22ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria da ANEEL 
Brasília, 21/06/2022 
 
 
VOTO 
                                                                                                                                                                                             
PROCESSO: 48500.004914/2021-78 
 
INTERESSADA: EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de Energia S.A. 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da EMG - Energisa Minas Gerais - Distribuidora de 
Energia S.A., a vigorar a partir de 22 de junho de 2022. 
I. RELATÓRIO 
1. 
A EMG é prestadora do serviço público de distribuição de energia elétrica e atende 
cerca de 476 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
faturamento anual da ordem de R$ 874 milhões. 
2. 
Em 22 de junho de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da EMG, conforme 
Resolução Homologatória – REH nº 2.884/2021, onde as tarifas foram, em média, reajustadas 
em 9,10%. 
3. 
Em 15 de março de 2022, a Diretoria Colegiada decidiu, na 8ª Reunião Pública 
Ordinária da Diretoria de 2022, sobre o resultado da Consulta Pública nº 2/2022, aprovando a 
Resolução Normativa nº 1.008/2022, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações 
financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. 
4. 
A Concessionária, em 7 de junho de 2022, com intuito de contribuir para a 
mitigação dos impactos tarifários no presente processo tarifário, decorrentes principalmente da 
condição hidrológica adversa no segundo semestre de 2021, protocolou a Carta nº

ENERGISAMG/VPR-ANEEL/N°012/20221 solicitando a utilização dos recursos provenientes do 
saldo da conta do Bônus de Itaipu, conforme estabelecido no Decreto nº 10.665/2021. 
5. 
Em 15 de junho de 2022, a SGT encaminhou por meio eletrônico (e-mail) ao 
Conselho de Consumidores da EMG as planilhas de cálculo, conforme dispõe a Resolução 
Normativa nº 652, de 17 de março de 2015. 
6. 
Em 21 de junho a SGT, por meio da Nota Técnica nº 89/2022-SGT/ANEEL 2, 
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2022 da Concessionária, 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/ANEEL3, do 
mesmo dia. 
7. 
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 Eletrobrás4, esta Diretoria Colegiada decidiu 
anuir com a proposta preliminar de regulamentação do componente tarifário denominado CDE 
Modicidade Eletrobrás disposta na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL. 
8. 
É o Relatório. 
 
 
 
 
1 Documento SIC nº 48513.015445/2022-00. 
2 Documento SIC nº 48581.001700/2022-00. 
3 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00. 
4 Documento SIC nº 48513.014192/2022-00.

II. FUNDAMENTAÇÃO 
9. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da EMG conduz a um efeito médio nas tarifas a 
ser percebido pelos consumidores de 16,57%, sendo de 21,51%, em média, para os consumidores 
conectados na Alta Tensão e de 15,19%, em média, para os consumidores conectados na Baixa 
Tensão. 
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
10. 
O efeito médio de 16,57% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A 
e B, contribuindo para o efeito médio em 10,69% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros 
apurados no atual reajuste, levando a uma variação de 4,19%; e (iii) da retirada dos componentes 
financeiros estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de 
1,69%, conforme apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
21,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
15,19%
Efeito Médio AT+BT
16,57%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
11. 
O efeito médio a ser percebido por cada consumidor depende do grupo e da 
modalidade tarifária a qual pertence.  
12. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
3,77%
0,62%
2,46%
0,25%
3,59%
4,19%
1,69%
16,57%
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 
13. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 69,9% dos 
custos da Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 7,10% 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]
614.443.672
               
676.520.465
         
10,1%
7,10%
69,9%
Encargos Setoriais
129.715.494
               
162.652.785
         
25,4%
3,77%
16,8%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
1.233.244
                    
1.389.993
              
12,7%
0,02%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
75.786.887
                 
117.442.763
         
55,0%
4,76%
12,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid)
19.113.252
                 
20.012.850
           
4,7%
0,10%
2,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Eletrobrás)
-
                                
(19.890.000)
          
-
-2,28%
-2,1%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
13.358.700
                 
14.736.731
           
10,3%
0,16%
1,5%
PROINFA
12.497.661
                 
20.367.331
           
63,0%
0,90%
2,1%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
7.725.750
                    
8.593.116
              
11,2%
0,10%
0,9%
Custos de Transmissão
106.033.139
               
111.456.328
         
5,1%
0,62%
11,5%
Rede Básica
20.843.491
                 
18.011.682
           
-13,6%
-0,32%
1,9%
Rede Básica Fronteira
3.585.988
                    
4.292.262
              
19,7%
0,08%
0,4%
Rede Básica ONS (A2)
527.139
                       
526.300
                 
-0,2%
0,00%
0,1%
MUST Itaipu
5.301.377
                    
4.895.140
              
-7,7%
-0,05%
0,5%
Transporte de Itaipu
7.134.472
                    
5.890.129
              
-17,4%
-0,14%
0,6%
Uso do sistema de distribuição e CCD
68.640.672
                 
77.840.815
           
13,4%
1,05%
8,0%
Custos de Aquisição de Energia
374.211.609
               
395.725.884
         
5,7%
2,46%
40,9%
Receitas Irrecuperáveis
4.483.430
                    
6.685.467,46
    
49%
0,25%
0,7%
PARCELA B
259.823.579
               
291.198.452
         
12,1%
3,59%
30,1%
IRT
874.267.251
               
967.718.917
         
10,7%
10,69%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
36.659.096
           
4,19%
CVA em processamento - Energia
26.285.308
           
3,01%
CVA em processamento - Transporte
1.158.016
              
0,13%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
35.301.736
           
4,04%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
4.336.251
              
0,50%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.576.568)
            
