REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2174/2016
Tipo de documento: nota_tecnica
Ementa: Homologa o resultado do reajuste tarifário anual, as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, referentes à DME Distribuição S.A - DMED.
Assunto: Homologação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-11-23
Autor: ANEEL

Nota Técnica n° 370/2016-SGT/ANEEL
Em 11 de novembro de 2016.
Processo: 48500.001085/2016-12
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição –
TUSD referentes à DMED - DME Distribuição S.A e
demais providências pertinentes ao seu Reajuste
Tarifário Anual de 2016.
I. DO OBJETIVO
1. Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da DMED - DME
Distribuição S.A, vigente a partir de 22 de novembro de 2016, calculado em conformidade com as
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão de Distribuição nº 49/1999 e os seus termos aditivos.
II. DOS FATOS
2. A DMED, sediada na cidade de Poços de Caldas - MG, atende aproximadamente 73 mil
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de
R$ 150 milhões.
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal

Nº de Unidades Consumo de Participação no
Classe de Consumo

| Consumidoras1 | Energia (MWh) | Consumo (%) |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Residencial | 65.755 | 10.280 | 25,9% |
| Industrial | 355 | 19.207 | 48,4% |
| Comercial | 5.616 | 6.197 | 15,6% |
| Rural | 728 | 566 | 1,4% |
| Iluminação Pública | 10 | 1.605 | 4,0% |
| Poder Público | 441 | 550 | 1,4% |
| Serviço Público | 101 | 1.166 | 2,9% |

Demais classes 18 91 0,2%

Total 73.024 39.663 100%
Fonte: SAMP - competência setembro/2016
48581.003219/2016-00

