REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 3136/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Homologa o resultado do Reajuste Tarifário Anual de 2022, as Tarifas de Energia – TE e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD referentes à DME Distribuição S.A - DMED.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-11-22
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.004909/2021-65
INTERESSADOS: DME Distribuição S.A. – DMED
RELATOR: Diretor Hélvio Neves Guerra
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2022 da empresa DME Distribuição S.A. – DMED, a vigorar a partir
de 22 de novembro de 2022.
I. RELATÓRIO
A empresa DME Distribuição S.A. – DMED é prestadora do serviço público de distribuição
de energia elétrica, com sede na cidade de Poços de Caldas/MG, e atende cerca de 83 mil unidades
consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa faturamento anual da ordem de R$ 182,5
milhões.
2. Em 16 de novembro de 2021, foi aprovado o reajuste tarifário anual da DMED, conforme
Resolução Homologatória nº 2.971/2021, quando as tarifas foram, em média, reajustadas em 11,57%,
para o período de 22 de novembro de 2021 a 21 de novembro de 2022.
3. Em 5 de janeiro e 2022, a Lei nº 14.299 instituiu subvenção econômica às concessionárias
do serviço público de distribuição de energia elétrica com mercados próprios inferiores a 350 GWh anuais.
4. Em 15 de março de 2022, na 8ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria, foi aprovada a
Resolução Normativa nº 1.008/20221, que dispõe sobre a conta escassez hídrica, as operações financeiras
e a utilização do encargo tarifário da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
5. Em 4 de julho de 2022, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 26/2022, o processo foi
a mim redistribuído.
6. Em 21 de outubro de 2022, por meio da Carta nº 190/2022/DE/DMED, a DMED
encaminhou resposta ao Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL, de 4 de novembro de 2021, contendo a
informação sobre os valores totais faturados por meio do encargo tarifário Conta Covid, aplicável ao
faturamento dos consumidores que migraram ao ACL.
11 Disponível em

7. Em 7 de novembro de 2022, a proposta final do cálculo do reajuste tarifário foi
encaminhada, via e-mail, ao conselho de consumidores e à concessionária DMED, conforme previsto no
Submódulo 10.1 do PRORET.
8. Em 7 de novembro de 2022, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela
Superintendência de Administração e Finanças - SAF, a DMED encontrava-se adimplente com suas
obrigações intrassetoriais, o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no
art. 10 da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993, com redação dada pela Lei nº 10.848, de 15 de março de
2004.
9. O cálculo do reajuste tarifário anual de 2022 da DMED foi consolidado pela SGT, por meio
da Nota Técnica nº 205/2022-SGT/ANEEL2, de 10 de novembro de 2022.
II. FUNDAMENTAÇÃO
10. Trata-se da proposta de Reajuste Tarifário Anual – RTA da empresa DME Distribuição S.A.
– DMED, com um efeito médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de 15,28%, sendo de
23,51%, em média, para os consumidores conectados na Alta Tensão e de 10,20%, em média, para os
consumidores conectados na Baixa Tensão.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 23,51%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 10,20%
Efeito Médio AT+BT 15,28%
11. O efeito médio de 15,28% decorre:
(i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, contribuindo para o efeito médio em
13,08%;
(ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, levando a uma
variação de 19,51%;
(iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no último processo tarifário,
que contribuíram para uma variação de -8,32%; e
(iv) da aplicação da Lei nº 14.299, de 5 de janeiro de 2022, com efeito de -9,01%,
conforme apresentado no Gráfico 1.
2 Documento SIC nº 48581.002569/2022-00.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
12. O efeito médio a ser percebido para cada consumidor depende do grupo e da modalidade
tarifária a qual pertence.
13. O maior efeito para os consumidores do grupo A deve-se aos aumentos de custos
arrecadados via TUSD, tais como a CDE Uso.
14. A aplicação da Lei nº 14.299, de 2022, implicou em redução do efeito tarifário para
consumidores do Grupo A e do Grupo B, em 9,01%, pois as tarifas calculadas mostraram-se superiores às
praticadas pela concessionária adjacente, no caso a Cemig. O valor da subvenção, de R$ 16.836.601,20, é
pago pela CCEE, custeado pela CDE.
15. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio, sendo que a
variação dos custos de Parcela A contribuiu para o efeito médio em 10,28%, enquanto a variação de custos
de Parcela B foi responsável por 2,81%:

Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Anterior Processo Atual Participação Participação
Variação

| (R$) | (R$) | no Reajuste na Receita |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 123.372.089 | 142.125.993 | 15,2% | 10,28% | 68,9% |
| Encargos Setoriais | 45.336.235 | 59.576.401 | 31,4% | 7,80% | 28,9% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 298.907 | 333.371 | 11,5% | 0,02% | 0,2% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE (USO) | 29.084.739 | 41.969.122 | 44,3% | 7,06% | 20,3% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TUSD) | 3.354.575 | 3.263.782 | -2,7% | -0,05% | 1,6% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Conta-Covid (TE) | 3.720.568 | 3.682.961 | -1,0% | -0,02% | 1,8% |
| Conta de Desenv. Energético – CDE Eletrobrás | - | (5.084.465) | 0,0% | -2,79% | -2,5% |
| Compensação financeira - CFURH | 252.698 | 397.361 | 57,2% | 0,08% | 0,2% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 1.945.479 | 5.365.702 | 175,8% | 1,87% | 2,6% |
| PROINFA | 5.108.074 | 7.792.629 | 52,6% | 1,47% | 3,8% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.571.195 | 1.855.937 | 18,1% | 0,16% | 0,9% |
| Custos de Transmissão | 17.420.112 | 19.817.586 | 13,8% | 1,31% | 9,6% |
| Rede Básica | 10.550.050 | 12.972.589 | 23,0% | 1,33% | 6,3% |
| Rede Básica Fronteira | 3.115.158 | 2.748.681 | -11,8% | -0,20% | 1,3% |
| MUST Itaipu | 1.661.160 | 1.489.819 | -10,3% | -0,09% | 0,7% |
| Transporte de Itaipu | 2.000.776 | 2.161.182 | 8,0% | 0,09% | 1,0% |
| Conexão | 92.968 | 445.315 | 379,0% | 0,19% | 0,2% |
| Custos de Aquisição de Energia | 60.490.292 | 62.606.128 | 3,5% | 1,16% | 30,3% |
| Receitas Irrecuperáveis | 125.450 | 125.878,09 | 0,34% | 0,0002% | 0,1% |
| PARCELA B | 59.125.921 | 64.256.373 | 8,7% | 2,81% | 31,1% |
| IRT | 182.498.010 | 206.382.365 | 13,1% | 13,09% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 35.613.729 | 19,51% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | (9.133.915) | -5,00% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 1.729.092 | 0,95% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 14.189.167 | 7,77% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 130.454 | 0,07% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 18.717 | 0,01% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (393.003) | -0,22% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.105.999) | -0,61% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (7.025) | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 22.021.032 | 12,07% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 59.949 | 0,03% |  |  |  |
| Previsão do Risco Hidrológico | 6.854.227 | 3,76% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (6.920.136) | -3,79% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Antas 1 | 6.947,70 | 0,00% |  |  |  |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (376.737,55) | -0,21% |  |  |  |
| Ajuste Financeiro do Saldo de Itaipu | 269.932,95 | 0,15% |  |  |  |
| Reversão do Diferimento de Bandeira Tarifária | 11.949.441,31 | 6,55% |  |  |  |
| Diferimento do Pagamento de Itaipu | (2.126.882,59) | -1,17% |  |  |  |
| Emprestimo Conta Escassez Hídrica | (1.485.159,03) | -0,81% |  |  |  |
| Arrecadação de CDE COVID dos consumidores migrantes (of 20/2021) | (66.373,66) | -0,04% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,32%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores sem aplicação da Lei 14.299/2022 24,29%
Efeito da Lei 14.299/2022 -9,01%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores com aplicação da Lei 14.299/2022 15,28%
16. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 68,9% dos custos da
Concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 10,28 pontos percentuais na composição
do índice de reajuste tarifário. Destaco, a seguir, os itens mais representativos.
17. O valor total dos encargos setoriais correspondeu a um efeito tarifário médio de 7,80%. A
CDE – USO, que variou 44,3%, representou o maior impacto no reajuste, equivalente a 7,06%.
Adicionalmente, o aumento de 175,8% dos encargos de Energia de Reserva (ERR) e Serviços de Sistema

(ESS) impactou o efeito médio em 1,87%, assim como o aumento de encargo de Programa de Incentivo
às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, que variou 52,6%, representou um impacto de
1,47%.
18. Em contrapartida, merece destaque especial a contribuição de -2,79% associada à nova
CDE Modicidade Eletrobrás, instituída com base na Resolução CNPE nº 15/2021, e conforme valor de -R$
5.084.464,72 estabelecido no Despacho nº 1.959, de 21 de julho de 2022.
19. Os Custos de Transmissão, que tiveram uma variação de 13,8%, impactaram o efeito médio
em 1,31%. Esse aumento decorre principalmente da atualização dos custos relacionados às Receitas
Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) aprovadas por meio das
Resoluções Homologatórias 3.067 e 3.066, ambas de 12 de julho de 2022.
20. Já os custos de compra de energia representaram um aumento tarifário de 1,16%.
Contribuíram especialmente para esse efeito o aumento de 24,8% da tarifa dos Contratos de Cota de
Garantia Física - CCGFs, associado à redução dos respectivos montantes, em função do processo de
descotização iniciado com a capitalização da Eletrobras, com contribuição de 1,37% e o aumento da tarifa
da UHE Machadinho, com variação de 15,5% no custo unitário, contribuição com 0,92% no efeito médio.
Por outro lado, com contribuição negativa, destaca-se a redução de custo da energia proveniente de
Itaipu, com impacto de -2,67%.
Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia.
1,37%
1,16%
0,92%
0,58% 0,56%
0,34%
0,01% 0,05%
-2,67%

