REH - RESOLUÇÃO HOMOLOGATÓRIA 2971/2021
Tipo de documento: voto
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: 2021-11-18
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005018/2020-45.
INTERESSADO: DMED - DME Distribuição S.A.
RELATORA: Diretora Elisa Bastos Silva.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2021 da DMED - DME Distribuição S.A., a vigorar a partir de 22 de
novembro de 2021.
I – RELATÓRIO
1. A DMED - DME Distribuição S.A. é concessionária1 do serviço público de distribuição de
energia elétrica sediada na cidade de Poços de Caldas, estado de Minas Gerais, e atende
aproximadamente 81 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa
atualmente faturamento anual na ordem de R$ 169 milhões.
2. Em 23 de junho de 2020, a Diretoria Colegiada da Aneel aprovou a Resolução Normativa nº
885, de 2020, que regulamentou o Decreto nº 10.350, de 2020, o qual criou a conta destinada ao setor
elétrico para enfrentamento do estado de calamidade pública (Conta-Covid) reconhecido pelo Decreto
Legislativo nº 6, de 2020.
3. Na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 6/2021, realizada em 17 de fevereiro de 2021,
fui designada relatora do processo.
4. Em 9 de novembro de 2021, após a consolidação de todas as informações indispensáveis,
a Superintendência de Gestão Tarifária (SGT) encaminhou ao Conselho de Consumidores da DMED as
planilhas finais de cálculo.
1 Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 049/1999-ANEEL.

5. Em 10 de novembro de 2021, a SGT, por meio da Nota Técnica nº 260/2021-SGT/ANEEL2,
consolidou o cálculo do Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da distribuidora.
6. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
7. O Reajuste Tarifário Anual – RTA de 2021 da DMED, a vigorar a partir de 22 de novembro
de 2021, conduz ao efeito médio a ser percebido pelos consumidores de 11,57%, sendo de 9,35%, em
média, para os consumidores em Alta Tensão e 12,95%, em média, para os consumidores em Baixa
Tensão, conforme destacado no Tabela 1.
Tabela 1 - Efeito médio a ser percebido pelo consumidor
Grupo de Consumo Variação Tarifária
AT - Alta Tensão (>2,3kV) 9,35%
BT- Baixa Tensão (<2,3kV) 12,95%
Efeito Médio AT+BT 11,57%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
8. O efeito médio de 11,57% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B,
contribuindo para o efeito médio em 5,72%; (ii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no
atual reajuste, levando a um efeito de 7,78%; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos
no último processo tarifário, que contribuíram para uma variação de -1,93%, conforme detalhado no
Gráfico 1.
2 Documento Sicnet nº 48581.001798/2021-00.

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente
11,57%
7,78%
2,91% 2,68%
1,82%
0,01%
-1,70%
-1,93%

Encargos Custo de Custo de Receitas Distribuição Componentes Retirada dos Efeito Médio
Setoriais Transporte Energia Irrecuperáveis Financeiros Financeiros Consumidor
Anteriores
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
9. A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio.
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio
Processo Atual Participação Participação
Processo Anterior (R$) Variação
(R$) no Reajuste na Receita

| PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] | 115.930.725 | 121.069.677 | 4,43% | 3,04% | 67,68% |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Encargos Setoriais | 39.263.419 | 44.184.111 | 12,53% | 2,91% | 24,70% |
| Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE | 278.306 | 298.193 | 7,15% | 0,01% | 0,17% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) | 29.911.184 | 28.297.549 | -5,39% | -0,95% | 15,82% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TUSD) | - | 3.263.782 | 0,00% | 1,93% | 1,82% |
| Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Covid TE) | - | 3.682.961 | 0,00% | 2,18% | 2,06% |
| Compensação financeira - CFURH | 423.225 | 250.144 | -40,90% | -0,10% | 0,14% |
| Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER | 2.889.498 | 1.925.814 | -33,35% | -0,57% | 1,08% |
| PROINFA | 4.302.994 | 4.910.671 | 14,12% | 0,36% | 2,75% |
| P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. | 1.458.211 | 1.554.996 | 6,64% | 0,06% | 0,87% |
| Custos de Transmissão | 19.725.530 | 16.855.151 | -14,55% | -1,70% | 9,42% |
| Rede Básica | 11.429.149 | 10.141.806 | -11,26% | -0,76% | 5,67% |
| Rede Básica Fronteira | 3.556.307 | 2.997.025 | -15,73% | -0,33% | 1,68% |
| MUST Itaipu | 1.915.011 | 1.644.369 | -14,13% | -0,16% | 0,92% |
| Transporte de Itaipu | 2.603.368 | 1.980.552 | -23,92% | -0,37% | 1,11% |
| Conexão | 221.696 | 91.399 | -58,77% | -0,08% | 0,05% |
| Custos de Aquisição de Energia | 56.830.519 | 59.906.978 | 5,41% | 1,82% | 33,49% |
| Receitas Irrecuperáveis | 111.257 | 123.437,54 | 10,95% | 0,01% | 0,07% |
| PARCELA B | 53.277.567 | 57.819.251 | 8,52% | 2,68% | 32,32% |
| IRT | 169.208.293 | 178.888.928 | 5,72% | 5,72% | 100% |
| Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual | 13.167.995 | 7,78% |  |  |  |
| CVA em processamento - Energia | 11.886.317 | 7,02% |  |  |  |
| CVA em processamento - Transporte | 2.230.383 | 1,32% |  |  |  |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.002.884 | 3,55% |  |  |  |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (108.249) | -0,06% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 299.436 | 0,18% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (463.380) | -0,27% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.078.723) | -1,23% |  |  |  |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 696 | 0,00% |  |  |  |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 2.483.676 | 1,47% |  |  |  |
| Previsão de Risco Hidrológico | 6.547.318 | 3,87% |  |  |  |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 8.885.506 | 5,25% |  |  |  |
| Reversão do Risco Hidrológico | (6.612.749) | -3,91% |  |  |  |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.916) | 0,00% |  |  |  |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) | (2.546.957,75) | -1,51% |  |  |  |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu | (2.282.720,86) | -1,35% |  |  |  |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Antas 1 | (42.121,73) | -0,02% |  |  |  |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica | (10.715.429,79) | -6,33% |  |  |  |
| Correção Parcela B -UDER DRAC | (312.974,31) | -0,18% |  |  |  |

Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -1,93%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 11,57%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.

10. Como se observa na Tabela 2, os custos da Parcela A representam 67,68% dos custos da
concessionária. O aumento desses custos foi responsável por 3,04% na composição do índice de reajuste
tarifário, sendo destacado, a seguir, os itens mais representativos:
a) Encargos Setoriais – o valor total dos Encargos Setoriais correspondeu a um efeito
tarifário médio de 2,91%. Esse efeito decorreu da redução da cota da CDE_Uso para a
Homologatória3
distribuidora, homologada pela Resolução nº 2.864, de 27 de abril de
2021, com participação no reajuste equivalente a -0,95%. Por outro lado, o efeito do
início do recolhimento da nova CDE_Conta-Covid, a partir de 2021, conforme disposto
no Decreto nº 10.350, de 2020, teve uma participação total de 4,11%;
b) Custos de Transmissão – os custos de transmissão contribuíram para um efeito médio
de -1,70%. Sobre esse item, destaca-se a redução das despesas relacionadas às
Receitas Anuais Permitidas (RAP) e às Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)
para o ciclo 2021-2022, aprovadas por meio das Resoluções homologatórias nos 2.895
e 2.896, respectivamente, ambas de 13 de julho de 2021, alteradas pela Resolução
Homologatória nº 2.959, de 5 de outubro de 2021;
c) Custos de aquisição de energia – os custos de aquisição de energia representaram um
efeito tarifário de 1,82%. Contribuíram significativamente para esse efeito os
aumentos dos custos com a energia de Geração Própria e o contrato da UHE
Machadinho (impacto de 1,96%), os quais são atualizados pelo IGP-M4, bem como o
reajuste dos preços dos contratos relacionados ao CCEAR Nova e Alternativa (impacto
de 0,73%). O gráfico seguinte demonstra essa variação, por tipo de contrato:
3 Disponível em
4 Índice Geral de Preços do Mercado.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia
1,82%
0,96% 1,00%
0,73%
0,22%
0,00% 0,03%
-0,18%
-0,94%

