VOTO 
 
 
PROCESSOS: 48500.003572/2021-79 e 48500.000833/2022-80 
 
INTERESSADO: MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda 
 
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra 
 
RESPONSÁVEIS: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT e Superintendência de Regulação dos 
Serviços de Distribuição – SRD 
 
ASSUNTO: Resultado da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda, 
a vigorar a partir de 22/07/2022, e definição dos correspondentes limites dos indicadores de continuidade 
de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de 
Interrupção por Unidade Consumidora – FEC, para o período de 2023 a 2027, após conclusão da fase da 
Consulta Pública nº 15/2022. 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
1. 
O Contrato de Concessão de Distribuição nº 087/2000, que regula a exploração dos serviços 
públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. 
Ltda, estabelece a data de 22 de julho de 2022 para a realização da Revisão Tarifária Periódica da 
concessionária. 
 
2. 
As metodologias e procedimentos aplicáveis às Revisões Tarifárias Periódicas das 
Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica estão dispostas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos 
de Regulação Tarifária – Proret, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura 
tarifária. 
 
3. 
Em 8 de novembro de 2021, na Sessão de Sorteio Público Ordinária nº 44/2021, o presente 
processo foi distribuído a minha relatoria. 
 
4. 
A Resolução Normativa nº 1.0081, de 15 de março de 2022, dispôs sobre a Conta Escassez 
Hídrica, as operações financeiras e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento 
Energético – CDE. 
 
5. 
Em 19 de abril de 2022, durante a 13ª RPO da Diretoria Colegiada da ANEEL, o resultado 
preliminar da Revisão Tarifária Periódica de 2022 da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda foi 
apresentado, sendo instaurada a Consulta Pública nº 15/2022, realizada entre 20 de abril de 2022 e 3 de 
junho de 2022, para colher subsídios e informações para aprimorar a proposta referente à Revisão 
Tarifária Periódica de 2022 da MUX Energia. 
 
1 Disponível em https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20221008.pdf.

6. 
Em 12 de maio de 2022, a ANEEL realizou Audiência Pública virtual na qual foram 
apresentados o resumo da metodologia empregada nos processos de revisão tarifária, os resultados 
preliminares da reposicionamento tarifário e os limites dos indicadores de continuidade de Duração 
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção 
por Unidade Consumidora – FEC, para 2023 a 2027. Mas como não houve contribuições à Consulta Pública 
nº 15/20222, a SGT não emitiu Nota Técnica de análise.  
 
7. 
Em 9 de junho de 2022, a SRD enviou Memorando nº 149/2022-SRD/ANEEL3, a respeito da 
apuração das perdas na distribuição da concessionária.  
 
8. 
Em 10 de junho de 2022, foi emitida a Nota Técnica nº 0037/2022-SRD/ANEEL4, que 
apresentou os procedimentos e a metodologia utilizada para a proposta de estabelecimento dos limites 
dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras da MUXENERGIA, 
para os anos de 2023 a 2027.  
 
9. 
Em 21 de junho de 2022, tendo em vista o processo de desestatização da Eletrobrás 
indicado na Lei nº 14.182, de 12 de julho de 2021, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu autorizar a 
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT a aplicar os procedimentos e realizar o tratamento tarifário 
associado ao rateio do aporte inicial decorrente da capitalização da Eletrobrás, conforme proposta 
preliminar indicada na Nota Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL5, de 20 de junho de 2022, sendo instituída, 
portanto, a CDE Modicidade Eletrobrás. 
 
10. 
Em 27 de junho de 2022, foi sancionada a Lei nº 14.385/2022, que disciplina a devolução 
aos consumidores de energia elétrica, dos valores relacionados as ações judiciais que versam sobre a 
retirada do ICMS da base do PIS/COFINS. 
 
11. 
Nesta mesma data, a Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD 
enviou Memorando nº 176/2022-SRD/ANEEL6, a respeito da apuração da validação de pagamentos da 
Parcela A, Garantias Financeiras, Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos 
da distribuidora. 
 
12. 
Em 4 de julho de 2022, por intermédio do Memorando nº 180/2022-SFF/ANEEL7, a 
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira – SFF informou a validação dos dados para a 
composição da Base de Remuneração da distribuidora. 
 
13. 
Em 7 de julho de 2022, a SGT se reuniu com os representantes do Conselho de 
Consumidores, para tratar do cálculo final da revisão da distribuidora, sendo apresentado o resultado 
provisório de cálculos. 
 
 
2 Documento SIC nº 48542.002514/2002-00 
3 Documento SIC nº 48554.001212/2022-00. 
4 Documento SIC nº 48554.001240/2022-00 
5 Documento SIC nº 48581.001709/2022-00. 
6 Documento SIC nº 48536.002331/2022-00. 
7 Documento SIC nº 48536.002400/2022-00.