Total CCEAR-DSP CCEAR-QTD Cotas Cotas Lei nº Itaipu UHE Geração Proinfa
Nova/Altern. Nova/Altern. Angra I/II 12.783/2013 Machadinho Própria
21. No que se refere aos custos da Parcela B, estes representam 31,1% dos custos da
Concessionária. O impacto proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,81% do total do efeito médio
a ser percebido pelos consumidores.

22. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre novembro de
2021 e outubro de 2022 do IPCA, de 6,47%, subtraída do Fator X, de -1,13%, além do abatimento dos
valores relativos às Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
23. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem3 e com tributos 4), os Gráficos 3 e 4 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. Foram utilizadas as alíquotas médias nominais de 21,6% para
o ICMS e 4,6% para o PIS e COFINS (total de 26,2% por dentro), o que equivale a uma majoração de 35,6%
cálculo5.
por fora sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Encargos
Setoriais
Receitas
Custo de 28,9%
Irrecuperáveis
Transporte
0,1%
9,6%
Custo de
Energia Custo de
Distribuição
30,4%
31,1%
3 No Gráfico 3, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de
energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 20,6% para o ICMS e de 3,1% para o PIS/COFINS incidentes sobre a fatura (total
de 23,7% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de
31,1% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo.
5 Os percentuais de tributos indicados no gráfico refletem os montantes arrecadados no período de referência, não
contemplando, portanto, efeito pleno de eventual redução de ICMS decorrente da Lei Complementar nº 194/2022.

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Encargos Receitas
Setoriais; Irrecuperáveis;
Custo de
21,3%
Transmissão; 0,0%
7,1%
ICMS;
21,6%
Tributos;
Custo de
26,2%
Energia;
22,4% PIS/COFINS;
Custo de 4,6%
Distribuição;
23,0%
24. Quanto aos componentes financeiros6 a serem recuperados no próximo período tarifário,
esses contribuíram com o efeito em 19,51% no atual reajuste, conforme indicado na Tabela 3.
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | (9.133.915) | -5,00% |
| CVA em processamento - Transporte | 1.729.092 | 0,95% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 14.189.167 | 7,77% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | 130.454 | 0,07% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 18.717 | 0,01% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (393.003) | -0,22% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (1.105.999) | -0,61% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | (7.025) | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 22.021.032 | 12,07% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 59.949 | 0,03% |
| Previsão do Risco Hidrológico | 6.854.227 | 3,76% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (6.920.136) | -3,79% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Antas 1 | 6.948 | 0,00% |
| Custo Distribuidora - Spread Conta Covid - Art. 4º, REN 952/2021 | (376.737,55) | -0,21% |
| Ajuste Financeiro do Saldo de Itaipu | 269.932,95 | 0,15% |
| Reversão do Diferimento de Bandeira Tarifária | 11.949.441 | 6,55% |
| Diferimento do Pagamento de Itaipu | (2.126.883) | -1,17% |
| Emprestimo Conta Escassez Hídrica | (1.485.159,03) | -0,81% |
| Arrecadação de CDE COVID dos consumidores migrantes (of 20/2021) | (66.373,66) | -0,04% |
| Total | 35.613.729 | 19,51% |

6 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.