Fls. 2 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
3. Em 09/11/2015, a distribuidora protocolou pedido de reconsideração referente ao processo
de revisão tarifária de 2015, questionando item relativo ao compartilhamento das receitas oriundas da
iluminação pública (Submódulo 2.7 do PRORET – Outras Receitas), que não considera especificidades de
sua área de concessão. Adicionalmente, o Conselho de Consumidores do DMED, CONCCEL, também se
manifestou sobre o pedido de reconsideração, solicitando a manutenção dos valores compartilhados de
iluminação pública e o recálculo dos valores da 4 CRTP considerados como financeiro a favor do
consumidor.
4. Em 2/05/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário
da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM).
5. Em 10/10/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 546/2016-SFF/ANEEL, com os valores
fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2015.
6. Em 13/10/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da distribuidora, prestando
os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos
a serem observados para entrega de informações e documentos.
7. Em 26/10/2016, a Distribuidora, por meio da Carta nº DS-623/20162, encaminhou à ANEEL
pleito para o Reajuste Tarifário Anual de 2016.
8. Em 8/11/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu negar provimento ao pedido de
reconsideração interposto pela DMED contra Resolução Homologatória n. 1.976, de 2015 e pela retificação,
de ofício, do valor do componente Pd e T do Fator X, e percentual de perdas não técnicas determinados
pela mesma Resolução e consequente consideração de componente financeiro de R$ 23.768,74, a preços
de outubro de 2015, no próximo reajuste tarifário da concessionária.
9. Em 9/11/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência
de Administração e Finanças - SAF, a DMED encontra-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 n° 8.631, de
04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004.
II.1. Precedentes
II.1.1. Aspectos Contratuais
10. Em 24/6/1999 foi firmado o Contrato de Concessão nº 49/1999 entre a União, por intermédio
da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a DMED - DME Distribuição S.A. Esse contrato, que
tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, estabelece
na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária,
mediante aplicação de fórmula específica.
Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL.
1
2 Documento SIC nº 48513.027677/2016-00.
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Fls. 3 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
11. Em 25/5/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004.
12. Em 13/4/2010, foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da
Parcela "A", relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo.
13. Por fim, em 09/12/2015, foi firmado o Sexto Termo Aditivo referente à renovação do
Contrato de Concessão nº 49/1999 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2/6/2015, que regulamentou a
prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de
11/01/2013, com alteração de data de aniversário contratual de 28 de outubro para 22 de novembro.
II.1.2. Aspectos Metodológicos
14. No Sexto Termo Aditivo, que tratou da renovação dos Contratos de Concessão, constou da
Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta que: "No primeiro reposicionamento tarifário posterior à assinatura
do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas no Contrato de
Concessão anterior da DISTRIBUIDORA". Assim, no processo tarifário de 2016 da DMED observou-se a
metodologia de cálculo prevista nos contratos de concessão originais.
15. Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio
econômico-financeiro inicial do contrato.
16. Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão,
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas
homologadas na "Data de Referência Anterior (DRA)" e o "Mercado de Referência", não incluindo tributos,
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e
contratação de reserva de capacidade.
17. Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual,
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:
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Fls. 4 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Referência
DRP
DRA Período de 12 meses
RA0
VPA0
VPA1
18. Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do
Contrato de Concessão:
VPA  VPB x (IVI  X)
1 0
IRT 
RA
0
onde:
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses
anteriores ao reajuste em processamento;
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função
do "Mercado de Referência;
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o "Mercado de
Referência", não incluindo o ICMS;
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior", e o
"Mercado de Referência", calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 - VPA0
onde:
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e a
energia comprada em função do "Mercado de Referência";
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à "Data de
Referência Anterior". Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a
ser adotado; e
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI.
19. Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.
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Fls. 5 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
20. O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por
três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X = Pd + Q + T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015
21. Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da DMED
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e
CDE.
22. A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de
30,6% e 22,88%, respectivamente.
II.1.4. Revisão Tarifária Periódica de 2015
23. Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.976, de 27/10/2015, o reposicionamento
tarifário da DMED representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 25,04%.
24. A Resolução Homologatória nº 1.976/2015 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário,
os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de
custos operacionais) do Fator X3 em 1,18% e 0,21%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da
Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Ainda, essa Resolução estabeleceu o
percentual regulatório de perdas técnicas de 4,09%, que permanecerá constante em todos os reajustes
anuais deste ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas4 sobre o mercado faturado de baixa
tensão, estabelecido em 0,99% para o ano de 2016.
3 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo
2.5 do PRORET.
4 A metodologia das perdas técnicas regulatórias consta no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –PRODIST – e a
metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.
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Fls. 6 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
25. A assinatura do Sexto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 49/1999 formalizou a
alteração do ciclo tarifário de quatro para cinco anos. Desse modo, o processo tarifário a ser realizado no
ano de 2019 será de reajuste tarifário e não mais revisão tarifária, o que ensejou a alteração do resultado
da quarta revisão tarifária da DMED, com a prorrogação da vigência do componente Pd e a retificação do
valor do componente T.
26. Dessa forma, o Despacho da Diretoria da ANEEL nº 2.929/2016 alterou, de ofício, os
valores do componente Pd e T do Fator X e do percentual regulatório de perdas não técnicas, conforme a
seguir:
a) componente T do Fator X, de 0,17%, e componente Pd do Fator X, de 1,18%, a ser
aplicado nos reajustes tarifários de 2016 a 2019; e
b) perdas de energia na rede de distribuição detalhadas na tabela abaixo:
Reaj. 2016 Reaj. 2017 Reaj. 2018 Reaj. 2019

Perdas Técnicas (sobre a energia injetada) 4,09% 4,09% 4,09% 4,09%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%) 0,94% 0,89% 0,83% 0,77%
27. Além dos ajustes já mencionados, e conforme consta na Nota Técnica 363/2016SGT/ANEEL, está sendo considerado o componente financeiro de R$ 23.768,74, a preços de outubro de
2015, neste reajuste tarifário, uma vez que a alteração do período de revisão implicou em alterações na
Parcela A (Encargos Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética e Taxa de Fiscalização dos
Serviços de Energia Elétrica – TFSEE e custo de aquisição de energia em decorrência das perdas), com
impacto de R$ 5.144.07, e da Parcela B (Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis), com impacto de
R$ 18.624.67.
III. DA ANÁLISE
III.1. Período de Referência
28. O período de referência para o reajuste anual da DMED é de novembro/2015 a
outubro/2016.
III.2. Receita Anual
29. No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior,
representando um faturamento anual de R$ 150.551.715,84, conforme demonstrado na Tabela 2.
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Fls. 7 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Tabela 2: Mercado no Período de Referência

Subgrupos Mercado (MWh) Receita (R$)
Fornecimento 338.323 135.587.912,04
A4 (2,3 kV a 25 kV) 145.983 52.913.385,24
As 364 175.947,76

BT (menor que 2,3 kV) 191.976 82.498.579,04
Demais Livres 107.597 14.061.053,40
Geração - 902.750,40

Total 445.920 150.551.715,84
III.3. Encargos Setoriais
30. Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem
finalidades específicas5 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos
tarifários são:
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade:
 o desenvolvimento energético dos Estados;
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos
consumidores Residencial Baixa Renda,
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de
modicidade tarifária,
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar,
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL.
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Fls. 8 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das
concessionárias de distribuição;
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET;
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET;
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH.
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais,
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva. Sua metodologia de cálculo detalhada
no Submódulo 5.9 do PRORET;
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER.
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN;
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE).
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n°
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001085/2016-12

Fls. 9 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN.
31. Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados
na tabela abaixo:
Tabela 3: Encargos Setoriais

| Encargos Setoriais | DRA (R$) | DRP (R$) | Dispositivo Legal |
| --- | --- | --- | --- |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 220.826,18 | 235.414,70 | - |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE | 34.735.347,16 | 28.214.033,03 | - |
| Compensação financeira - CFURH | 270.061,04 | 526.351,61 | - |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 3.094.631,28 | 7.885.022,09 | Previsão SGT -OUT/2016 |
| PROINFA | 2.844.802,84 | 3.822.521,06 | REH 2003/2015 |
| P&D e Eficiência Energética | 1.231.687,02 | 939.675,90 | Res. Normativa nº 316/2008 |
| Total de Encargos Tarifários | 42.397.356 | 41.623.018 |  |

32. O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens:
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec.
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica,
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora.
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec.
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na
modalidade por disponibilidade. O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL Processo nº 48500.001085/2016-12

Fls. 10 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado
nacional.
33. A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da "Parcela A".
34. Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da
concessionária.
III.4. Transmissão
35. Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu
e Uso de Sistemas de Distribuição.
36. Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão,
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT –
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.
37. Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.
38. O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é
calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. A DMED não possuiu CUSD com outras distribuidoras.
39. Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas,
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT).
40. Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:
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Fls. 11 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica

| Componente | DRA (R$) | DRP (R$) |
| --- | --- | --- |
| Rede Básica | 3.330.832,68 | 3.243.792,30 |
| Rede Básica Fronteira | 1.164.313,71 | 1.319.131,38 |
| MUST Itaipu | 995.835,88 | 1.095.882,65 |
| Transporte de Itaipu | 469.490,14 | 488.292,08 |
| Conexão | 190.084,13 | 186.541,32 |
| Total dos Custos de Transporte | 6.150.556,54 | 6.333.639,72 |

III.5 Compra de Energia
41. A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar.
42. Também a Lei n° 10.848/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia "deverão garantir
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada".
43. As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n.
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004;
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.
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Fls. 12 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331,
de 16/9/2008;
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art.
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA;
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física
e Potência, realizado em 25/11/2015;
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004;
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL;
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto:
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração,
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível).
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida
44. Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é
definido como Energia Requerida.
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Fls. 13 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
45. São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte,
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento,
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros.
46. Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de
tensão e medição de energia elétrica6.
47. As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução
Homologatória nº 1.976/2015 (última revisão tarifária da DMED), com a alteração dada pelo Despacho nº
2.929/2016, estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas de 4,09% (sobre energia injetada da
concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de
0,94% a ser aplicado no atual reajuste.
48. A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário, utilizou-se como valor regulatório,
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média
dos valores de setembro/2015 a agosto/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual
reajuste tarifário da DMED.
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas
Perdas DRA DRP

| Não Técnica (s/ Baixa Tensão) | 1,00% | 0,94% |
| --- | --- | --- |
| Técnica (s/ merc. injetado) | 4,09% | 4,09% |
| Rede Básica (s/ merc. Injetado) | 1,69% | 1,48% |
| Mercado Baixa Tensão (MWh) | 191.976 | 191.976 |

49. Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária,
ao mercado de venda da concessionária.
6 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida
instalação.
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50. A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da DMED para atendimento ao seu
mercado de referência apurado na DRA e na DRP.
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP

| Descrição | DRA (MWh) | DRP (MWh) |
| --- | --- | --- |
| Mercado Total | 338.323 | 338.323 |
| Fornecimento | 338.323 | 338.323 |
| Consumidores Livres | 107.597 | 107.597 |
| Perdas Totais | 27.076 | 26.199 |
| Perdas Rede B. | 6.058 | 5.301 |
| Perdas na Distribuição | 21.018 | 20.897 |
| Perda Não Técnica | 1.920 | 1.805 |
| Perda Técnica | 19.098 | 19.093 |
| Energia Requerida | 365.399 | 364.521 |

III.5.2. Valoração da Compra de energia
51. O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica.
a) Na Data de Referência Anterior – DRA
52. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior,
conforme a tabela a seguir:
Tabela 7: Compra de Energia na DRA

Energia Requerida Tarifa Média Energia Requerida
(MWh) (R$/MWh) (R$)
365.399 162,27 59.294.482,58
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP
53. O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o
Decreto nº 5.163/2004.
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Fls. 15 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
54. Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP.
55. Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits7 considerando o período de
referência em questão.
56. As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível
corresponde ao somatório de CCEAR's, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração
Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e
Contratos de Suprimento.
57. No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os
seguintes procedimentos:
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos
12 meses subsequentes;
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do
IPCA até o mês do aniversário contratual;
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se,
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita
necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis.
Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para
patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as
concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores
de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos
7
relativos ao período de referência.
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Fls. 16 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos.
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações
constantes no encerramento da Audiênca Pública nº 066/20168, que definiu o valor regulatório da energia
proveniente da UHE Machadinho a ser repassado à tarifa da DMED.
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos
12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção
5.1, do PRORET.
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL,
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 1.924,
de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram
utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.014, de
19/01/2016.
58. A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de
energia adquirida.
8 Consta no Processo nº 48500.005155/2015-12.
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Fls. 17 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas

Montante Contratado Montante Considerado Tarifa Despesa
Contratos

| (MWh) | (MWh) | (R$/MWh) | (R$) |  |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| AMBIENTE REGULADO - CCEAR | 8.419,28 | 7.157,05 | 254,65 | 1.822.556,37 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP | 3.654,67 | 3.106,76 | 296,63 | 921.557,05 |
| 14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra | 4.764,61 | 4.050,29 | 222,45 | 900.999,32 |
| Bilaterais | 110.855,78 | 94.236,21 | 105,09 | 9.903.060,96 |
| Machadinho | 110.855,78 | 94.236,21 | 105,09 | 9.903.060,96 |
| Energia Base | 307.737,82 | 263.128,23 | 124,20 | 32.679.231,72 |
| Geração Própria | 91.795,00 | 78.033,03 | 123,52 | 9.638.391,33 |
| Cota Angra I/Angra II | 17.268,31 | 14.679,44 | 206,29 | 3.028.220,88 |
| Cotas Lei n º 12783/2013 | 88.874,58 | 75.550,45 | 65,02 | 4.912.560,09 |
| Itaipu (tirando as perdas) | 99.616,73 | 84.682,12 | 178,31 | 15.100.059,42 |
| PROINFA | 10.183,19 | 10.183,19 | - | - |
| Total | 427.012,88 | 364.521,49 | 121,82 | 44.404.849,06 |

59. Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA9 e na DRP
para a DMED, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 59.294.482,58 e R$
44.404.849,06.
III.6. Parcela B
60. O Fator X10 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:
Fator X  Pd  Q  T
onde:
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Q = Qualidade do serviço; e
T = Trajetória de custos operacionais.
61. A Resolução Homologatória nº 1.976/2015, já considerando os novos valores após
retificação decorrente do aumento do prazo da próxima revisão, estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,18% e 0,17%, respectivamente, a serem aplicados na
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da DMED.
9 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo
preço médio de repasse do processo tarifário anterior.
10 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.
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62. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior
(outubrol/2015) e do reajuste atual (novembro/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi
proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo o período, resultando em 1,28%.
63. Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 11, para a aferição do
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.
64. Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da DMED
foram considerados apenas os pesos dos indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor do componente
Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de -1,20%.
Tabela 9: Fator X
Componentes Valor
Componente Pd do Fator X 1,28%
Componente T do Fator X 0,17%
Componente Q do Fator X -1,20%
Fator X 0,25%
65. Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M12 e do Fator X. A variação
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do processo tarifário anterior
(outubro/2015) e do reajuste atual (novembro/2016) foi de 10,84%, enquanto o Fator X resultou em 0,25%.
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP.
Tabela 10: Cálculo da Parcela B
Descrição Valores
Parcela B - DRA (R$) 42.727.063,49
IGP-M 10,84%
Fator X 0,25%
Parcela B - DRP (R$) 47.251.941,48
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico
66. Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias.
Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica.
11
12 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV.
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67. Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA.
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do
Ministério da Fazenda (MF).
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização,
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic.
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados
pela taxa média anual BM&F13, de 12,45% a.a..
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da
Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos
custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de
competência de janeiro de 2015 a agosto de 2016, conforme estabelecido no Submódulo
6.8 do PRORET.
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a agosto de 2016.
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016.
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K;
13 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.
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Fls. 20 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema.
 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios
da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados,
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a agosto de 2016.
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo:
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento
12 Meses
Delta 5° Dia Útil Anterior
Descrição Subseqüentes
(R$) (R$)
(R$)

| CVA CDE | (2.385.485,03) | (2.071.231,16) | (2.205.891,89) |
| --- | --- | --- | --- |
| CVA CDE Energia | 298.913,57 | 343.526,08 | 365.860,37 |
| CVA Rede Básica | 168.741,63 | 165.720,07 | 176.494,33 |
| CVA Compra Energia | (142.988,66) | 1.627.384,58 | 1.733.188,71 |
| CVA CFURH | 37.149,81 | 39.601,80 | 42.176,50 |
| CVA Transporte Itaipu | 72.488,79 | 79.319,15 | 84.476,07 |
| CVA Proinfa | 811.496,49 | 869.274,69 | 925.790,44 |
| CVA ESS/ERR | (848.940,01) | (852.807,79) | (908.252,94) |
| Total | (1.988.623,39) | 200.787,43 | 213.841,59 |