-0,18%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
1.611.163
              
0,18%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
5.786.958
              
0,66%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
313.396
                 
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
3.023.509
              
0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
341.199
                 
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
21.600.841
           
2,47%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
6.746.505
              
0,77%
Ajuste CUSD
1.410.750
              
0,16%
Repasse de compensação DIC/FIC
(692.099)
                
-0,08%
Reversão do Risco Hidrológico
(37.799.035)
          
-4,32%
Conta Escassez Hídrica
(8.717.766)
            
-1,00%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(92.790)
                  
-0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício Circular
(189.374)
                
-0,02%
Bônus de Itaipu 
(22.188.903)
          
-2,54%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
1,69%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
16,57%

14. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 
3,77%. A CDE – USO representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 4,76%. 
Adicionalmente, o aumento do encargo de Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA representou um impacto de 0,90%. 
15. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,28% associada à 
nova CDE Modicidade Eletrobrás, cuja proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota 
Técnica 92/2021-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi anuída por esta Diretoria Colegiada. 
16. 
Os Custos de Transmissão correspondem a um efeito médio de 0,62%. Sobre esse 
item, destaca-se o aumento das novas tarifas vinculadas aos Contratos de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD – junto à Light, Cemig e ENF, que contribuíram para o efeito médio em 1,05%. 
17. 
Já os custos de Compra de Energia representaram um aumento tarifário de 2,46%. 
Contribuíram para o aumento, principalmente, os custos relacionados aos Contratos Bilaterais, 
que são atualizados pelo IGP-M, com impacto de 2,87%. Em contrapartida, a redução dos custos 
com o contrato de Itaipu provocou uma redução de -1,53% nos custos de energia, essa variação 
é resultado da redução da tarifa de repasse da potência contratada de Itaipu, estabelecida na 
REH nº 3007, de 23 de dezembro de 2021, e da redução da cotação do dólar em relação àquela 
considerada no último processo tarifário.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
18. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,1% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 3,59% do total do 
efeito médio a ser percebido pelos consumidores. 
19. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre junho 
de 2021 e maio de 2022 do IPCA, de 11,73%, subtraída do Fator X, de -2,27%, o que totaliza 
14,01%, além do abatimento dos valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos 
(ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD). 
20. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita 
da Distribuidora (sem5 e com tributos 6), os Gráficos 2 e 3 apresentam a proporção da fatura de 
energia elétrica que se destina ao ressarcimento dos custos de compra de energia, de 
transmissão e distribuição, além do pagamento dos encargos setoriais. 
 
 
5 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. 
6 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,6% para o ICMS e de 3,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a 
fatura (total de 27,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que 
representa a majoração de 38,4% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
2,46%
0,14%
0,08%
0,17%
0,48%
0,22%
-1,53%
2,87%
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

Gráfico 2 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
Gráfico 3 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
21. 
Quanto aos componentes financeiros7 a serem recuperados no próximo período 
tarifário, esses contribuíram com o efeito em 4,19% no atual reajuste da EMG, conforme indicado 
na Tabela 3. 
 
 
7 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
30,1%
Custo de 
Energia
40,9%
Custo de 
Transporte
11,5%
Encargos 
Setoriais
16,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,7%
Custo de       
Distribuição; 
21,7%
Custo de            
Energia; 
29,5%
Custo de     
Transmissão
; 8,3%
Encargos          
Setoriais; 
12,1%
Receitas 
Irrecuperáveis
; 0,5%
ICMS; 
24,6%
PIS/COFINS; 
3,1%
Tributos; 
27,7%

22. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 4,04%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao 
longo de 2021. 
23. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste 
de 3,01%, 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 
 
24. 
Dado o cenário de intensa pressão tarifária desde 2020, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, foram desenvolvidos pela ANEEL e 
pelo Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as 
empresas e associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
26.285.308
         
3,01%
CVA em processamento - Transporte
1.158.016
           
0,13%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
35.301.736
         
4,04%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
4.336.251
           
0,50%
Neutralidade de Parcela A- Energia
(1.576.568)
          