14. 
Em 14 de julho, o resultado final do cálculo da revisão tarifária foi encaminhada, via e-mail, 
à MUX Energia e ao conselho de consumidores8. 
 
15. 
Por fim, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, por meio da Nota Técnica 
nº 124/2022-SGT/ANEEL9, de 15 de julho de 2022, consolidou o resultado da Revisão Tarifária Periódica 
da MUX Energia. 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
16. 
A revisão das tarifas da MUX Energia, segundo a proposta encaminhada pela SGT, conduz 
ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,19%, sendo de 10,61%, em média, para os 
consumidores conectados na alta tensão e de 5,03%, em média, para os consumidores conectados na 
baixa tensão. 
 
17. 
O detalhamento do efeito médio por nível de tensão é apresentado na Tabela 1. 
 
Tabela 1. Efeito médio para consumidor 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
18. 
O efeito médio de 7,19% e decorre: (i) do reposicionamento dos itens de custos das 
Parcelas A e B, com efeito tarifário de 15,41%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual processo tarifário, com efeito tarifário de -3,27%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que vigoraram até a presente revisão, que representam o 
impacto de -4,94%.  
 
19. 
Detaca-se, que a Mux Energia, por possuir mercado de energia inferior a 350 GWh 
(trezentos e cinquenta gigawatts-hora) anuais, é elegivel para obtenção da subvenção econômica de que 
trada a Lei nº 14.299, de 5 janeiro de 2022. Contudo, tendo em vista que as tarifas da a RGE SUL, 
concessionária adjacente e localizada na mesma unidade federativa, homologadas pela REH 
nº 3.045/2022, de 21 de junho de 2022, são maiores que as calculadas nessa revisão, não se verificou 
enquadramento ao dispositivo legal. 
 
20. 
O Gráfico 1 apresenta os principais itens de custo que contribuem para o efeito médio. 
 
 
8 Documento SIC nº 48581.001915/2022-00. 
9 Documento SIC nº 48581. 001895/2022-00. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
10,61%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
5,03%
Efeito Médio AT+BT
7,19%

Gráfico - 1. Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
21. 
O reposicionamento tarifário consiste na redefinição das tarifas em nível compatível com 
a cobertura dos custos operacionais eficientes e com a remuneração dos investimentos prudentes. 
 
22. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custos que são reconhecidos nas tarifas, com os valores 
atuais e os estabelecidos na revisão, a variação percentual, a contribuição de cada item para o efeito 
médio calculado e cada valor na composição da receita da concessionária. 
 
7,50%
4,65%
3,26%
0,00%
0,00%
-3,27%
-4,94%
7,19%
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 da revisão tarifária  
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT 
 
23. 
O reposicionamento econômico de 15,41% é derivado das variações de custos da Parcela 
A e da Parcela B.  
 
Parcela A 
 Receita 
Verificada (R$) 
 Receita 
Requerida (R$) 
 Variação  Participação 
na Revisão 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI]
26.853.419
          
31.891.866
         
18,76%
15,41%
84,53%
Encargos Setoriais
5.875.227
            
8.328.299
           
41,75%
7,50%
22,07%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
35.326
                  
32.115
                 
-9,09%
-0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
4.128.819
            
6.229.101
           
50,87%
6,42%
16,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
167.213
                
170.367
               
1,89%
0,01%
0,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
139.235
                
140.073
               
0,60%
0,00%
0,4%
CDE Modicidade Eletrobrás
-
                         
(990.000)
             
0,00%
-3,03%
-2,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
426.593
                
1.373.181
           
221,89%
2,90%
3,6%
PROINFA
684.819
                
1.076.201
           
57,15%
1,20%
2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
293.221
                
297.261
               
1,38%
0,01%
0,8%
Custos de Transmissão
7.832.141
            
9.351.553
           
19,40%
4,65%
24,8%
MUST Itaipu
236.864
                
244.314
               
3,15%
0,02%
0,6%
Transporte de Itaipu
227.518
                
349.006
               
53,40%
0,37%
0,9%
Uso do sistema de distribuição
7.367.759
            
8.758.233
           
18,87%
4,25%
23,2%
Custos de Aquisição de Energia
13.127.549
          
14.192.821
         
8,11%
3,26%
37,6%
Receitas Irrecuperáveis
18.503
                  
19.193
                 
3,73%
0,00%
0,1%
PARCELA B
5.837.572
            
5.836.168
           
-0,02%
0,00%
15,5%
Custos Operacionais
4.024.540
            
3.969.875
           
-1,4%
-0,17%
10,5%
Anuidades
574.596
                
632.514
               
10,1%
0,18%
1,7%
Remuneração
1.180.161
            
1.228.335
           
4,1%
0,15%
3,3%
Depreciação
558.903
                
611.978
               
9,5%
0,16%
1,6%
UD+ER+OR
(500.629)
              
(606.535)
             
