VOTO 
 
PROCESSO: 48500.005011/2020-23 
 
INTERESSADOS: Cemig Distribuição S.A. – CEMIG-D 
 
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz 
 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da Cemig Distribuição S.A. – CEMIG-D, a vigorar a partir de 
28 de maio de 2021. 
I. RELATÓRIO 
 
A Cemig Distribuição S.A. – CEMIG-D é concessionária1 do serviço público de distribuição 
de energia elétrica, sediada na cidade de Belo Horizonte/MG, e atende cerca de 8,7 milhões de unidades 
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 16,3 
bilhões. 
2. 
Em 26 de maio de 2020, na 18ª Reunião Pública Ordinária da ANEEL, a Diretoria Colegiada 
da ANEEL resolveu não deliberar sobre o RTA de 2020 da CEMIG-D, naquela ocasião, prorrogando a 
vigência das tarifas homologadas na REH 2.550/2019 até 30 de junho de 2020, a fim de buscar 
informações complementares sobre a possibilidade de restituição de crédito tributário aos consumidores 
da concessionária no âmbito daquele processo tarifário. 
3. 
Em 25 de junho de 2020, na 5ª Reunião Pública Extraordinária da ANEEL, a Diretoria 
Colegiada da ANEEL homologou o resultado do RTA da CEMIG-D, objeto da REH nº 2.707/2020 publicada 
no D.O.U. em 29 de junho de 2020. Na ocasião, o Colegiado decidiu por não aprovar a constituição de 
componente financeiro negativo referente ao levantamento de depósito judicial realizado pela CEMIG-D 
em decorrência da matéria tributária. 
 
 
1 Ver os Contratos de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica 02/1997; 03/1997; 04/1997; 05/1997.

4. 
Importante ressaltar que, como parte de ações para atenuação dos efeitos da pandemia 
de Covid-19, as tarifas homologadas por meio da REH 2.707/2020 só tiveram sua vigência a partir de 1º 
de julho de 2020, permanecendo entre 28 de maio e 30 de junho de 2020, as vigentes desde 28 de maio 
de 2019 (REH 2.550/2019), conforme estabelecido no artigo 10 da REH 2.707/2020. 
5. 
Em função dessa postergação de vigência das tarifas aprovadas no RTA de 2019 até 30 de 
junho de 2020, foi necessário no âmbito do atual processo tarifário de 2021 o cômputo de componente 
financeiro específico, bem como processamento de ajuste de subsídios, em ambos os casos relativos ao 
período de 28 de maio a 30 de junho de 2020, conforme reportado mais adiante neste Voto. 
6. 
Ainda relativamente ao processo de reajuste tarifário de 2020, em 30 de junho de 2020 o 
Deputado Federal Weliton Prado e o Deputado Estadual Elismar Prado apresentaram Pedido de 
Reconsideração, com pedido de efeito suspensivo2 em face da REH nº 2.707/2020. 
7. 
Por sua vez, em 7 de julho de 2020, o Conselho de Consumidores da Cemig Distribuição - 
Concemig apresentou Pedido de Reconsideração3,  em face do mesmo dispositivo normativo. 
8. 
E, por fim, em 8 de julho de 2020, o Senador Rodrigo Pacheco apresentou Pedido de 
Reconsideração, com pedido de efeito suspensivo4 em face da REH nº 2.707/2020. 
9. 
Em 15 de julho de 2020, o Diretor-Geral, por meio dos Despachos nº 2.0665 e 2.067/20206, 
decidiu conhecer dos Pedidos de Efeito Suspensivo interpostos, respectivamente, pelo Deputado Estadual   
Elismar Fernandes Prado e Deputado Federal Weliton Fernandes Prado e pelo Senador Rodrigo Soares 
Pacheco e negar-lhes provimento. 
 
 
2 Documento SIC nº 48513.017893/2020-00. 
3 Documento SIC nº 48513.018420/2020-00. 
4 Documento SIC nº 48513.018454/2020-00. 
5 Documento SIC nº 48510.000426/2020-00. 
6 Documento SIC nº 48510.000428/2020-00.