-0,18%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
1.611.163
           
0,18%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
5.786.958
           
0,66%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
313.396
              
0,04%
Sobrecontratação/exposição de energia
3.023.509
           
0,35%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
341.199
              
0,04%
Previsão de Risco Hidrológico
21.600.841
         
2,47%
Reversão do Financeiro de Reperfilamento dos custos de RBSE
6.746.505
           
0,77%
Ajuste CUSD
1.410.750
           
0,16%
Repasse de compensação DIC/FIC
(692.099)
             
-0,08%
Reversão do Risco Hidrológico
(37.799.035)
       
-4,32%
Conta Escassez Hídrica
(8.717.766)
          
-1,00%
Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021
(92.790)
               
-0,01%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Ofício
(189.374)
             
-0,02%
Bônus de Itaipu 
(22.188.903)
       
-2,5%
Total
36.659.096
         
4,19%

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. 
25. 
Tais mecanismos foram incorporados a esse processo tarifário e estão 
relacionados abaixo e cujos detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 89/2022-SGT/ANEEL: 
 
       a) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
26. 
Nos termos do Decreto n° 10.939/2022, da Resolução n° 2/2021 da CREG e da 
Medida Provisória n° 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 n° 1.008/2022, de 15 de março de 2022. 
 
27. 
O Despacho n° 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 n° 10.939/2022. Para a EMG 
foram repassados R$ 8.717.765,72, valor que foi considerado como componente financeiro para 
atenuar o efeito do atual processo tarifário em -1,00%. 
 
       b) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu. 
28. 
Por meio do Despacho 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 04 de maio de 2022, e com base 
no que consta no 48500.007732/2007-09, foi informado que o saldo da Conta de Comercialização 
da Energia Elétrica de Itaipu em 2021 foi positivo em R$ 947.768.999,02 e que não haverá o rateio 
e o crédito do bônus de Itaipu nas faturas de energia elétrica dos consumidores em 2022, em 
função da utilização desse saldo para a modicidade tarifária, de acordo com o Artigo. 16 do 
Decreto 11.027/2022.

29. 
Pela Carta ENERGISAMG/VPR-ANEEL/N°012/20228, de 07 de junho de 2022, e em 
atendimento ao Artigo 16 do citado Decreto, a EMG formalizou o interesse em diferir os 
pagamentos à ENBPar provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu. 
 
30. 
A SGT procedeu ao rateio do Saldo da Conta de Comercialização de Itaipu entre as 
concessionárias, observando a necessidade de redução tarifária individual das distribuidoras. 
Segundo os critérios de rateio, os recursos alocados para a EMG alcançam a monta de R$ 
22.188.902,83, cuja aplicação, na forma de um componente financeiro negativo, resultou em 
uma atenuação tarifária de -2,54%. Ressalta-se que o detalhamento dos cálculos, os critérios de 
alocação do repasse do saldo da Conta de Comercialização de Itaipu para a modicidade tarifária, 
bem como o processamento dos diferimentos dos pagamentos à ENBPar constarão no processo 
nº 48500.001671/2021-16. 
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL. 
31. 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL 9, de 4 de novembro de 2021, foi 
solicitado à EMG informações sobre Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável aos consumidores 
migrantes para o ACL, para consideração no processo tarifário, conforme descrito na Nota 
Técnica nº 237/2020-SGT/ANEEL10, de 27/11/2020. O valor correspondente informado11 pela 
EMG foi de R$ 189.374,49, considerado no rol de financeiros negativos (-0,02%). 
c) REN 952/2021 – Financeiro do Spread da Conta Covid. 
32. 
Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952/2021-
ANEEL, dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por 
distribuidoras de energia elétrica. Como consequência foi apurado componente financeiro 
 
 
8 Documento SIC nº 48513.015445/2022-00. 
9 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00. 
10 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00. 
11 Documento SIC nº 48581.001631/2022-00.

negativo nesse processo tarifário relativo ao spread da conta covid da EMG, correspondendo a 
R$ 92.790,35, resultando em redução de efeito de -0,01%. 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
33. 
A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de junho/2022 a maio/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 junho/2021 a maio/2022.  
 
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
IV. DIREITO 
34. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: i) Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996; ii) Lei nº 10.438, de 26/4/2002; iii) Lei nº 12.111, de 9/12/2009; e vi) e 
Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 040/1999-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
35. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004914/2021-
78, voto pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da EMG, a vigorar 
a partir de 22 de junho de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
59.998
             
2.033.291
        
2.093.288
        
Subsídio Geração Fonte Incentivada
282
                   
1.705.785
        
1.706.067
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
1.648
                
75.634
             
77.282
             
Subsídio Rural
(304.787)
          
617.112
           
312.325
           
Subsídio Irrigante/Aquicultor
2.227
                
32.302
             
34.530
             
Total
(240.632)
          
4.464.124
        
4.223.492

pelos consumidores de 16,57%, sendo 21,51% para os consumidores em alta 
tensão e 15,19% 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 EMG; 
c) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE a ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia 
Elétrica – CCEE à EMG, de modo a custear os descontos retirados da estrutura 
tarifária; 
 
Brasília, 21 de junho de 2022. 
 
(assinatura digital) 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor