VOTO 
 
PROCESSO: 48500.004899/2021-68. 
 
INTERESSADOS: CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A. 
RELATOR: Diretor Giácomo Francisco Bassi Almeida. 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da CEMIG-D - CEMIG Distribuição S/A. 
I. RELATÓRIO 
 
1. 
A Cemig Distribuição (CEMIG) é prestadora do serviço público de distribuição de energia 
elétrica, com sede na cidade de Belo Horizonte/MG, e atende a cerca de 8,8 milhões de unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 18,5 
bilhões. 
2. 
Em 25 de maio de 2021, foi aprovado o Reajuste Tarifário Anual (RTA) da CEMIG, conforme 
Resolução Homologatória (REH) nº 2.8771, de 2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 
1,28%, para o período de 28 de maio de 2021 a 27 de maio de 2022. 
3. 
A Resolução Normativa nº 1.0082, de 15 de março de 2022, dispõe sobre a conta escassez 
hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE. 
4. 
Na 18º Reunião Pública Ordinária, a Diretoria Colegiada prorrogou a vigência das tarifas da 
CEMIG por 15 (quinze) dias, mediante a REH nº 3.0403, de 24 de maio de 2022. 
5. 
Devido ao fim do mandato do Diretor Sandoval de Araújo Feitosa Neto, em 30 de maio de 
2022, o presente processo foi redistribuído à minha relatoria. 
 
 
1 Disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20212877ti.pdf. 
2 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221008.pdf. 
3 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20223040ti.pdf.

6. 
Diante do processo de capitalização da Eletrobrás; da instrução processual na ANEEL para 
definição da aplicação do saldo da Conta de Comercialização da Energia Elétrica de Itaipu; e da pauta do 
poder Legislativo para disciplinar a devolução de valores de tributos recolhidos a maior pelas 
distribuidoras de energia elétrica, encaminhei à distribuidora o Ofício nº 81/2022-DIR/ANEEL, de 3 de 
junho de 2022, solicitando concordância com a proposta de postergar a vigência das tarifas de forma a 
tentar incorporar algum dos fatores anteriormente mencionados. 
7. 
Após reuniões4 com representantes da Distribuidora, em 6 de junho de 2022, a CEMIG 
encaminhou Carta5 com o registro de sua anuência para postergação das tarifas estabelecidas na REH nº 
3.040/2022. 
8. 
Diante da iminência conclusão de ações que impactam os processos tarifários, em 7 de 
junho de 2022, a Diretoria Colegiada aprovou a prorrogação das tarifas até a data limite de 21 de junho 
de 2022, nos termos da Resolução Homologatória nº 3.0436, de 7 de junho de 2022. 
9. 
Na mesma data, 7 de junho de 2022, foi aprovado no Congresso Nacional o Projeto de Lei 
nº 1.280/2022, que “Altera a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para disciplinar a devolução de 
valores de tributos recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia 
elétrica”. O referido Projeto de Lei foi enviado7 à sanção presidencial no dia 8 de junho de 2022. 
10. 
Em resposta ao Ofício Circular nº 170/2022-SFF/ANEEL8, de 8 de junho de 2022, enviado 
pela de Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira (SFF), a CEMIG encaminhou Carta9 
datada de 15 de junho de 2022, com retificação enviada em 20 de junho de 2022, contendo informações 
atualizadas dos processos judiciais relativos à retirada do ICMS da base do PIS/Pasep e da Cofins. 
 
 
4 Registros de reunião disponíveis nos documentos SicNet nº 48575.003925/2022-00 e nº 48575.003926/2022-00. 
5 Carta nº DRE-0168A/2022, de 6 de junho de 2022, disponível em documento SicNet nº 48513.015267/2022-00. 
6 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20223043ti.pdf  
7 Conforme Ofício nº 381/2022-OS-GSE, disponível em 
https://www.camara.leg.br/proposicoesWeb/prop_mostrarintegra?codteor=2183638&filename=Tramitacao-PL+1280/2022  
8 Documento SicNet nº 48536.002041/2022-00. 
9 Documentos SicNet nº 48513.016332.2022-00 e nº 48513.016436/2022.