10. 
Em 5 de agosto de 2020, em resposta ao Ofício 199/2020 – DIR/ANEEL7, a CEMIG-D 
submeteu8 à consideração da ANEEL proposta de reversão da quantia de R$ 714.339.000,00 (setecentos 
e quatorze milhões, trezentos e trinta e nove mil reais), para os consumidores de sua área de concessão. 
11. 
Na 30ª Reunião Pública Ordinária, realizada em 18 de agosto de 2020, os pedidos de 
reconsideração em face da REH 2.707/2020 acima referidos foram deliberados, decidindo-se por 
considerar no RTA de 2020 da concessionária o componente financeiro negativo de R$ 714.339.000,00, 
referente a parte dos recursos resultantes de levantamento de depósitos judiciais, originados em ação 
ajuizada pela CEMIG-D questionando a inclusão do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – 
ICMS na base de cálculo do PIS/PASEP e COFINS, bem como homologar alteração imediata nas tarifas 
constantes da REH 2.707/2020. 
12. 
Assim, conforme consta da Resolução Homologatória nº 2.757, de 18/08/2020, o reajuste 
tarifário Anual da CEMIG-D representou, em média, uma variação das tarifas homologadas no RTA de 
2019 de 0,00%. A vigência dessa REH ficou estabelecida para o período de 19 de agosto de 2020 a 27 de 
maio de 2021. 
13. 
Os ajustes necessários devido à republicação das tarifas em 2020 da CEMIG-D pela REH 
2.757/2020 serão efetivados no atual processo tarifário da CEMIG-D, conforme mencionado mais adiante 
neste voto. 
14. 
No dia 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa 
nº 885/2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350/2020, o qual criou a conta destinada ao setor 
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-COVID) reconhecido pelo Decreto 
Legislativo nº 6, de 20 de março de 2020; regulamentou a Medida Provisória nº 950, de 8 de abril de 2020; 
e dispôs sobre outras providências. 
 
 
7 Documento SIC nº 48510.000457/2020-00. 
8 Ofício DPR-0268A/2020, Documento SIC nº 48513.021005/2020-00

15. 
Em 21 de novembro de 2020, fui sorteado relator do Reajuste Tarifário Anual de 2021 da 
CEMIG-D. 
16. 
Em 21 de maio de 2021, a Superintendência de Gestão Tarifária - SGT, por meio da Nota 
Técnica nº 096/2021-SGT/ANEEL9, consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual - RTA de 2021 da 
Concessionária. 
17. 
Em 17 de maio de 2021, a SGT encaminhou ao Conselho de Consumidores da CEMIG-D as 
planilhas 
de 
cálculo, 
conforme 
dispõe 
a 
Resolução 
Normativa 
- 
REN 
nº 
652,  
de 17 de março de 2015. Posteriormente, em 21 de maio de 2021, foi enviada nova mensagem com 
atualização do cômputo do reajuste tarifário. 
18. 
Diante do cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura 
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da COVID, com indicadores inflacionários atingindo 
patamares elevados, intensa desvalorização do real frente ao dólar, aliadas a condições desfavoráveis 
para geração hídrica verificadas em 2021 e um cenário de redução de consumo, 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. Tais mecanismos foram 
incorporados a esse processo tarifário e serão apresentados neste voto. 
19. 
A concessionária, em correspondência de 20 de maio de 202110, após reuniões virtuais 
realizadas com este relator, sua assessoria e a SGT, protocolou proposta visando a atenuação 
complementar de impactos tarifários do atual reajuste, considerada nesse Voto.  
 
 
9 Documento SIC nº 48581.000812/2021-00. 
10 Carta CEMIG-DPR-0150A/ SIC 48513.0113497/2021-00.

20. 
Em 25 de maio de 2021, durante a abertura dessa RPO, houve sustentação oral por parte 
do Senhor Senador Rodrigo Pacheco, do Senhor Deputado Federal Weliton Prado e do Senhor Deputado 
Estadual Elismar Prado. 
21. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
22. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da CEMIG-D conduz a um efeito médio nas tarifas a ser 
percebido pelos consumidores de 1,28%, sendo de 2,14%, em média, para os consumidores conectados 
na Alta Tensão e de 0,89%, 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 
 
23. 
Destaca-se a diferença do efeito médio entre os consumidores de alta e baixa tensão, se 
deve principalmente ao impacto dos custos da Rede Básica. 
24. 
O efeito médio de 1,28% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
contribuindo para o efeito médio em 11,48% e; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no 
atual reajuste, levando a uma redução de -8,80%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros 
estabelecidos no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,41%, conforme 
apresentado no Gráfico 1. 
 Grupo de Consumo 
 Variação Tarifária 
AT - Alta Tensão (>2,3kV)
2,14%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV)
0,89%
Efeito Médio AT+BT
1,28%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
25. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio:  
3,21%
3,83%
1,81%
0,00%
2,64%
-8,80%
-1,41%
1,28%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
 Processo Anterior 
(R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação  Participação 
no Reajuste 
 Participação 
na Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
11.178.968.409
     