 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 1.733.188,71, com efeito no atual
reajuste de 1,17%. Os principais componentes que impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os
contratos de cota de Itaipu e os contratos de cota de garantia física. A participação no mix de
contratação da DMED desses contratos foi de 18% e 9%, respectivamente. Destaca-se que o custo
de Itaipu pode se justificar devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, aliada à tarifa de
repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a
partir de janeiro/2015. Já os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de
Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, em que foi incorporada nova parcela de custo (o
Retorno da Bonificação pela Outorga, regida pela lei n° 13.203/2015).
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Fls. 21 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Composição do Mix da DMED na CVA
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – DMED
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Fls. 22 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
CVA Energia – DMED
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações
ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa
de juros SELIC verificada.
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio
do Memorando nº 546/2016-SFF/ANEEL, de 10/10/2016. Destaca-se que os saldos
fiscalizados da CVA_Energia e da CVA_ESS foram alterados pela SGT, tendo sido
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.
 Também foi levado em consideração no cálculo do saldo a compensar os valores de
CVA diferimento que fizeram parte dos componentes financeiros no processo tarifário
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Fls. 23 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
passado, como parte do diferimento estabelecido pela Resolução Homologatória nº
1.812/2014.
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016.
Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto
Prazo foram:
 Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 26.892 MWh. Com a
publicação do Despacho 2.271/2016 da exposição involuntária de 2015, está sendo
considerado o resultado financeiro do montante de sobrecontratação acima de 5% do
mercado regulatório, no valor de R$ 663.485,92. Cabe ressaltar que também está
sendo calculando o valor deste financeiro para o período de janeiro de 2015 a agosto
de 2016, sendo o referido montante de energia obtido com base em dados fornecidos
pela CCEE e representa um repasse tarifário de -R$ 1.816.263,27, a preços de
outubro/16.
 Ressalta-se que não há valores de repasse pela Conta Bandeira à concessionária ao
longo de 2015 a título de Exposição Involuntária.
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando as recontabilizações no período,
é de R$ (1.176.559,13), já atualizado para preços de outubro de 2016.
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos referese ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior,
devidamente atualizadas pela taxa SELIC.
.
v) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da
renovação do Contrato de Concessão, objeto do Sexto Termo Aditivo, com alteração de data de aniversário
contratual de 28 de outubro para 22 de novembro, foi efetuada a reversão da parcela da receita
correspondente aos componentes financeiros faturados nesse período adicional de vigência das tarifas
homologadas no ano anterior.
vi) Ajuste Parcela B e Ajuste Parcela A. A publicação do Despacho ANEEL nº 2.929/2016
que alterou, de ofício, os valores dos componentes Pd e T e do percentual regulatório de perdas não técnicas
publicados na Resolução Homologatória nº nº 1.976/2015, implicou, como consequência, em um
componente financeiro Ajuste Parcela B de R$ 20.878,95 e em um componente financeiro Ajuste Parcela A
de R$ 5.840,83.
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de
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Fls. 24 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria
o cálculo da RTE.
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual.
 Como a apuração da CVACOMPRA e CVACDE continua levando em conta a
DE ENERGIA
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário.
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 4.583.142,50, devidamente atualizado
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de setembro e
outubro de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos na
RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE,
está sendo revertida a receita faturada para o período de agosto a outubro de 2015,
totalizando -R$ 2.155.616,58 , atualizado pela SELIC.
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário,
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.
68. A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:
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Fls. 25 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Tabela 12: Componentes Financeiros

| COMPONENTES FINANCEIROS | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em Processamento - Encargos Setoriais | (1.780.317,52) | -1,18% |
| CVA em Processamento - Energia comprada | 1.733.188,71 | 1,15% |
| CVA em Processamento - Transmissão | 260.970,40 | 0,17% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (15.581.988,13) | -10,35% |
| Neutralidade dos Encargos | 3.305.111,10 | 2,20% |
| Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 | (1.176.559,13) | -0,78% |
| Financeiro de Reversão RTE - Energia | (2.155.616,58) | -1,43% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso | (4.225.283,31) | -2,81% |
| Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia | (357.859,19) | -0,24% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE | (102.963) | -0,07% |
| Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD | (591.042) | -0,39% |
| Ajuste Financeiro de Parcela B | 20.879 | 0,01% |
| Ajuste Financeiro de Parcela A | 5.841 | 0,004% |
| Total | (20.645.638,79) | -13,71% |

IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT
69. Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN.
70. Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET.
71. Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras,
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente.
72. Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.
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Fls. 26 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
73. Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da DMED não sofresse um aumento adicional médio de 8,1%.
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários
74. Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação.
75. Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. –
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste
processo tarifário.
76. Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a
distribuidora no período de competência de novembro/2016 a outubro/2017, até o 10º dia útil do mês
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os
realizados no período de outubro/2015 a outubro/2016.
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$) Valor Mensal (R$)
Subsídio Carga Fonte Incentivada 145.612,57 302.663,29 448.275,86
Subsídio Geração Fonte Incentivada 55.963,32 49.600,17 105.563,49
Subsídio Distribuição - - -

Subsídio Água, Esgoto e Saneamento (4.561,48) 45.888,86 41.327,38
Subsídio Rural (2.684,62) 12.552,95 9.868,33
Subsídio Irrigante/Aquicultor - - -