11. 
Em 20 de junho de 2022, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT encaminhou10 as 
planilhas de cálculo ao Conselho de Consumidores da CEMIG, conforme dispõe a Resolução Normativa 
nº 652, de 17 de março de 2015. 
12. 
O cálculo do RTA de 2022 da Concessionária foi consolidado pela SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 94/2022-SGT/ANEEL11, de 20 de junho de 2022, sendo que o cálculo em questão considera a 
proposta de regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobrás, disposta 
na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL12, do mesmo dia. 
13. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista a desestatização da Eletrobrás indicada na Lei nº 
14.182, de 12 de julho de 2021, o que consta da Resolução CNPE nº 15/2021, de 31 de agosto de 2021, e 
a manifestação recebida do Ministério de Minas e Energia acerca do aporte inicial associado ao processo 
de capitalização da Eletrobras13, a Diretoria Colegiada decidiu anuir com a proposta preliminar de 
regulamentação do componente tarifário denominado CDE Modicidade Eletrobras disposta na Nota 
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL14. 
14. 
É o Relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
15. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEMIG conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 8,80%, sendo de 14,31%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 6,23%, em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão. 
 
 
10 Por meio eletrônico. 
11 Documento SIC nº 48581.001338/2022-00. 
12 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00. 
13 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00. 
14 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00.

Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
16. 
O efeito médio de 8,80% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 8,67%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma variação de -9,32%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 9,45%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 
Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
17. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da modalidade 
tarifária a qual pertence.  
18. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
14,31%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
6,23%
Efeito Médio AT+BT
8,80%
4,87%
-1,27%
0,96%
0,21%
3,89%
-9,32%
9,45%
8,80%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
19. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 68,2% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 4,78% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
 Processo 
Anterior (R$) 
 Processo Atual (R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
12.824.448.262
  
13.708.153.440
      
6,9%
4,78%
68,2%
Encargos Setoriais
3.544.644.145
    
4.446.012.087
        
25,4%
4,87%
22,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
22.358.764
          
25.209.030
              
12,7%
0,02%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
2.101.553.272
    
3.184.025.386
        
51,5%
5,85%
15,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
321.069.960
       
312.172.796
           
-2,8%
-0,05%
1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
247.237.566
       
246.508.497
           
-0,3%
0,00%
1,2%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Eletrobrás)
-
                        
(409.920.000)
          
-
-2,22%
-2,0%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
314.548.856
       
335.849.787
           
6,8%
0,12%
1,7%
PROINFA
394.946.934
       
605.654.907
           
53,4%
1,14%
3,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
142.928.793
       
146.511.683
           
2,5%
0,02%
0,7%
Custos de Transmissão
2.167.437.792
    
1.933.267.263
        
-10,8%
-1,27%
9,6%
Rede Básica
1.555.412.487
    
1.326.458.212
        
-14,7%
-1,24%
6,6%
Rede Básica Fronteira
194.114.677
       
225.042.990
           
15,9%
0,17%
1,1%
Rede Básica ONS (A2)
15.309.331
          
16.317.054
              
6,6%
0,01%
0,1%
Rede Básica Export. (A2)
10.716.407
          
12.877.549
              
20,2%
0,01%
0,1%
MUST Itaipu
125.482.977
       
106.274.771
           
-15,3%
-0,10%
0,5%
Transporte de Itaipu
169.231.825
       
127.861.880
           
-24,4%
-0,22%
0,6%
Conexão
91.170.798
          
112.064.360
           
22,9%
0,11%
0,6%
Uso do sistema de distribuição e CCD
5.999.289
            
6.370.447
                
6,2%
0,00%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
7.020.297.846
    
7.197.492.460
        
2,5%
0,96%
35,8%
Receitas Irrecuperáveis
92.068.479
          
131.381.630,19
  
43%
0,21%
0,7%
PARCELA B
5.673.452.883
    
6.392.789.659
        
12,7%
3,89%
31,8%
IRT
18.497.901.145
  
20.100.943.098
      
8,7%
8,67%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(1.724.286.665)
       
-9,32%
CVA em processamento - Energia
500.547.927
           
2,71%
CVA em processamento - Transporte
131.730.530
           
0,71%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.350.824.485
        
7,30%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(125.223)
                  
0,00%
Neutralidade de Parcela A- Energia
2.257.858
                
0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(42.502.664)
            
-0,23%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(82.424.841)
            
-0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
11.684.350
              
0,06%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
354
                           
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
97.479.703
              
0,53%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
612.356
                   
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
462.285.972
           
2,50%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
2.204.564
                
0,01%
Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado
11.053.892
              
0,06%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
304.324.852
           
1,65%
Ajuste CUSD
66.064
                      
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
51.234
                      
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(691.083.369)
          
-3,74%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.704.458)
               