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 Fonte:
Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
11. Já os custos da Parcela B representam 32,32% dos custos da concessionária. O impacto
proveniente do incremento dessa parcela foi de 2,68% do total do efeito médio a ser percebido pelos
consumidores.
12. Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada, entre novembro de
2020 e outubro de 2021, do IPCA5, de 10,27%, subtraída do Fator X, de 0,72%, além do abatimento dos
valores relativos a Outras Receitas (OR), Excedente de Reativos (ER) e Ultrapassagem de Demanda (UD).
13. Destaca-se que a Parcela B da revisão tarifária de 2020 foi recalculada para incluir os
montantes de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativo na DRAC6, em prol da modicidade
tarifária. Dessa forma, a Parcela B na DRA (utilizada no cálculo tarifário) foi reduzida em R$ 309.668,98
para refletir a nova Parcela B (bolha econômica), bem como foi realizada a correção do fator DR1.
Ademais, foi calculado um financeiro para compensar a diferença tarifária no período de referência.
5 Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo.
6Nos termos do PRORET 2.1A, define-se como Data Referência de Alteração Contratual - DRAC o último dia do mês de assinatura do termo
aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016, ou o último dia do mês da publicação deste PRORET, o que ocorrer
por último. Para as empresas que ainda não passaram pela 4ª RTP, será considerado como redutor da base de remuneração da
correspondente revisão, (i) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até a Data-Base do Laudo de Avaliação dos Ativos,
quando a DRAC for posterior à data do laudo, ou (ii) as receitas de UD e ER registradas como Obrigações Especiais até DRAC, quando a DRAC
for anterior à data do laudo.

14. No cálculo do Fator X de 0,72%, foi considerado o componente T7 definido na última
Revisão Tarifária da DMED, de -0,18%. Já os valores dos componentes Pd e Q do fator X aplicados na
atualização da Parcela B foram de 0,62% e 0,28%, respectivamente.
15. Em relação à participação de cada segmento de custo na composição da receita da
Distribuidora (sem8 e com tributos9), 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.
Gráfico 3 – Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Sem Tributos
Custo de Custo de
Receitas
Energia Transmissão
Irrecuperáveis
33,5% 9,4%
0,1% PROINFA
2,7%
CDE
19,7%
Impostos
24,7%
ESS/EER
Custo de 1,1%
Outros
Distribuição
1,2%
32,3%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL
7 Componente T - trajetória de custos operacionais; Componente Pd - ganhos de produtividade da atividade de distribuição;
Componente Q - qualidade técnica e comercial do serviço prestado ao consumidor.
8 No primeiro Gráfico, destacou-se a participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos
consumidores finais de energia elétrica e repassados pela Concessionária aos destinatários.
9 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado
pela Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 26,37% para o ICMS e de 5,95% para o PIS/COFINS incidentes
sobre a fatura (total de 32,32% por dentro), contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente,
o que representa a majoração de 47,75% (por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de
cálculo.

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos
Encargos Receitas
Custo de
Setoriais; Irrecuperáveis;
Transmissão;
16,7% 0,0%
6,4%
ICMS;
26,4%
Custo de
Energia;
Tributos;
22,7%
32,3%
PIS/COFINS;
Custo de
6,0%
Distribuição;
21,9%
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
financeiros10

16. Os componentes a serem recuperados no próximo período tarifário
contribuíram com o efeito em 7,78% no atual reajuste da DMED, conforme indicado na Tabela 2.
17. O financeiro que mais impactou o processo com valor positivo foi a CVA em Processamento
– Energia, com efeito de 7,02%, em decorrência da diferença entre cobertura concedida no último
processo tarifário e custos com aquisição de energia efetivamente incorridos pela concessionária no
período de apuração da CVA, em especial, dos custos relacionados ao risco hidrológico de CCGF, Itaipu e
Usinas Repactuadas.
18. Ainda entre as CVA em processamento, destaca-se a CVA Encargos, com efeito de 3,55%.
Este efeito foi influenciado pelos despachos das usinas térmicas, remunerados pelo Encargo de Serviço
de Sistema (ESS).
19. Outro destaque é a compensação referente aos acordos bilaterais de CCEAR (Resolução
Normativa11 nº 711, de 19 de abril de 2016) que no caso da DMED representa um aumento de 5,25% no
reajuste tarifário.
10 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.
11 Disponível em revogada pela Resolução Normativa ANEEL nº 904, de 8
de dezembro de 2020, disponível em

