,07
               
29.524.526,44
               
Subsídio Irrigante/Aquicultor
684.592,83
-                    
14.087.734,64
               
13.403.141,82
               
Total
1.990.281,83
-                 
65.741.506,20
               
63.751.224,36
               
 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%
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 9 1.894,53 1 1.851.658,84 1 1.943.553,37
Subsídio Geração Fonte Incentivada 2 78.762,23 3 .008.591,05 3 .287.353,28
Subsídio Distribuição - - -
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento - 4 04.206,14 5 .996.855,58 5 .592.649,45
Subsídio Rural - 1 .272.139,63 3 0.796.666,07 2 9.524.526,44
Subsídio Irrigante/Aquicultor - 6 84.592,83 1 4.087.734,64 1 3.403.141,82  
Total - 1 .990.281,83 6 5.741.506,20 6 3.751.224,36  
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%

Fls. 32 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 
 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-3,13%
-2,27%
69,96%
Encargos Setoriais
-3,91%
-1,05%
25,65%
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%
PROINFA
39,23%
0,71%
2,49%
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
-1,97%
-0,81%
40,24%
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
2,75%
CVA em Processamento - Energia comprada
7,04%
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)
0,00%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs
0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização
-0,02%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4)
0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-0,55%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-1,64%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,27%
Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM
0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC
0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009
0,00%
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%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -3,13% -2,27% 69,96%  
Encargos Setoriais -3,91% -1,05% 25,65%  
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%
PROINFA 39,23% 0,71% 2,49%
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 -1,97% -0,81% 40,24%  
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 2,75%
CVA em Processamento - Energia comprada 7,04%
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) 0,00%
Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs 0,00%
Penalidade por descumprimento de meta de universalização -0,02%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg (A2 e A4) 0,00%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -0,55%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -1,64%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,27%
Ajuste ref. Equilíbrio tarifas c/ alteração Tarifa VOTORANTIM 0,05%
Repasse de compensação DIC/FIC 0,00%
Diferencial Eletronuclear - Lei nº 12.111/2009 0,00%
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%  

Fls. 33 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
85. 
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% no atual reajuste 
da CEMIG. 
 
86. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de -4,94% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
87. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -3,13% em relação ao Reajuste de 2015, 
representando -2,27% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -3,91% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de -1,05%. 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. 
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de -9,22% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um 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. 
 
iii) Compra de Energia. Variação de -1,97% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -0,81%. Contribuíram para o efeito negativo no custo da aquisição de energia: a 
nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória 
nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015; a 
saída do 18º Leilão de Ajuste do portfólio de compra de energia da concessionária em função do fim de seu 
período de suprimento; o vencimento de um dos contratos bilaterais; e a redução considerável dos 
montantes dos contratos de energia existentes de CCEARs por quantidade.  
 
88. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior.

Fls. 34 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
89. 
A atualização da Parcela B representou 2,74% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior (abril/2015) e 
do reajuste atual (maio/2016), descontado o Fator X. 
  
90. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
91. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 22,1% para o ICMS e 6,5% 
para o PIS e COFINS (total de 28,63% por dentro), o que equivale a uma majoração de 40,12% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
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%
0,00
0,00
-
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%
170,05
166,33
-2,2%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
Custo de       
Distribuição
30,0%
Custo de            
Energia
40,2%
Custo de     
Transmissão
4,1%
Encargos          
Setoriais
25,7%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA 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%
0,00 0,00 -  
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%  170,05 166,33 -2,2%  

Fls. 35 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
92. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da CEMIG nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (81,2%) e IPCA (75,2%) no mesmo 
período. 
 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
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%
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    
    
    
    

Fls. 36 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
 
93. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras 
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA 
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
94. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima dos Contratos de Concessão nº 002, 003, 004 e 
005/1997. 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
95. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 002, 003, 004 e 005/1997, 
no que consta do Processo nº 48500.005406/2015-69 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, 
opina-se: 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de 8,72% a ser aplicado 
às tarifas da CEMIG, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 3,78% sendo de 2,06% em média para os consumidores 
conectados em Alta Tensão (AT) e de 4,63% em média para aqueles conectados em 
Baixa Tensão (BT); 
 
ii) 
pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da CEMIG; 
 
iii) 
pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
iv) 
pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;

Fls. 37 Nota Técnica nº 139/2016-SGT/ANEEL, de 17 de maio de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.005406/2015-69 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
96. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO 
Especialista em Regulação 
WELLINGTON CARLOS CARVALHO 
Especialista em Regulação 
 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
DAVI ANTUNES LIMA 
Superintendente de Gestão Tarifária