21,2%
-0,32%
-1,6%
RT considerando a varição tarifária da RTE
32.690.991
          
37.728.034
         
15,41%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
(1.070.401)
          
-3,27%
CVA em processamento - Energia
1.532.134
           
4,69%
CVA em processamento - Transporte
106.966
               
0,33%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.019.667
           
6,18%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
63.658
                 
0,19%
Neutralidade de Parcela A- Energia
29.105
                 
0,09%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
382.431
               
1,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
102.450
               
0,31%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.555
                   
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(192.654)
             
-0,59%
Ajuste CUSD
30.373
                 
0,09%
Previsão de Risco Hidrológico
1.193.084
           
3,65%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.806.113)
          
-5,52%
Excedente de repasse ao Conselho de Consumidores (2016-2021)
(95.906)
                
-0,29%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Of. Circular 20/20
(2.145)
                  
-0,01%
Créditos de PIS/COFINS (Lei 14.385/2022)
(3.987.930)
          
-12,20%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS
7.599
                   
0,02%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação
(140.218)
             
-0,43%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica -Bônus de redução voluntária
(315.456)
             
-0,96%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-4,94%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
7,19%
Receita Receita Participação Participação
Variação
Verificada (R$) Requerida (R$) na Revisão na Receita      
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia+RI] 2 6.853.419 3 1.891.866 18,76% 15,41% 84,53%      
Encargos Setoriais 5 .875.227 8 .328.299 41,75% 7,50% 22,07%      
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 3 5.326 3 2.115 -9,09% -0,01% 0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 4 .128.819 6 .229.101 50,87% 6,42% 16,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) 1 67.213 1 70.367 1,89% 0,01% 0,5%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) 1 39.235 1 40.073 0,60% 0,00% 0,4%
CDE Modicidade Eletrobrás - ( 990.000) 0,00% -3,03% -2,6%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 4 26.593 1 .373.181 221,89% 2,90% 3,6%
PROINFA 6 84.819 1 .076.201 57,15% 1,20% 2,9%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 2 93.221 2 97.261 1,38% 0,01% 0,8%      
Custos de Transmissão 7 .832.141 9 .351.553 19,40% 4,65% 24,8%      
MUST Itaipu 2 36.864 2 44.314 3,15% 0,02% 0,6%
Transporte de Itaipu 2 27.518 3 49.006 53,40% 0,37% 0,9%
Uso do sistema de distribuição 7 .367.759 8 .758.233 18,87% 4,25% 23,2%      
Custos de Aquisição de Energia 1 3.127.549 1 4.192.821 8,11% 3,26% 37,6%      
Receitas Irrecuperáveis 1 8.503 1 9.193 3,73% 0,00% 0,1%      
PARCELA B 5.837.572 5.836.168 -0,02% 0,00% 15,5%      
Custos Operacionais 4 .024.540 3 .969.875 -1,4% -0,17% 10,5%
Anuidades 5 74.596 6 32.514 10,1% 0,18% 1,7%
Remuneração 1 .180.161 1 .228.335 4,1% 0,15% 3,3%
Depreciação 5 58.903 6 11.978 9,5% 0,16% 1,6%
UD+ER+OR ( 500.629) ( 606.535) 21,2% -0,32% -1,6%      
RT considerando a varição tarifária da RTE 3 2.690.991 3 7.728.034 15,41% 100%      
      
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual (1.070.401) -3,27%      
  1.532.134 4,69%    
  1 06.966 0,33%    
  2 .019.667 6,18%    
  6 3.658 0,19%    
  2 9.105  0,09%
1,17%
0,31%
0,01%  
  3 82.431    
  1 02.450    
  2 .555    
  ( 192.654) -0,59%    
  3 0.373 0,09%    
Previsão de Risco Hidrológico 1 .193.084 3,65%
Reversão do Risco Hidrológico ( 1.806.113) -5,52%
Excedente de repasse ao Conselho de Consumidores (2016-2021) ( 95.906) -0,29%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Of. Circular 20/202 1 ) ( 2.145) -0,01%
Créditos de PIS/COFINS (Lei 14.385/2022) ( 3.987.930) -12,20%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS 7 .599 0,02%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação ( 140.218) -0,43%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica -Bônus de redução voluntária ( 315.456) -0,96%      
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -4,94%      
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 7,19%      

24. 
A Parcela A compreende os custos não-gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais, 
definidos em legislação específica, às atividades de transmissão e às de geração de energia elétrica, 
inclusive a geração própria. A Parcela A representou 84,53% dos custos da concessionária, com impacto 
tarifário de 15,41%. 
 
25. 
Os encargos setoriais contribuíram para um efeito médio de 7,50%, com destaque para a 
nova cota de CDE (Uso) de 2022 para a distribuidora (efeito foi de 6,42%), o aumento dos ESS e EER 
(impacto de 2,90%) e do Proinfa (impacto de 1,20%). 
 