12.617.036.562
     
12,9%
8,84%
69,6%
Encargos Setoriais
2.938.099.640
       
3.460.018.765
       
17,8%
3,21%
19,1%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
19.922.111
             
21.712.320
             
9,0%
0,01%
0,1%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
2.175.831.202
       
2.043.317.169
       
-6,1%
-0,81%
11,3%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD)
312.172.796
           
1,92%
1,7%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE)
246.508.497
           
1,52%
1,4%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
293.135.885
          
313.621.295
           
7,0%
0,13%
1,7%
PROINFA
308.343.427
          
381.999.697
           
23,9%
0,45%
2,1%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
140.867.015
          
140.686.990
           
-0,1%
0,00%
0,8%
Custos de Transmissão
1.476.430.751
       
2.099.005.178
       
42,2%
3,83%
11,6%
Rede Básica
1.004.291.139
       
1.497.623.146
       
49,1%
3,03%
8,3%
Rede Básica Fronteira
159.173.469
          
190.075.314
           
19,4%
0,19%
1,0%
Rede Básica ONS (A2)
10.777.079
             
13.866.334
             
28,7%
0,02%
0,1%
Rede Básica Export. (A2)
8.260.693
               
9.765.763
               
18,2%
0,01%
0,1%
MUST Itaipu
84.605.892
             
125.112.945
           
47,9%
0,25%
0,7%
Transporte de Itaipu
129.895.368
          
168.732.784
           
29,9%
0,24%
0,9%
Conexão
74.750.264
             
87.999.397
             
17,7%
0,08%
0,5%
Uso do sistema de distribuição e CCD
4.676.846
               
5.829.493
               
24,6%
0,01%
0,0%
Custos de Aquisição de Energia
6.674.072.779
       
6.968.419.501
       
4,4%
1,81%
38,4%
Receitas Irrecuperáveis
90.365.238
             
89.593.119
             
-0,9%
0,00%
0,5%
PARCELA B
5.080.614.445
       
5.509.404.629
       
8,4%
2,64%
30,4%
IRT
16.259.582.854
     
18.126.441.191
     
11,5%
11,48%
100%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
1.430.609.590
-       
-8,80%
CVA em processamento - Energia
889.200.987
           
5,47%
CVA em processamento -Transporte
528.511.044
           
3,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
157.741.025
           
0,97%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
16.407.450
             
0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
23.464.714
             
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
55.901.521
             
0,34%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
51.518.023
             
0,32%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(952.929)
                 
-0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
120.580.432
           
0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
342.926
                   
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
664.554.339
           
4,09%
Ajuste CUSD
179.751
                   
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.616.614)
              
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
47.953
                     
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(528.331.979)
         
-3,25%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
37.601.836
             
0,23%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(144.573.970)
         
-0,89%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.416.012
               
0,03%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(907.647.820)
         
-5,58%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(71.685.686)
            
-0,44%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(346.991.196)
         
-2,13%
ICMS não compesando na compra de energia
8.912.715
               
0,05%
Credito de PIS/COFINS
(1.573.000.000)
      
-9,67%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e
21.034.923,65
-       
-0,13%
Ajuste CF Ressarcimemento de créditos de PIS/COFINS (REH 2.757/2021) - Período de
164.684.067,70
-     
-1,01%
Reconhecimento Postergacao Tarifas 
53.643.589,37
       
0,33%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 
284.114.722,15
-     
-1,75%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-1,41%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
1,28%