Total 194.329,80 410.705,26 605.035,07
77. No dia 26 de outubro de 2016, a DMED protocolou a Carta n° DS-623/2016 solicitando a
consideração no ajuste subsídio do processo tarifário atual os descontos para fonte incentivada lançados
incorretamente pela própria Empresa entre os meses de outubro de 2013 e setembro de 2014.
78. No entanto, verificou-se no SAMP que, até o presente momento, os descontos continuam
lançados de forma incorreta. Os descontos lançados aparecem para a classe industrial, quando na verdade
o desconto correto, que, diga-se, é de responsabilidade da empresa informar, era para ser lançado na classe
de consumo "fonte incentivada", tal como foi feito a partir de outubro de 2014.
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Fls. 27 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
79. Dessa forma, não foi dado prosseguimento a análise do pleito, uma vez que se observa um
vício de origem que macula toda a análise sobre o ajuste subsídio solicitado.
VI. Análise dos Resultados
80. O Reajuste Tarifário Anual – RTA da DMED - DME Distribuição S.A conduz a um efeito
médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -29,13%, sendo de -32,07%, em média, para os
consumidores conectados na Alta Tensão e de -26,83%, em média, para os consumidores conectados na
Baixa Tensão.
Tabela 16: Efeito médio
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) -32,07%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) -26,83%
Efeito Médio AT+BT -29,13%
81. O efeito médio de -29,13% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento.
82. A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
7,28%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015.
83. Desse índice de reajuste tarifário, 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 em 3,01%.
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Fls. 28 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | -14,36% | -10,28% | 66,16% |
| --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | -1,83% | -0,51% | 29,81% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 6,61% | 0,01% | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | -38,74% | -6,28% | 10,70% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) | 33,12% | 0,35% | 1,52% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) | 27,45% | 1,59% | 7,99% |
| Compensação financeira - CFURH | 94,90% | 0,17% | 0,38% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 154,80% | 3,18% | 5,65% |
| PROINFA | 34,37% | 0,65% | 2,74% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | -23,71% | -0,19% | 0,67% |
| Custos de Transmissão | 2,98% | 0,12% | 4,54% |
| Rede Básica | -2,61% | -0,06% | 2,32% |
| Rede Básica Fronteira | 13,30% | 0,10% | 0,94% |
| MUST Itaipu | 10,05% | 0,07% | 0,78% |
| Transporte de Itaipu | 4,00% | 0,01% | 0,35% |
| Conexão | -1,86% | -0,00% | 0,13% |
| Custos de Aquisição de Energia | -25,11% | -9,89% | 31,81% |
| PARCELA B | 10,59% | 3,01% | 33,84% |
| IRT considerando a variação tarifária da RTE | -7,28% | 100,00% |  |

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual -13,71%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais -1,18%
CVA em Processamento - Energia comprada 1,15%
CVA em Processamento - Transmissão 0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes -10,35%
Neutralidade dos Encargos 2,20%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007 -0,78%
Financeiro de Reversão RTE - Energia -1,43%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso -2,81%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia -0,24%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE -0,07%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD -0,39%
Ajuste Financeiro de Parcela B 0,01%
Ajuste Financeiro de Parcela A 0,004%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -8,14%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores -29,13%
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Fls. 29 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
84. Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -13,71% no atual
reajuste da DMED.
85. Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa
uma redução de -8,14% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos
consumidores.
86. O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -14,36% em relação ao Reajuste de
2015, representando -10,28% na composição do efeito médio, com destaque para:
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -1,83%
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito
médio de -0,51%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº
2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -6,28% no atual reajuste da DMED.
Esse efeito foi compensado, em certa medida, pelo aumento da previsão de custos com ESS e EER.
ii) Custos de Transmissão. Variação de 2,98% em relação ao Reajuste de 2015,
correspondendo a um efeito médio de 0,12%. O efeito nulo dos custos de transmissão é resultado da
redução da TUST-RB, em função de custos financeiros associados a um superávit de arrecadação que
resultou em uma Parcela de Ajuste (PA) negativa para o segmento consumo, além da entrada prevista para
o ciclo 2016-2017 de quantidade significativa de novos geradores, as quais compensaram o aumento da
despesa com o MUST de Itaipu.
iii) Compra de Energia. Variação de -25,11% em relação ao processo anterior, contribuindo
para um efeito médio de -9,89%. Contribuíram para o efeito negativo no custo da aquisição de energia: a
nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória
nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015 e a
redução do custo unitário do contrato bilateral com a UHE Machadinho, cujo o valor regulatório de energia
foi definido após o encerramento da AP nº 066/2016.
87. A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em
relação ao processo anterior.
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Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia
Montante de energia (MWh) Custo unitário (R$/MWh)

| Tipo de contrato | Processo DRA | Processo atual | Variação | Processo DRA | Processo atual | Variação |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Existente - CCEAR-DSP | 3.083,31 | 3.654,67 | 18,53% | 212,29 | 296,63 | 39,73% |
| Existente - CCEAR-QTD | 4.019,72 | 4.764,61 | 18,53% | 201,00 | 222,45 | 10,67% |
| Bilateral - Machadinho | 93.171,09 | 110.855,78 | 18,98% | 149,49 | 105,09 | -29,70% |
| Cota Angra I e Angra II | 14.875,87 | 17.268,31 | 16,08% | 162,09 | 206,29 | 27,27% |

63.004,27 35,82

| Cotas Lei n º 12.783/2013 | 88.874,58 | 41,06% | 65,02 | 81,53% |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Geração Própria | 77.232,41 | 91.795,00 | 18,86% | 111,44 | 123,52 | 10,84% |
| Itaipu | 86.155,61 | 99.616,73 | 15,62% | 326,47 | 178,31 | -45,38% |
| Proinfa | 8.809,46 | 10.183,19 | 15,59% | 0,00 | 0,00 | - |
| Sobra (-) / Exposição (+) | 15.046,89 | -62.491,40 | -515,3% | 166,28 | 125,32 | -24,6% |
| TOTAL | 365.398,62 | 364.521,49 | -0,2% | 162,27 | 121,82 | -24,9% |

88. A atualização da Parcela B representou 3,01% na composição do efeito médio, refletindo a
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X.
89. O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova
Receita Anual da concessionária.
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual
90. O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,0% para o ICMS e 7,5%
para o PIS e COFINS (total de 31,49% por dentro), o que equivale a uma majoração de 45,97% por fora
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo.
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Fls. 31 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016.
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos
91. A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial
da DMED nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (81,75%) e IPCA (76,48%) no
mesmo período.
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Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)
650,00
Tarifa B1 Residencial
600,00
550,00 Variação IGPM
500,00 494,09
Variação IPCA
450,00
410,55 410,55
400,00
359,72 364,25
350,00
333,50
337,52 306,42
300,00 301,69

316,41 304,00 306,42
250,00
200,00
150,00

out/07 out/08 out/09 out/10 out/11 out/12 out/13 out/14 mar/15 mar/15 out/15 nov/16
Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute Reajsute RTE Reajsute Reajsute
92. Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011.
VII. DO FUNDAMENTO LEGAL
93. O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima dos Contrato de Concessão nº 49/1999.
VIII. DA CONCLUSÃO
94. Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 49/1999, no que consta
do Processo nº 48500.001085/2016-12 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se:
i) pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -20,99% a ser aplicado
às tarifas da DMED, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos
consumidores de -29,13% sendo de -32,07% em média para os consumidores
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conectados em Alta Tensão (AT) e de -26,83% em média para aqueles conectados
em Baixa Tensão (BT);
ii) pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da DMED;
iii) pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo;
iv) pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e
v) pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária;
IX. DA RECOMENDAÇÃO
95. Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.
LUIS CARLOS CARRAZZA RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação Especialista em Regulação
De acordo:
CLÁUDIO ELIAS CARVALHO
Superintendente de Gestão Tarifária - Substituto
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