26. 
Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -3,03% associada à nova 
CDE Modicidade Eletrobrás, cuja aplicação da proposta preliminar de regulamentação, disposta na Nota 
Técnica nº 92/2022-SGT/ANEEL, de 20 de junho de 2022, foi autorizada pela Diretoria Colegiada da ANEEL. 
 
27. 
Os custos de transporte impactaram a revisão em 4,65% em decorrência, principalmente, 
da aprovação das novas Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) da RGE SUL, conforme Resolução 
Homologatória nº 3.045/2022, que contribuiu com 4,25%. 
 
28. 
Os custos de compra de energia elétrica considerados para a distribuidora levaram a uma 
variação no efeito médio de 3,26%. Contribuiu para este resultado o contrato bilateral firmado com a 
Copel Geração Ltda, vinculado à variação do IPCA, cuja contribuição para o efeito médio foi de 2,76% e o 
custo associado aos Contratos de Cotas de Garantia Física – CCGF, que contribuiu com impacto de Erro! 
Fonte de referência não encontrada.. Em contrapartida, o custo associado à energia de Itaipu, que caiu 
em função da redução da tarifa de repasse da potência contratada (estabelecida na REH nº 3007, de 23 
de dezembro de 2021) e o custo associado à energia proveniente da geração própria, contribuiram, 
respectivamente, com os efeitos de -0,94% e -0,88% no resultado. 
 
Perdas Regulatórias 
 
29. 
As perdas técnicas na distribuição foram calculadas levando-se em consideração as 
características do sistema de distribuição da concessionária, nos termos do Módulo 7 do Prodist, 
resultando no valor de 6,42% em relação à energia injetada, conforme Nota Técnica nº 22/2022-
SRD/ANEEL10. 
 
30. 
Já para as perdas não técnicas, a abordagem adotada se baseia na comparação do 
desempenho das distribuidoras em áreas de concessão comparáveis. 
 
31. 
No caso da MUX Energia, o ponto de partida para o ano de 2002 foi estabelecido em 1,52% 
sobre o mercado de baixa tensão faturado, com trajetória de redução até alcançar a meta de 1,39% ao 
final do ciclo. 
 
Custos da Parcela B 
 
 
10 Documento SIC nº 48554.000765/2022-00.

32. 
A Parcela B, cujos custos são administrados pelas distribuidoras, é o objeto no qual se opera 
a metodologia das revisões tarifárias periódicas. Essa parcela trata dos custos com a atividade de 
distribuição e compreende os custos de administração, operação e manutenção, ou seja, os custos 
operacionais eficientes e o custo anual dos ativos, que reflete os investimentos prudentes realizados pela 
distribuidora. A Parcela B variou -0,02%, em relação ao processo anterior, impactando em 0,00% o 
processo tarifário. 
 
33. 
A metodologia de definição dos custos operacionais eficientes estabelece o método de 
comparação entre concessionárias, para a definição do nível desses custos que serão reconhecidos nas 
tarifas. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos eficientes que serve de parâmetro 
para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. 
 
34. 
No caso da MUX Energia, a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está abaixo 
do intervalo definido pelo método de benchmarking, de modo que os novos valores reconhecidos nas 
tarifas ao longo do ciclo deverão sofrer adequação mediante aplicação do componente T do Fator X, 
definido em -0,53%. 
 
35. 
O custo anual dos ativos é formado pela Remuneração do Capital, pela Quota de 
Reintegração Regulatória e pelas Anuidades. A primeira corresponde à remuneração dos investimentos 
realizados pela Concessionária e depende fundamentalmente da Base de Remuneração Líquida e do Custo 
de Capital. A segunda é formada pela depreciação e pela amortização dos investimentos realizados e visa 
recompor os ativos afetos à prestação do serviço ao longo da vida útil e está relacionada à Base de 
Remuneração Bruta e à Taxa de Depreciação. A última refere-se aos investimentos de curto período de 
recuperação, tais como os realizados em hardware, software, veículos e em toda a infraestrutura de 
edifícios de uso administrativo e depende basicamente dos Ativos Imobilizados em Serviço. 
 
36. 
A remuneração do capital variou 4,1% em relação aos valores hoje existentes nas tarifas, 
o que representou impacto tarifário de 0,15%. A situação adveio da soma dos efeitos do aumento da Base 
de Remuneração Líquida e da redução da taxa média de remuneração regulatória (WACC) desta revisão, 
quando comparada com a revisão anterior. O Gráfico 2 demonstra os efeitos que explicam a variação na 
remuneração de capital.

Gráfico 2. Efeito da revisão sobre remuneração do capital 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
37. 
A quota de reintegração regulatória variou 9,5% em relação aos valores hoje existentes 
nas tarifas, o que representou um impacto de 0,16%. O aumento proveio especialmente da variação da 
Base de Remuneração Bruta e da redução da taxa média de depreciação, em relação a última revisão 
tarifária (de 4,36% para 4,34. O Gráfico 3 demonstra ambos os efeitos. 
 