-0,01%
Meutralidade crédito PIS/COFINS
32.545.326,67
        
0,18%
Ajuste Financeiro - UFV Vazante 3
60.812,38
                
0,00%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(26.909.860)
            
-0,15%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/202
(970.133)
                  
-0,01%
Crédito de PIS/COFINS
(2.810.830.202)
       
-15,20%
Bandeira Escassez Hídrica
(783.541.902)
          
-4,24%
Conta Escassez Hídrica
(191.924.295)
          
-1,04%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
9,45%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
8,80%
Processo Participação Participação
Processo Atual (R$) Variação
Anterior (R$) no Reajuste na Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 1 2.824.448.262 1 3.708.153.440 6,9% 4,78% 68,2%  
Encargos Setoriais 3.544.644.145 4.446.012.087 25,4% 4,87% 22,1%  
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 2 2.358.764 2 5.209.030 12,7% 0,02% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 .101.553.272 3 .184.025.386 51,5% 5,85% 15,8%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 3 21.069.960 3 12.172.796 -2,8% -0,05% 1,6%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 2 47.237.566 2 46.508.497 -0,3% 0,00% 1,2%  
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Eletrobrás) - ( 409.920.000) - -2,22% -2,0%  
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 3 14.548.856 3 35.849.787 6,8% 0,12% 1,7%
PROINFA 3 94.946.934 6 05.654.907 53,4% 1,14% 3,0%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 1 42.928.793 1 46.511.683 2,5% 0,02% 0,7%  
Custos de Transmissão 2 .167.437.792 1 .933.267.263 -10,8% -1,27% 9,6%  
Rede Básica 1 .555.412.487 1 .326.458.212 -14,7% -1,24% 6,6%
Rede Básica Fronteira 1 94.114.677 2 25.042.990 15,9% 0,17% 1,1%
Rede Básica ONS (A2) 1 5.309.331 1 6.317.054 6,6% 0,01% 0,1%
Rede Básica Export. (A2) 1 0.716.407 1 2.877.549 20,2% 0,01% 0,1%
MUST Itaipu 1 25.482.977 1 06.274.771 -15,3% -0,10% 0,5%
Transporte de Itaipu 1 69.231.825 1 27.861.880 -24,4% -0,22% 0,6%
Conexão 9 1.170.798 1 12.064.360 22,9% 0,11% 0,6%
Uso do sistema de distribuição e CCD 5 .999.289 6 .370.447 6,2% 0,00% 0,0%  
Custos de Aquisição de Energia 7 .020.297.846 7 .197.492.460 2,5% 0,96% 35,8%  
Receitas Irrecuperáveis 9 2.068.479 131.381.630,19 43% 0,21% 0,7%  
PARCELA B 5.673.452.883 6.392.789.659 12,7% 3,89% 31,8%  
IRT 1 8.497.901.145 2 0.100.943.098 8,7% 8,67% 100%  
  
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual ( 1.724.286.665) -9,32%  
CVA em processamento - Energia 500.547.927 2,71%
CVA em processamento - Transporte 1 31.730.530 0,71%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1 .350.824.485 7,30%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes ( 125.223) 0,00%
Neutralidade de Parcela A- Energia 2 .257.858 0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte ( 42.502.664) -0,23%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais ( 82.424.841) -0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1 1.684.350 0,06%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid 3 54 0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia 9 7.479.703 0,53%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 6 12.356 0,00%
Previsão de Risco Hidrológico 4 62.285.972 2,50%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 2 .204.564 0,01%
Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado 1 1.053.892 0,06%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 3 04.324.852 1,65%
Ajuste CUSD 6 6.064 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 5 1.234 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico ( 691.083.369) -3,74%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 1.704.458) -0,01%
Meutralidade crédito PIS/COFINS 3 2.545.326,67 0,18%
Ajuste Financeiro - UFV Vazante 3 6 0.812,38 0,00%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 ( 26.909.860) -0,15%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular 20/2021) ( 970.133) -0,01%
Crédito de PIS/COFINS ( 2.810.830.202) -15,20%
Bandeira Escassez Hídrica ( 783.541.902) -4,24%
Conta Escassez Hídrica ( 191.924.295) -1,04%  
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior 9,45%  
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 8,80%  

20. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 4,87%. A 
CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 5,85%. Adicionalmente, o aumento 
do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA representou 
um impacto de 1,14%. 
21. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,22% associada à nova 
CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota Técnica 
92/2021, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada.  
22. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de -1,27%. Sobre esse item, 
destaca-se a redução das despesas relacionadas às Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso 
do Sistema de Transmissão (TUST) para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio das Resoluções 
Homologatórias nos 2.895 e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela REH 
nº 2.959, de 5 de outubro de 2021.  
23. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 0,96%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos de Compra no 
Ambiente Regulado - CCEAR com impacto de 2,15%.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
Fonte: 
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
24. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 31,8% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,89% do total do efeito 
médio a ser percebido pelos consumidores. 
25. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho de 2021 
e maio de 2022 do IPCA, de 12,13%, subtraída do Fator X, de -0,93%, o que totaliza 13,06%, além do 
abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem 
de Demanda (UD). 
26. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem15 e com tributos 16), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
 
15 No Gráfico 2, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de 
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
16  Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,1% para o ICMS e de 3,3% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 27,4% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
37,7% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
0,96%
0,99%
1,16%
-0,45%
0,46%
0,23%
-1,76%
0,31%
0,03%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Madeira e
Belo Monte
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 Bilateral
 Proinfa

elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de transmissão e distribuição, 
além do pagamento dos encargos setoriais. 
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
27. 
Quanto aos componentes financeiros17 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -9,32% no atual reajuste da CEMIG, conforme indicado na Tabela 3. 
 
 
17 Os componentes financeiros incluídos nas tarifas não compõem a base tarifária econômica, pois se referem a valores pagos pelos 
consumidores nos 12 meses subsequentes aos reajustes ou às revisões tarifárias, ou seja, os componentes financeiros considerados no 
processo tarifário produzem efeitos nas tarifas apenas por 1 (um) ano. 
Custo de 
Distribuição
31,8%
Custo de 
Energia
35,8%
Custo de 
Transporte
9,6%
Encargos 
Setoriais
22,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,7%
Custo de       
Distribuição
23,1%
Custo de            
Energia
26,0%
Custo de     
Transmissão
7,0%
Encargos          
Setoriais
16,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,5%
ICMS
24,0%
PIS/COFINS
3,2%
Tributos; 
27,3%

28. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 7,30%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 
2021. 
29. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de 2,71%, 
os impactos mais significativos foram: (i) as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico dos 
CCGF e dos CCEAR-Q repactuados e (ii) custos dos CCEAR por disponibilidade decorrente do cenário de 
CMO elevado em alguns meses de 2021. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
500.547.927
       
2,71%
CVA em processamento - Transporte
131.730.530
       
0,71%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
1.350.824.485
    
7,30%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(125.223)
              
0,00%
Neutralidade de Parcela A- Energia
2.257.858
            
0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
(42.502.664)
        
-0,23%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
(82.424.841)
        
-0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
11.684.350
          
0,06%
Neutralidade de Fin. Parcela B - Conta Covid
354
                       
0,00%
Sobrecontratação/exposição de energia
97.479.703
          
0,53%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
612.356
               
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
462.285.972
       
2,50%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 
2.204.564
            
0,01%
Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado
11.053.892
          
0,06%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
304.324.852
       
1,65%
Ajuste CUSD
66.064
                  
0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
51.234
                  
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(691.083.369)
      
-3,74%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.704.458)
           
-0,01%
Meutralidade crédito PIS/COFINS
32.545.327
          
0,18%
Ajuste Financeiro - UFV Vazante 3
60.812
                  
0,00%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(26.909.860)
        
-0,15%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício
(970.133)
              
-0,01%
Crédito de PIS/COFINS
(2.810.830.202)
   
-15,20%
Bandeira Escassez Hídrica
(783.541.902)
      
-4,24%
Conta Escassez Hídrica
(191.924.295)
      
-1,04%
Total
(1.724.286.665)
   
-9,32%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação    
CVA em processamento - Energia 500.547.927 2,71%
CVA em processamento - Transporte 131.730.530 0,71%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 1.350.824.485 7,30%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes (125.223) 0,00%
Neutralidade de Parcela A- Energia 2.257.858 0,01%
Neutralidade de Parcela A - Transporte (42.502.664) -0,23%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais (82.424.841) -0,45%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 1 1.684.350 0,06%    
  354 0,00%  
Sobrecontratação/exposição de energia 9 7.479.703 0,53%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR) 612.356 0,00%
Previsão de Risco Hidrológico 462.285.972 2,50%
Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg 2.204.564 0,01%
Recomposição Financeira de custos com ICMS não compensado 1 1.053.892 0,06%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE 304.324.852 1,65%
Ajuste CUSD 6 6.064 0,00%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR 5 1.234 0,00%
Reversão do Risco Hidrológico (691.083.369) -3,74%
Repasse de compensação DIC/FIC ( 1.704.458) -0,01%
Meutralidade crédito PIS/COFINS 3 2.545.327 0,18%
Ajuste Financeiro - UFV Vazante 3 6 0.812 0,00%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 (26.909.860) -0,15%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício C i r c u l a (r9 2700/.2103231)) -0,01%
Crédito de PIS/COFINS ( 2.810.830.202) -15,20%
Bandeira Escassez Hídrica (783.541.902) -4,24%
Conta Escassez Hídrica (191.924.295) -1,04%    
Total ( 1.724.286.665) -9,32%    