26. 
Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 69,6% dos custos da 
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 8,84% pontos percentuais na composição 
do índice de reajuste tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos. 
27. 
O valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 3,21%. 
Ressalta-se que a partir de 2021, por meio da CDE, será pago o empréstimo referente à Conta-Covid, 
conforme disposto no Decreto nº 10.350/2020, destinada a receber os recursos de operação financeira 
para alívio do caixa das distribuidoras em 2020.  
28. 
Esta componente tem a maior contribuição de aumento dentre os encargos, os efeitos 
referentes a CDE Conta-Covid TE e CDE Conta-Covid TUSD são, respectivamente, de 1,52% e 1,92%. Por 
outro lado, a CDE – USO teve redução, com impacto de -0,81% no efeito médio das tarifas. 
29. 
Os custos de Transmissão contribuíram para um efeito médio de 3,83%.  Sobre esse item, 
destaca-se a publicação das Resoluções Homologatórias nº 2.725 e 2.726, ambas de julho de 2020, as 
quais aprovaram, respectivamente, as novas Receitas Anuais Permitidas das concessionárias de 
transmissão e as novas Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. 
30. 
Já os custos de Compra de Energia representaram uma variação tarifária de 1,81%. 
Contribuíram significativamente para essa variação (i) o aumento do custo unitário de contratos de 
Energia Nova e Alternativa – modalidade CCEAR por disponibilidade e (ii) variação do custo unitário de 
contratos bilaterais atualizados pelo IGPM. As contribuições das diferentes modalidades de contratação 
podem ser visualizadas no gráfico abaixo:

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
31. 
No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 30,4% dos custos da 
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,64% do total do efeito médio 
a ser percebido pelos consumidores. 
32. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre março de 2020 
e fevereiro de 2021 do IPCA, de 6,76%, subtraída do Fator X, de -0,97%, o que 
totaliza 7,73%.  
33. 
Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da 
Distribuidora (sem11 e com tributos 12), os Gráficos 3 e 4 apresentam a proporção da fatura de energia 
 
 
11 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores 
finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários. 
12  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 3,5% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total 
de 28,1% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 
39,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
1,81%
1,02%
0,29%
0,13%
-0,13%
0,24%
-0,36%
0,61%
0,01%
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 
Custo de       
Distribuição; 
21,8%
Custo de            
Energia; 27,6%
Custo de     
Transmissão; 
8,3%
Encargos          
Setoriais; 
13,7%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,4%
ICMS; 24,6%
PIS/COFINS; 3,5%
Tributos; 
28,1%

34. 
Quanto aos componentes financeiros13 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
esses contribuíram com o efeito em -8,80% no atual reajuste da CEMIG-D, conforme indicado na Tabela 
3. 
Tabela 3 – Componentes Financeiros 
  
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL 
 
35. 
O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento 
– Energia, com efeito de 5,47%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último 
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no 
período de apuração da CVA. 
36. 
Outro item que impactou o reajuste com valor positivo foi a CVA em Processamento – 
 
 
13 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. 
Componentes Financeiros
Valor (R$)
Participação
CVA em processamento - Energia
889.200.987
         
5,47%
CVA em processamento -Transporte
528.511.044
         
3,25%
CVA em processamento - Encargos Setoriais
157.741.025
         
0,97%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
16.407.450
           
0,10%
Neutralidade de Parcela A- Energia
23.464.714
           
0,14%
Neutralidade de Parcela A - Transporte
55.901.521
           
0,34%
Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais
51.518.023
           
0,32%
Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável
(952.929)
               
-0,01%
Sobrecontratação/exposição de energia
120.580.432
         
0,74%
Garantias financeiras na contratação regulada de energia (CCEAR)
342.926
                 
0,00%
Previsão de Risco Hidrológico
664.554.339
         
4,09%
Ajuste CUSD
179.751
                 
0,00%
Repasse de compensação DIC/FIC
(1.616.614)
            
-0,01%
Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR
47.953
                   
0,00%
Reversão do Risco Hidrológico
(528.331.979)
       
-3,25%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Energia
37.601.836
           
0,23%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento -Transporte
(144.573.970)
       
-0,89%
Reversão Conta-Covid - CVA em processamento - Encargos Setoriais
5.416.012
             
0,03%
Reversão Conta-Covid - Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
(907.647.820)
       
-5,58%
Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A
(71.685.686)
          
-0,44%
Reversão Conta-Covid - Sobrecontratação
(346.991.196)
       
-2,13%
ICMS não compesando na compra de energia
8.912.715
             
0,05%
Credito de PIS/COFINS
(1.573.000.000)
    
-9,67%
Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414)
(21.034.924)
          
-0,13%
Ajuste CF Ressarcimemento de créditos de PIS/COFINS (REH 2.757/2021) - Período de 28/05/2020 a 18/08/2020)
(164.684.068)
       
-1,01%
Reconhecimento Postergacao Tarifas 
53.643.589
           
0,33%
Financeiro de Reperfilamento de custos da RBSE - ciclo 2021/2022 
(284.114.722)
       