Gráfico 3. Efeito da revisão sobre quota de reintegração 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
38. 
A cobertura para anuidades variou 10,1%, em relação aos valores hoje contidos nas tarifas, 
com impacto de 0,18% na revisão. Esse resultado proveio principalmente da atualização da base de 
remuneração regulatória, da qual o cálculo das anuidades depende. 
Remuneração
Processo Anterior
Efeito
Remunerações
(WACC/RGR/OE)
Efeito
Base Líquida
Remuneração
Revisão
100,0%
- 1,0%
5,1%
104,1%
Reintegração
Processo Anterior
Efeito da Taxa de
Depreciação
Efeito
Base Bruta
Reintegração
Revisão
100,0%
-0,5%
10,0%
109,5%

Gráfico 4. Efeito da revisão sobre as anuidades 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
39. 
A outras receitas (OR) se referem as receitas de atividades relacionadas com a concessão 
de serviço público, mas não decorrentes da aplicação das tarifas. Estas podem ser classificadas em duas 
categorias, conforme sua natureza: “receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica”, que 
são as relativas aos serviços cobráveis; e “receitas de atividades acessórias”, que são atividades de 
natureza econômica acessórias ao objeto do contrato de concessão, exercida por conta e risco das 
concessionárias.  
 
40. 
A Resolução Normativa nº 1.000/2021 estabelece a obrigatoriedade da cobrança de 
demandas que excederem em mais de 5% os valores previamente contratados por ponto de conexão, 
sendo esta chamada “Ultrapassagem de Demanda” (UD), e de montantes de energia reativa e demanda 
de potência reativa que infringirem o limite que resulte em fator de potência igual a 0,92, sendo chamado 
“Excedente de Reativos” (ER).  
 
41. 
O efeito tarifário referente a ultrapassagem de demanda, excedente reativo e outras 
receitas nesta revisão tarifária foi de -0,32%, já considerando receitas extras de UDER entre a data-base 
do laudo de ativos do 4º CRTP (jan/2017) e a data da DRAC da distribuidora (fev/2017). 
 
Componentes Financeiros 
 
42. 
A Tabela 3 resume os componentes financeiros incluídos nesta revisão: 
 
 
Anuidades
Processo Anterior
Efeito
WACC
Efeito Base de
Anuidades
Anuidades
Revisão
100,0%
-3,1%
13,2%
110,1%

Tabela 3. Componentes Financeiros 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
43. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA – Encargos 
Setoriais, com 6,18%, decorrente do despacho de geração térmica fora da ordem de mérito ao longo de 
2021, bem como do aumento do encargo de CDE Uso para o ano de 2022 em relação à cobertura 
considerada no RTA de 2021. 
 
44. 
Outro destaque foi a CVA em processamento - Energia, com impacto no reajuste de 4,69%, 
sendo que os impactos mais significativos foram as exposições ao MCP relacionadas ao risco hidrológico 
dos CCGF e dos CCEAR-Q repactuados. 
 
45. 
Quanto aos financeiros negativos, destacam-se os itens de mitigação de efeito, os quais 
estão descritos na seção seguinte. 
 
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários 
 
46. 
Além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram estudados e 
elaborados mecanismos financeiros para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, 
com intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a 
sustentabilidade econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico. Tais mecanismos 
financeiros foram incorporados a esse processo tarifário e estão relacionados abaixo.  
 
a) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial 
 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
1.532.134
   
4,69%
CVA em processamento - Transporte
106.966
      
0,33%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
2.019.667
   
6,18%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
63.658
        
0,19%
Neutralidade de Parcela A- Energia
29.105
        
0,09%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
382.431
      
1,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
102.450
      
0,31%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
2.555
           
0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
(192.654)
     
-0,59%
Ajuste CUSD
30.373
        
0,09%
Previsão de Risco Hidrológico
1.193.084
   
3,65%
Reversão do Risco Hidrológico
(1.806.113)
 
-5,52%
Excedente de repasse ao Conselho de Consumidores (2016-2021)
(95.906)
       
-0,29%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Of. Circular 20/2021)
(2.145)
         
-0,01%
Créditos de PIS/COFINS (Lei 14.385/2022)
(3.987.930)
 
-12,20%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS
7.598,92
     
0,02%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação
(140.218)
     
-0,43%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica -Bônus de redução voluntária
(315.456)
     
-0,96%
Total
(1.070.401)
 