20. A Tabela 3 apresenta a consolidação dos valores dos componentes financeiros:
Tabela 3 – Componentes Financeiros

| Componentes Financeiros | Valor (R$) | Participação |
| --- | --- | --- |
| CVA em processamento - Energia | 11.886.316,60 | 7,02% |
| CVA em processamento - Transporte | 2.230.383,44 | 1,32% |
| CVA em processamento - Encargos Setoriais | 6.002.883,64 | 3,55% |
| Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes | (108.248,55) | -0,06% |
| Neutralidade de Parcela A- Energia | 299.436,47 | 0,18% |
| Neutralidade de Parcela A - Transporte | (463.380,21) | -0,27% |
| Neutralidade de Parcela A - Encargos Setoriais | (2.078.723,24) | -1,23% |
| Neutralidade de Parcela A - Receita Irrecuperável | 696,39 | 0,00% |
| Sobrecontratação/exposição de energia | 2.483.675,92 | 1,47% |
| Previsão de Risco Hidrológico | 6.547.318,44 | 3,87% |
| Compensação ref. acordos bilaterais de CCEAR | 8.885.505,80 | 5,25% |
| Reversão do Risco Hidrológico | (6.612.749,35) | -3,91% |
| Reversão Conta-Covid - Neutralidade de Parcela A | (4.915,84) | 0,00% |
| Reversão de créditos de rescisão contratual e migração de consumidores (REN 376 e 414) | (2.546.957,75) | -1,51% |
| Efeito Decreto 10.665/2021 - Financeiro de saldo de Itaipu | (2.282.720,86) | -1,35% |
| Ajuste ref. equilíbrio econômico-financeiro TUSDg - Antas 1 | (42.121,73) | -0,02% |
| Finaceiro de Bandeira Escassez Hídrica | (10.715.429,79) | -6,33% |
| Correção Parcela B -UDER DRAC | (312.974,31) | -0,18% |
| Total | 13.167.995 | 7,78% |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
21. Dado o cenário de intensa pressão tarifária em 2021, decorrente da conjuntura
socioeconômica adversa trazida pela pandemia da Covid-19, foram desenvolvidos pela ANEEL e pelo
Poder Concedente, em conjunto com as demais entidades setoriais e em diálogo com as empresas e
associações, mecanismos para mitigar parte do aumento tarifário que se observaria neste ano, com o
intuito de preservar a capacidade de pagamento do consumidor e, por consequência, a sustentabilidade
econômico-financeira da cadeia que compõe o setor elétrico.
22. Esses mecanismos foram incorporados ao processo tarifário e estão resumidos a seguir e
detalhados na Nota Técnica nº 260/2021-SGT/ANEEL:
a) Reversão de Receitas para a Modicidade Tarifária (REN nº 414/2010 e 376/2009).
23. Contribuíram para a mitigação do efeito tarifário os valores a serem revertidos à
modicidade tarifária associados às Resoluções Normativas nº 414, de 9 de setembro de 2010, e nº 376,
de 25 de agosto de 2009.

24. Tratam-se de recursos recebidos pela distribuidora associados: (i) aos encerramentos
contratuais antecipados, entre distribuidora e seus consumidores, previstos no §3º do artigo 70-A da
Resolução Normativa nº 414, de 2010; (ii) aos créditos que não puderam ser devolvidos aos consumidores
no faturamento final, previstos no §6º do artigo 88 da Resolução Normativa nº 414, de 2010; e (iii) às
multas aplicadas a consumidores livres, em função da rescisão, antes da data de fornecimento, de
Contratos de Compra de Energia Regulada (CCER), conforme artigo 9º da Resolução Normativa nº 376, de
2009.
25. Por meio do Ofício Circular nº 08/2021-SGT/SRD/SFF/ANEEL12, a concessionária foi instada
a se manifestar a respeito dessas receitas e informou que o volume contabilizado até julho de 2020
representou R$ 2,5 milhões, o que contribuiu para uma redução no efeito médio de 1,51%. Vale ressaltar
que o valores informados pela concessionária passarão por fiscalização da ANEEL, cabendo eventual
adequação nos próximos processos tarifários.
b) Financeiro de Bandeira Escassez Hídrica.
26. A Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidro energética (CREG), mediante a
Resolução nº 3/2021, estabeleceu a Bandeira Escassez Hídrica no valor de R$ 142,00/MWh, com aplicação
de setembro de 2021 a abril de 2022.
27. Na definição do adicional, além do custo futuro, a CREG considerou o déficit acumulado
pelas distribuidoras perante a Conta Bandeiras, valor que seria recuperado por meio das receitas de
bandeias durante a vigência da Bandeira Escassez, conforme transcrição abaixo:
Art. 1º Determinar à Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel que implemente patamar
específico de Bandeira Tarifária, denominado Bandeira Escassez Hídrica, nos termos do Decreto nº
8.401, de 4 de fevereiro de 2015, no valor de R$ 142,00/MWh (cento e quarenta e dois reais por
megawatt-hora), que inclui, além dos valores já homologados pela Aneel:
(...)
III - os custos não cobertos pela sistemática das bandeiras necessários para equilibrar receitas e
despesas ao final do ciclo vigente das Bandeiras Tarifárias.
12 Documento Sicnet nº 48581.000515/2021-00.