30. 
Dado o cenário de pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura socioeconômica 
trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo Poder Concedente, em conjunto 
com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e associações, mecanismos para mitigar 
parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o intuito de preservar a capacidade de 
pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que 
compõe o setor elétrico. 
31. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo 
e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 94/2022-SGT/ANEEL. 
      a) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica 
32. 
A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), mediante a 
Resolução nº 3/20211, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com 
aplicação de setembro/21 a abril/22. 
33. 
A Bandeira Escassez Hídrica teve por objetivo cobrir o déficit acumulado pelas 
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que o déficit acumulado não fosse transferido para as tarifas, 
mas que fosse recuperado durante o ciclo da bandeira escassez, blindando, portanto, os processos 
tarifários e concentrando os custos e receitas na Conta Bandeiras. 
34. 
Destaca-se que essa ação foi necessária para compatibilizar a aplicação da Bandeira 
Escassez Hídrica e a recuperação dos custos via tarifa. 
35. 
Esse componente financeiro relativo ao atual RTA alcançou o valor de cerca de R$ 783 
milhões, com impacto de -4,24% no efeito médio do reajuste. 
       b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
36. 
Nos termos do Decreto nº 10.939/2022, da Resolução nº 2/2021 da CREG e da Medida 
Provisória nº 1.078/2021, foi contratada operação financeira com o objetivo de custear medidas de 
combate à escassez hídrica vivenciada no 2º semestre de 2021. Tal operação foi aprovada a partir da 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, de 15 de março de 2022.

37. 
O Despacho nº 1.177/2022, de 3 de maio de 2022, indicou a data de 9 de maio para fixar 
os valores dos recursos da Conta Escassez Hídrica a serem repassados às concessionárias e 
permissionárias de distribuição de energia elétrica referentes aos montantes de recursos solicitados nos 
Termos de Aceitação às disposições do Decreto nº 10.939/2022. À Cemig, foram repassados R$ 
191.924.294,69, valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o efeito do atual 
processo tarifário em -1,04%. 
c) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
38. 
No que tange à aplicação dos créditos de PIS/COFINS, a Cemig-D propôs a reversão, como 
componente financeiro, da quantia de R$ 1,264 bilhões no presente processo tarifário. 
39. 
Todavia, após a manifestação da Distribuidora, o Projeto de Lei (PL) nº 1.280/2022, que 
“Altera a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, para disciplinar a devolução de valores de tributos 
recolhidos a maior pelas prestadoras do serviço público de distribuição de energia elétrica”, foi aprovado 
pelo Plenário do Senado Federal, em 1º de junho de 2022, e pela Câmara dos Deputados, em 7 de junho 
de 2022. 
40. 
O texto do PL, que foi encaminhado à sanção presidencial, estabelece no caput do art. 3º-
B o comando para a destinação integral aos usuários do serviço os créditos de PIS/COFINS. Ainda, no seu 
parágrafo 1º, consta que a destinação será do valor total do crédito utilizado em compensação perante 
a Secretaria da Receita Federal do Brasil, acrescido de juros, e da integralidade dos créditos requeridos à 
Receita Federal do Brasil a serem compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção 
a ser realizada por esta Agência, de acordo com o texto transcrito a seguir: 
Art. 3º-B A Aneel deverá promover, nos processos tarifários, a destinação integral, em proveito dos 
usuários de serviços públicos afetados na respectiva área de concessão ou permissão, dos valores 
objetos de repetição de indébito pelas distribuidoras de energia elétrica relacionados às ações 
judiciais transitadas em julgado que versam sobre a exclusão do Imposto sobre Circulação de 
Mercadores e Serviços (ICMS) da base de cálculo das contribuições para o Programa de Integração 
Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/Pasep) e da Contribuição para 
Financiamento da Seguridade Social (Cofins).