-3,27%
Componentes Financeiros Valor (R$) Participação      
CVA em processamento - Energia 1 .532.134 4,69%
CVA em processamento - Transporte 106.966 0,33%
CVA em processamento - Encargos Setoriais 2 .019.667 6,18%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes 63.658 0,19%      
Neutralidade de Parcela A- Energia  29.105  0,09%  
Neutralidade de Parcela A - Transporte 382.431 1,17%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais 102.450 0,31%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável 2 .555 0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia ( 192.654) -0,59%
Ajuste CUSD 30.373 0,09%
Previsão de Risco Hidrológico 1 .193.084 3,65%
Reversão do Risco Hidrológico (1.806.113) -5,52%
Excedente de repasse ao Conselho de Consumidores (2016-2021) (95.906) -0,29%
Arrecadação de encargo CDE Covid dos consumidores migrantes (Of. Circular 20/2021) (2.145) -0,01%
Créditos de PIS/COFINS (Lei 14.385/2022) (3.987.930) -12,20%
Neutralidade Crédito de Pis/COFINS 7.598,92 0,02%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica - Importação ( 140.218) -0,43%
Empréstimo Conta Escassez Hídrica -Bônus de redução voluntária ( 315.456) -0,96%      
Total ( 1.070.401) -3,27%      

47. 
A Lei nº 14.385/2022, 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 publicada em 28 de junho de 2022. 
 
48. 
A Lei 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, segundo projeção a ser realizada por esta Agência, conforme 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. 
[...] 
 
49. 
Isso posto, considera-se 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. 
 
50. 
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. 
 
51. 
Registra-se que procedimento semelhante já foi adotado em processos tarifários 
anteriores, resguardadas, naturalmente, as especificidades processuais observadas em cada caso.

52. 
Para a MUX Energia, os referidos itens totalizam R$ 3.987.930,11, resultando no impacto 
de -12,20% no índice de reajuste tarifário da Distribuidora. 
 
53. 
Sobre os tributos incidentes, foram considerados neste processo tarifário aqueles 
recolhidos à Receita Federal. No entanto, considerando que, no caso da MUX Energia, os efeitos da 
contabilização do passivo decorrente da devolução integral aos consumidores impactarão o resultado de 
2022 da distribuidora, o IR/CSLL11 ora recolhido deverá ser revertido no processo tarifário subsequente, 
junto com os demais dispositivos trazidos na Lei, mantendo-se a neutralidade quando da aplicação do 
recurso. 
 
 
b) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica) 
 
54. 
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. 
 
55. 
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 MUX Energia foram repassados o total 
atualizado de R$ 455.674,15, valor que foi considerado como componente financeiro para atenuar o 
efeito do atual processo tarifário em -1,39%. 
 
c) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para ao ACL 
 
56. 
 
No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL12, de 4 de novembro de 2021, foi 
solicitado à MUX Energia 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/ANEEL13, de 27/11/2020. O valor correspondente informado pela MUX Energia e 
atualizado pela Selic foi de R$ 2.144,68, correspondendo a um impacto de -0,01% no efeito médio. 
 
Fator X – definição do componente T, índice de ajuste de mercado e mecanismo de incentivo de 
melhoria da qualidade 
 
57. 
O Fator X é índice fixado pela ANEEL e utilizado nos reajustes subsequentes. O objetivo é 
compartilhar com o consumidor os ganhos de produtividade da concessionária, decorrentes do 
crescimento do número de unidades consumidoras e do aumento do consumo do mercado existente, o 
que contribui para a modicidade tarifária. 
 
 
11 Imposto de Renda/Contribuição Social Sobre Lucro Líquido. 
12 Documento SIC nº 48581.001765/2021 
13 Documento SIC nº 48581.001953/2020

58. 
O componente de produtividade do Fator X – Pd, calculado de forma ex-post para a 
distribuidora, se denomina índice de ajuste de mercado nesta revisão, considera os ganhos potenciais de 
produtividade no ano anterior à revisão tarifária (período de referência), e o período em que as tarifas 
definidas na revisão estarão vigentes. O Fator de Ajuste de Mercado, calculado para aplicação na atual 
revisão tarifária, é de 0,97%. 
 
59. 
O Componente T tem por objetivo estabelecer uma trajetória de custos operacionais 
regulatórios, quando a análise de custos operacionais eficientes indicar a necessidade de revisão desses 
custos ao longo do ciclo tarifário. E como a cobertura de custos operacionais presentes na tarifa está 
abaixo do intervalo definido pelo método de benchmarking, o componente T, a ser aplicado nos reajustes 
subsequentes da MUX Energia, foi de -0,53%. 
 
60. 
O outro integrante do Fator X é o Componente Q, fixado anualmente nos processos 
tarifários. Nesta Revisão Tarifária, o Componente Q é O Mecanismo de Incentivo à Melhoria da 
Qualidade busca incentivar a melhoria contínua dos indicadores, além de observar o desempenho entre 
as concessionárias, ajusta o valor da Parcela B na revisão tarifária de acordo com o comportamento dos 
indicadores de qualidade técnico e comercial da distribuidora. O Fator de Ajuste de Qualidade, calculado 
para aplicação na atual revisão tarifária, foi definido em 1,15%. 
 