25. Os financeiros que mais impactaram o processo com valor positivo foram:
i) a sobrecontratação de energia, com 12,07% de impacto no efeito médio, em função
principalmente da consideração do Despacho nº 2.168/2022, que estabeleceu os
montantes de involutariedade da contratação de energia para os anos de 2016 e
2017, alterando os montantes previamente homologados pelo Despacho nº
2.508/2020;
ii) a CVA – Encargos Setoriais, com 7,77%, especialmente a CVA de CDE, decorrente da
defasagem entre a cobertura mensal concedida no RTA de 2021 e o novo patamar de
custos mensais incorridos pela concessionária a partir de janeiro de 2022; e
iii) a reversão do financeiro de Bandeira Escassez Hídrica, cujo efeito neste processo é
de 6,55%.
26. Por outro lado, merece destaque a CVA em processamento - Energia, com efeito de -5,00%,
especialmente impactada pela diferença dos custos entre a cobertura tarifária e os efetivos pagamentos
relacionados aos custos do risco hidrológico de CCGF e Usinas Repactuadas, além dos contratos bilaterais.
II.1. Mecanismos de Mitigação dos Efeitos Tarifários
27. Além do mecanismo econômico da CDE Modicidade Eletrobrás, foram estudados e
desenvolvidos 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 resumidamente abaixo. Os
detalhes a respeito constam da Nota Técnica nº 205/2022-SGT/ANEEL.
a) Encargo Tarifário da Conta Covid aplicável a consumidores migrantes para o ACL
28. No Ofício Circular nº 20/2021-SGT/ANEEL7, de 4 de novembro de 2021, foi solicitado à
concessionária 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 237/2020SGT/ANEEL 8, de 27 de novembro de 2020. Conforme consta da Tabela 3, o valor correspondente
informado pela DMED foi de -R$ 66.373,66, já atualizado pela Selic, originando um componente financeiro
com impacto de -0,04%.
b) Créditos de PIS e COFINS decorrentes de decisão judicial
7 Documento SIC nº 48581.001765/2021-00.
8 Documento SIC nº 48581.001953/2020-00.

29. 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.
30. 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, conforme projeção a ser realizada por esta Agência. Isso posto, considerase 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.
31. Entretanto, no presente caso, nada foi considerado, pois, embora a DMED tenha ação
judicial em andamento sobre o tema, ainda não foi transitada em julgado, conforme informação da SFF.
c) Empréstimo Setorial (Conta Escassez Hídrica)
32. 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.
33. 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 DMED foram repassados R$
1.412.375,81, que devidamente atualizados, originaram um componente financeiro negativo de -R$
1.485.159,03 e contribuiu para atenuar o efeito do atual processo tarifário em - 0,81%.
d) Decreto 11.027/2022 - Bônus de Itaipu
34. Por meio do Despacho nº 1.192/2022 SGT/ANEEL, de 4 de maio de 2022, e com base no
que consta no processo 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 art. 16 do Decreto 11.027/2022.
35. 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 DMED alcançam a monta de R$ 2.126.882,59, cuja
aplicação resultou em uma atenuação tarifária de 1,17%. 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 constam no processo
nº 48500.001671/2021-16.
e) Financeiro do Spread da Conta Covid - REN 952/2021
36. Em 23 de novembro de 2021, foi aprovada a Resolução Normativa nº 952, de 2021,
dispondo sobre o ressarcimento ao consumidor dos custos acessórios da Conta-Covid por distribuidoras
de energia elétrica. Como consequência, observando o disposto no art. 4º daquela REN, foi apurado
componente financeiro negativo no valor de -R$ 376.737,55, resultando em contribuição no efeito de -
0,21%.
II.2. SUBVENÇÃO CDE – DESCONTOS TARIFÁRIOS
37. A Tabela 4 apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no período
de competência de novembro/2022 a outubro/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
novembro/2021 a novembro/2022.
Tabela 4 - Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 27.799 | 524.661 | 552.460 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | (1) | 90.471 | 90.469 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (378) | 18.918 | 18.540 |
| Subsídio Rural | (5.037) | 14.834 | 9.796 |
| Subvenção Lei 14.299/2022 | - | 1.403.050 | 1.403.050 |
| Total | 22.382 | 2.051.934 | 2.074.315 |

III. DIREITO
38. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos: Lei n° 8.631, de 04 de
março de 1993; Lei nº 9.427, de 26/12/1996; Lei nº 10.438, de 26/4/2002; Lei n° 10.848, de 15 de março
de 2004; Lei nº 14.182, de 12 julho de 2021; Lei nº 14.299, de 05 de janeiro de 2022; e Contrato de
Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 49/1999-ANEEL.
IV. DISPOSITIVO
39. Diante do exposto e do que consta nos autos do Processo nº 48500.004909/2021-65, voto
pela emissão de Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:

a) HOMOLOGAR o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da DME Distribuição S.A.
– DMED, a vigorar a partir de 22 de novembro de 2022, que conduz ao efeito médio
a ser percebido pelos consumidores de 15,28%, sendo 23,51% para os consumidores
conectados em alta tensão e 10,20% para os consumidores conectados 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 DME Distribuição S.A. –
DMED;
c) ESTABELECER o valor da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo; e
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
DME Distribuição S.A. – DMED, de modo a custear os descontos retirados da
estrutura tarifária.
Brasília, 16 de novembro de 2022.
(Assinado digitalmente)
HÉLVIO NEVES GUERRA
Diretor