§1º Para a destinação de que trata o caput deste artigo, deverá ser considerado nos processos 
tarifários: 
I – o valor total do crédito utilizado em compensação perante a Secretaria da Receita Federal do 
Brasil, acrescido de juros conforme o § 4º do art. 39 da Lei nº 9.250, de 26 de novembro de 1995; 
II – a integralidade dos valores dos créditos requeridos à Receita Federal do Brasil a serem 
compensados até o processo tarifário subsequente, conforme projeção a ser realizada pela Aneel. 
III – tributos incidentes sobre os valores repetidos de que trata o caput; 
IV – os valores repassados pelas distribuidoras de energia elétrica diretamente aos consumidores 
em virtude de decisões administrativas ou judiciais; e 
V – a capacidade máxima de compensação dos créditos da distribuidora de energia elétrica. 
§ 2º A destinação de que trata o caput dar-se-á nos processos tarifários anuais, a partir do primeiro 
processo tarifário subsequente ao requerimento à Receita Federal do Brasil. 
(...) (PL 1.280/2022, enviado à sanção presidencial). 
 
41. 
Isso posto, embora pendente de sanção presidencial, considero que o presente processo 
pode fazer uso do texto do Projeto de Lei nº 1.280/2022, por ter sido aprovado pelo Congresso Nacional 
e, ainda, possuir consonância com as premissas estabelecidas pela ANEEL, desde a instauração da 
Consulta Pública nº 005/2021, em especial com a operacionalização do Despacho nº 361, de 2021, que 
permitiu, antecipadamente ao resultado da referida CP, considerar nos processos tarifários parte dos 
créditos obtidos judicialmente, a saber: (i) devolução nos processos tarifários das distribuidoras; e (ii) 
destinação integral dos valores dos créditos aos consumidores de energia elétrica. 
42. 
Desse modo, no caso concreto, foi incluído o componente financeiro contemplando: (i) o 
valor total do crédito utilizado até a data-base do processo tarifário, (ii) os valores dos créditos a serem 
compensados até o processo tarifário subsequente, descontando-se, entretanto, os tributos incidentes e 
os valores que foram repassados diretamente aos consumidores em virtude de decisões administrativas 
ou judiciais. 
43. 
Registro que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários anteriores, 
resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso. 
44. 
Para a CEMIG, os referidos itens totalizam R$ 2,81 bilhões e resultam em redução de 
15,20% no índice de reajuste tarifário da Distribuidora.

45. 
Sobre os tributos incidentes, foram considerados neste processo tarifário aqueles 
recolhidos à Receita Federal. No entanto, considerando que, no caso da CEMIG, os efeitos da 
contabilização do passivo decorrente da devolução integral aos consumidores impactarão o resultado de 
2022 da distribuidora, o valor equivalente ao IR/CSLL18 recolhido deverá ser avaliado para reversão no 
processo tarifário subsequente, junto com os demais dispositivos trazidos na Lei, mantendo-se a 
neutralidade quando da aplicação do recurso. 
II.1 SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS 
 
46. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período 
de competência de maio/2022 a abril/2023, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse valor contempla 
também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período de maio/2021 
a abril/2022.  
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
III. DIREITO 
 
47. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: (i) Lei nº 
9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (ii) Lei nº 12.111, de 9 de 
dezembro de 2009; e (iv) Contratos de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 
nº 02/1997-ANEEL, nº 03/1997-ANEEL, nº 04/1997-ANEEL, nº 05/1997-ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
 
 
18 Imposto de Renda/Contribuição Social Sobre Lucro Líquido. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.274.615
        
37.381.510
     
40.656.125
     
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(370.416)
          
1.693.287
        
1.322.871
        
Subsídio Rural
(2.055.344)
      
7.481.896
        
5.426.553
        
Total
848.855
           
46.556.693
     
47.405.549

48. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004899/2021-68, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEMIG, a vigorar a 
partir de 22 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 8,80%, sendo 14,31% para os consumidores em alta tensão e 6,23% 
para os consumidores em baixa tensão; 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da CEMIG; 
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; 
d) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à 
CEMIG, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; e 
e) ESTABELECER que eventuais diferenças de receitas decorrentes da prorrogação da 
Resolução Homologatória – REH nº 2.877/2021 sejam corrigidas pela taxa Selic e 
compensadas no evento tarifário de 2023.  
 
Brasília, 21 de junho de 2022. 
 
(Assinado digitalmente) 
GIÁCOMO FRANCISCO BASSI ALMEIDA 
Diretor Substituto