 
Comparação entre a proposta de consulta pública e o resultado da revisão  
 
61. 
A Tabela 4 ilustra as principais variações ocorridas entre a proposta colocada em Consulta 
Pública e o resultado da revisão tarifária. 
 
Tabela 4 – Comparação Consulta Pública e Resultado da Revisão 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária  
 
62. 
Os itens mais representativos que levaram à alteração dos valores submetidos à Consulta 
Pública foram:

a) Inicialmente, cabe descatar o aumento do efeito decorrente da redução do mercado 
verificado na fase final, quando comparado ao projetado para a fase de Consulta Pública. 
Um exemplo claro desse efeito é observado, por exemplo, nos custos de transmissão. A 
despeito de os custos totais de Transmissão da fase final mostrarem-se praticamente iguais 
aos estimados na fase inicial, em função da redução de mercado, observou-se uma variação 
de 0,46% no efeito médio relacioanado a este item; 
 
b) O efeito associado aos Encargos sofreu variação de -0,67%. Além da variação do 
mercado, impactam o efeito: (i) a inclusão da nova componente CDE Modicidade 
Eletrobrás, não considerada na fase de AP, cujo impacto no efeito foi de -3,03%; (ii) o 
aumento do encargo de CDE Uso em relação ao valor provisório considerado na fase de AP, 
com variação de efeito de +1,20%; e (iii) do aumento do encargo de Serviço de Sistema e 
Energia de Reserva (ESS/EER) em relação ao previsto na fase de AP, com variação no efeito 
de +1,20%.  
 
c) Com relação à compra de Energia, houve aumento do efeito de 2,36%, sendo que os 
principais impactos foram: (i) aumento do custo de energia associada aos CCGF, com 
impacto na variação do efeito de +0,92%; (i) aumento do custo de energia proveniente de 
Itaipu, em função do aumento recente da cotação do Dolar, com impacto na variação do 
efeito de +0,64% e; (ii) aumento do custo previsto da energia associada ao contrato 
bilateral com a Copel Geração Ltda., atualizado pelo IPCA, com impacto na variação do 
efeito de +0,83%. 
 
d) Já a Parcela B variou apenas 0,29%, justificada pelo aumento do IPCA, índice utilizado 
para atualização dos ativos da Base de Remuneração Regulatória - BRR, em relação à 
projeção desse índice considerada nos cálculos realizados na fase de consulta pública; 
 
e) Já os componentes financeiros variaram -15,48%, em comparação ao apresentado na 
CP. A diferença decorreu, principalmente: (i) da reversão dos créditos de Pis/Cofins, não 
considerada na fase de AP, com impacto de -12,20%; e (ii) Diferença entre os valores de 
CVA apurados na fase final em relação às estimativas consideradas na fase Consulta 
Pública, com impacto na variação do efeito de -1,51%. 
 
 
Subvenção da CDE e composição das Tarifas 
 
63. 
A Tabela 5 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período 
de competência de julho/2022 a junho/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 julho/2021 a 
junho/2022.

Tabela 5 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
64. 
A participação de cada segmento de custo na composição da receita da Distribuidora, sem 
e com tributos são mostrados nos Gráficos 5 e 614. 
 
 
Gráfico 5. Composição da receita sem tributos 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
Gráfico 6. Composição da receita com tributos 
 
14 No Gráfico 5, destaca-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. Na construção do Gráfico 6, foram considerados 
apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias do ICMS, 
do PIS e da COFINS informadas pela Distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
4.789,92
          
69.771,91
        
74.561,83
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
760,39
             
2.901,65
          
3.662,04
          
Subsídio Rural
(145,87)
            
205,90
             
60,03
                
Total
5.404,44
          
72.879,45
        
78.283,90
        
Custo de       
Distribuição
15,5%
Custo de            
Energia
37,6%
Custo de     
Transmissão
24,8%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,9%
CDE
14,7%
ESS/EER
3,6%
Outros
0,9%
Encargos
22,1%
Custo de       
Distribuição
11,4%
Custo de            
Energia
27,7%
Custo de     
Transmissão
18,2%
Encargos          
Setoriais
16,2%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,0%
ICMS
24,0%
PIS/COFINS
2,4%
Tributos 
26,4%
Valor Mensal
TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)  
Subsídio Carga Fonte Incentivada 4.789,92 6 9.771,91 7 4.561,83
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento 760,39 2.901,65 3.662,04
Subsídio Rural (145,87) 205,90 6 0,03  
Total 5.404,44 7 2.879,45 7 8.283,90  

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária 
 
 
Definição dos Limites para os Indicadores DEC e FEC 
65. 
O cálculo dos limites para os indicadores de qualidade dos conjuntos da Concessionária foi 
obtido pela aplicação da metodologia de análise comparativa aprovada pela ANEEL em dezembro de 
2014, após a realização da Audiência Pública nº 29/2014, regulamentada na Seção 8.2 do Módulo 8 do 
PRODIST15. 
 