-1,75%
Total
(1.430.609.590)
    
-8,80%

Transporte, com efeito de 3,25%, decorrente da diferença entre as Tarifas de Uso do Sistema de 
Transmissão (TUST) considerados para cobertura no processo tarifário de 2020 e as TUST efetivamente 
pagas, estabelecidas na Resolução Homologatória nº 2.726, de julho de 2020. 
37. 
Como já indicado no início deste Voto, constam desse conjunto de componentes 
financeiros os ajustes devidos à postergação das tarifas no período de 28 de maio a 30 de junho de 2020, 
bem como o ressarcimento de crédito de PIS/COFINS homologado pela REH 2.757/2020, para o período 
de 28 de maio a 18 de agosto de 2020. Representaram impacto no atual reajuste tarifário, 
respectivamente, de 0,33% (montante de R$53.643.589) e -1,01% (montante de -R$ 164.684.068). 
38. 
Durante a abertura dessa RPO, o Presidente do Senado da República, Rodrigo Pacheco, 
apresentou sustentação oral. Na oportunidade, relatou que o quadro de pandemia da Covid-19 ainda é 
presente e que o estado de Minas Gerais é onde se encontra boa parcela da população brasileira mais 
carente, o que é corroborado pelo número de clientes atendidos pelo programa da Tarifa Social. 
39. 
Isso posto, pediu que seja considerada a reversão de créditos de PIS/Cofins em valor 
suficientemente apto a anular o reajuste da classe residencial, ao menos, reduzindo os impactos 
econômico-financeiros de um reajuste, sem representar qualquer prejuízo econômico para a Cemig. 
40. 
Conforme também reportado no início deste Voto, foram estudados e elaborados 
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. Tais mecanismos, juntamente com a reversão dos 
valores transferidos à CEMIG-D no âmbito da Conta COVID, foram incorporados a esse processo tarifário 
e contribuíram substancialmente para a redução tarifária e estão mencionados a seguir. Maiores detalhes 
a respeito constam da Nota Técnica 096/2021-SGT/ANEEL. 
a) Reversão dos Recursos da Conta-Covid. Trata-se da reversão dos valores transferidos 
para a CEMIG-D de recursos da Conta-COVID. Os montantes em questão equivalem a totalidade dos 
valores recebidos pela distribuidora na Conta-COVID, devidamente atualizados pela SELIC, e

correspondem aos itens previstos nos §1º e §2º do Art. 5º da REN 885/2020, totalizando um impacto de 
-8,78% (montante de R$1.427.880.825). Considerando a inclusão neste processo tarifário do encargo 
setorial referente à CDE – Conta COVID, correspondente a impacto de 3,44%, resta o expressivo efeito de 
redução de 5,34% a ela devido. 
b) Reperfilamento de custos de Rede Básica Sistema Existente – RBSE. Trata-se de 
componente financeiro associado às instalações de transmissão existentes em 31 de dezembro de 2000, 
relacionado a remuneração ou juros pelo capital não recebido no período de janeiro de 2013 a junho de 
2017, que, segundo parecer da douta procuradoria da Aneel, deve ser atualizada pela taxa referente ao 
custo de capital próprio até 1º de julho de 2020 e incorporada à RAP das transmissoras a partir do ciclo 
2020-2021, pelo prazo de oito anos. Segundo noticiado pela SGT, “considerando que durante os ciclos de 
2017/2018 a 2019/2020 os pagamentos associados não continham a remuneração nos termos da Portaria 
nº 120, de 2016, em razão de liminar judicial, foi calculado o saldo devedor desse componente, constituído 
pelo custo de capital remunerado à taxa de custo de capital próprio até a data do efetivo pagamento 
(01/07/2020), descontado dos valores pagos trazidos a valor presente pela mesma métrica de 
constituição da dívida”. Dessa forma, para este processo tarifário, foi calculado um componente 
financeiro negativo para a CEMIG-D, no valor de R$ 284.114.722,15, equivalente ao montante de redução 
dos custos de transmissão a partir de julho de 2021, em relação ao patamar de custos de transmissão 
vigentes que, por força do Contrato de Concessão, compõem a cobertura econômica nos processos 
tarifários de distribuição. Esse componente financeiro contribuiu com uma redução tarifária de 1,75%. 
c) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 376 e 414). Também 
contribuiu para a mitigação do efeito tarifário os valores, a serem revertidos à modicidade tarifária, 
associados à REN nº 414/2010. Trata-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos 
encerramentos contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstas no §3º Art. 
70-A da REN nº414º2010 e (ii) aos créditos que, após 60 (sessenta) meses da data do faturamento, não 
puderem ser restituídos ao consumidor, previstos no § 7º do Art. 88 da REN nº 414/2010, cujo volume 
informado e contabilizado pela distribuidora até dezembro/2020 representa, após correção monetária, 
R$ 21.034.923,65, contribuindo para redução do efeito em 0,13%. Vale ressaltar que o valores informados 
pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual adequação nos próximos