66. 
No Gráfico 7 são apresentados o histórico de apuração e os limites globais de DEC e FEC 
propostos pela ANEEL. Em relação aos limites globais propostos para o período 2023 a 2027, a redução 
média anual é de 4,44% no DEC e de 5,71% no FEC. 
 
 
 
15 “Limites de continuidade do serviço. 
209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem 
enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico-elétricos de seus 
conjuntos de unidades consumidoras. 
210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o 
seguinte procedimento: 
a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;  
b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea “a”;  
c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho 
dos conjuntos semelhantes; e  
d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

Gráfico 7. Histórico de apuração e limites globais de DEC e FEC propostos da MUX Energia. 
Fonte: Nota Técnica nº 0037/2022–SRD/ANEEL. 
 
67. 
Para avaliar a consistência dos limites globais da MUX Energia, apresenta-se, nos Gráficos 
8 e 9, uma comparação com os limites das distribuidoras de pequeno porte da região Sul. Observa-se que 
os limites de DEC e FEC da MUX Energia estão aderentes à realidade da região. 
 
 
Gráfico 8. Limites de DEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul. 
Fonte: Nota Técnica nº 0037/2022–SRD/ANEEL. 
 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
DEC Limite (horas)
Comparação: Limites DEC das Distribuidoras da Região Sul
MUXENERGIA
COCEL
COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
UHENPAL

Gráfico 9. Limites de FEC de distribuidoras de pequeno porte da região Sul 
Fonte: Nota Técnica nº 0037/2022–SRD/ANEEL. 
 
68. 
A violação aos limites dos indicadores individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI) resulta em 
compensações às unidades consumidoras afetadas. A Tabela 6 apresenta os valores pagos e o número de 
compensações efetuadas pela MUX Energia entre 2017 e 2021: 
 
Tabela 06 - Compensações efetuadas pela MUX Energia. 
Ano Nº de Compensações Compensação (R$) 
2017 
401 
269,18 
2018 
309 
11.873,92 
2019 
137 
485,48 
2020 
183 
774,69 
2021 
2.103 
4.826,81 
Fonte: Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. 
 
 
III – DIREITO 
 
69. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
c) Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995.; 
d) Resolução nº 395, de 15 de dezembro de 2009; 
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
FEC Limite (interrupções)
Comparação: Limites FEC das Distribuidoras da Região Sul
MUXENERGIA
COCEL
COOPERALIANÇA
DCELT
DEMEI
EFLJC
EFLUL
ELETROCAR
FORCEL
HIDROPAN
UHENPAL
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
                                                        
  Ano    Nº de Compensações    Compensação (R$)  
      401    269,18  
      309    11.873,92  
      137    485,48  
      183    774,69  
      2.103    4.826,81  

e) Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – Proret; 
f) Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional – Prodist; 
g) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição nº 087/2000. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
70. 
Diante do exposto e do que que consta dos Processos nº 48500.003572/2021-79 e  nº 
48500.000833/2022-80, voto no sentido de APROVAR o resultado da revisão tarifária periódica de 2022 
da MUX Energia - Muxfeldt Marin & Cia. Ltda, na forma da minuta de Resolução Homologatória anexa, a 
fim de: 
 
 
a) HOMOLOGAR o resultado da revisão tarifária periódica, a vigorar a partir de 22 de Julho 
de 2022, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 7,19%, 
sendo 10,61%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 5,03%, 
em média, para os consumidores conectados na Baixa Tensão; 
 
b) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Energia Elétrica – TE 
aplicáveis aos consumidores e aos usuários da concessionária; 
 
c) APROVAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE a 
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE à MUX 
Energia, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
d) DEFINIR os postos tarifários ponta, intermediário e fora ponta; 
 
e) FIXAR o componente T do Fator X em -0,53%;  
 
f) FIXAR os limites para os indicadores de continuidade DEC e FEC para o período de 2023 
a 2027 a serem observados pela MUX Energia; e 
 
g) FIXAR o referencial regulatório perdas de energia para os reajustes de 2023 a 2026, 
conforme tabela abaixo: 
 
2023 
2024 
2025 
2026 
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada 
6,4149% 
6,4149% 
6,4149% 
6,4149% 
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT 
1,4811% 
1,4486% 
1,4199% 
1,3944% 
 
 
 
Brasília, 19 de julho de 2022 
 
 
(Assinado digitalmente) 
HÉLVIO NEVES GUERRA
    2023      2024      2025      2026  
Perdas Técnicas sobre Energia Injetada  6,4149%      6,4149%      6,4149%      6,4149%    
Perdas Não Técnicas sobre Mercado BT  1,4811%      1,4486%      1,4199%      1,3944%    

Diretor