processos tarifários. 
d) 
Créditos de PIS/COFINS: os créditos de PIS/COFINS acerca de ações judiciais que 
questionam a incidência sobre ICMS ainda será matéria de regulamentação específica pela ANEEL, 
estando o tema em Consulta Pública nº 05/2021. No entanto, o Despacho nº 361/2021 em situações 
excepcionais, autoriza o uso antecipado a conclusão da referida Consulta Pública, limitando em 20% do 
valor total de potencial crédito associado a respectiva ação judicial. Em 20/05/2021, a concessionária 
solicitou14 a consideração da antecipação da reversão dos valores oriundos de créditos decorrentes da 
exclusão do ICMS da base de cálculo do PIS/PASEP e da COFINS, como componente financeiro negativo 
extraordinário a ser compensado do montante total habilitado pela Receita Federal do Brasil, sendo a 
proposta acatada por essa relatoria. Neste sentido, os valores informados pela CEMIG-D foram 
considerados no processo, da ordem de R$ 1.573.000.000, com impacto correspondente de -9,67%. 
41. 
Um outro ponto que merece destaque, conforme Nota Técnica nº 096/2021-SGT/ANEEL, é 
a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10 anos (58,56%) e as variações do 
IGP-M (122,70%) e do IPCA (73,87%) no mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
14 Carta SER/Coelba/006/2021 (SicNet nº 48513.007745/2021-00)

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
 
III. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS  
 
42. 
A tabela seguinte apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no 
período de competência de maio/2021 a abril/2022, 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/2020 a abril/2021, e leva em consideração o provimento de diferenças devidas à postergação de 
tarifas do RTA de 2020 no período de 28 de maio a 30 de junho de 2020. No cômputo dos ajustes de 
subsídios são também consideradas as diferenças de montantes estabelecidos na REH 2.757/2020, com 
vigência a partir de 19/08/2020, que revogou a REH 2.707/2020.  
 
389,78 404,23
330,90 347,00
396,42
481,22 509,74 531,22 525,85 494,14
586,84
628,33 644,63 618,12 618,05
RTA
2011
RTA
2012
RTE
2013
RTP
2013
RTA
2014
RTE
2015
RTA
2015
RTA
2016
RTE
2017
RTA
2017
RTP
2018
RTA
2019
RTA
2020
RTE
2020
RTA
2021
B1 -
Residencial

Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE 
 
 
IV. DIREITO 
43. 
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; 
iv) Decreto nº 7.246, de 28/7/2010; v) Decreto nº 7.945, de 7/3/2013; e vi) Contrato de Concessão do 
Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 02/1997; 03/1997; 04/1997; 05/1997-ANEEL. 
V. DISPOSITIVO 
44. 
Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.005011/2020-23, voto 
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da CEMIG-D, a vigorar a partir 
de 28 de maio de 2021, que conduz ao efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de 1,28%, sendo 2,14% para os consumidores em alta tensão e 0,89% 
para os consumidores em baixa tensão, com efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores residenciais conectados em B1 de 0%; 
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-D; 
c) Estabelecer os valores da receita anual referente às instalações de transmissão 
classificadas como DIT de uso exclusivo;  
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
3.905.889
        
30.358.466
     
34.264.356
     
Subsídio Geração Fonte Incentivada
140.784
           
7.344.981
        
7.485.765
        
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
205.914
           
3.628.029
        
3.833.944
        
Subsídio Rural
1.374.687
        
16.149.280
     
17.523.967
     
Subsídio Irrigante/Aquicultor
1.031.951
        
17.840.859
     
18.872.810
     
Total
6.659.226
        
75.321.616
     
81.980.841

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-
D, de modo a custear os descontos retirados da estrutura tarifária. 
 
Brasília, 25 de maio de 2021. 
 
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ 
Diretor 
Assinado Digitalmente