28. Dessa forma, a Bandeira Escassez Hídrica objetiva cobrir o déficit acumulado pelas
distribuidoras na Conta Bandeiras, de modo que esse valor não seja transferido para as tarifas, mas
recuperado durante o ciclo da bandeira escassez.
29. É consagrado que os componentes financeiros são direitos ou obrigações das
concessionárias relativos a diferenças entre receitas e despesas de itens em que a concessionária tem
direito de repasse tarifário. Eles são apurados pela ANEEL a cada período tarifário e são acrescentados ou
subtraídos dos processos tarifários ordinários.
30. No processo tarifário da DMED, conforme estabelecido no Proret, a CVA foi calculada
considerando as diferenças entre receitas e custos arcados com a aquisição da energia até a referência
de agosto de 2021. Nessa apuração, os custos foram superiores às receitas e o efeito financeiro da CVA
positivo, ou seja, uma tarifa mais elevada.
31. Ocorre que parte dos custos apurados na CVA são relativos ao déficit acumulado pela
distribuidora na Conta Bandeiras e que foram considerados na definição da Bandeira Escassez Hídrica,
que à época contemplou ações da CREG e o déficit existente.
32. Assim, com o propósito de compatibilizar esses dois modelos (bandeira escassez e CVA) e
neutralizar nos processos tarifários os custos já considerados na Bandeira Escassez Hídrica, foi adotado
tratamento excepcional nos processos tarifários de outubro de 2021 a junho de 2022, a fim de expurgar
desses processos os custos cobertos pela Bandeira Escassez Hídrica.
33. Desse modo, no processo tarifário vigente, será considerado um componente financeiro
negativo, no valor de R$ 10,7 milhões (efeito de -6,33%), conforme saldo da distribuidora frente à Conta
Bandeiras na competência de agosto de 2021, a fim de expurgar o efeito dos custos não cobertos pelas
Bandeiras e que serão recuperados durante o ciclo da Bandeira Escassez Hídrica; no processo tarifário
subsequente esse componente será revertido, devidamente atualizado pela Taxa Selic.
c) Diferimento de Saldo de Itaipu (Efeito do Decreto nº 10.665/2021):
34. Em 31 de março de 2021, foi publicado o Decreto Federal nº 10.665, de 2021, que
possibilitou, mediante prévio requerimento da distribuidora, o diferimento de pagamentos destinados à
Eletrobras, provenientes do repasse da potência contratada de Itaipu, no limite do saldo da Conta de

Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu e dos respectivos excedentes financeiros extraordinários
realizados e projetados para o período do diferimento.
35. Mediante a Carta13 CTA-DFFO – 0889/2021, a Eletrobras informou que, de acordo com o
Fluxo da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, findo em 31 de dezembro de 2020, o
resultado da Conta de Comercialização de Energia Elétrica de Itaipu, após a inadimplência, é de R$
978.000.890,10.
36. Adicionalmente, por e-mail14, o Ministério de Minas e Energia (MME) informou a ANEEL
sobre excedentes financeiros da ordem de USD 100,00 milhões (previstos para os próximos oito meses)
que poderiam ser disponibilizados na redução dos pagamentos pelas distribuidoras, nos termos do
Decreto nº 10.665, de 31 de março de 2021.
37. Por meio do Ofício15 nº 187/2021, de 9 de novembro de 2021, a DMED registrou seu
parecer quanto à utilização no atual processo tarifário do diferimento previsto no artigo 2º do Decreto nº
10.665, de 2021. O valor considerado nesta RTA foi de R$ 2.282.720,86, correspondendo à uma redução
de 1,35% no efeito tarifário médio.
38. Ressalta-se que a SGT está instruindo o processo nº 48500.001671/2021-16, por meio do
qual detalhará o cálculo e 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
Eletrobras.
39. Por fim, destaco a evolução da tarifa B1 – Residencial da Concessionária nos últimos 10
anos (65,28%), comparada com as variações do IGP-M (132,70%) e do IPCA (78,75%) no mesmo período,
conforme demonstrado no Gráfico 5.
13 Documento Sicnet nº 48513.009692/2021-00
14 Documento Sicnet nº 48581.000686/2021-00
15 Documento Sicnet nº 48513.028136/2021-00.

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
592,65
525,57
494,09 497,66 507,42
410,55 414,20
358,58 359,72 364,25 357,89
333,50
294,68 301,69
Reajuste Revisão RTE Reajuste Reajuste RTE Revisão Reajuste RTE Reajuste Reajuste Reajuste Revisão Reajuste
2011 2012 2013 2013 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2021
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
SUBVENÇÃO CDE: Descontos tarifários
40. A tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela CCEE à distribuidora no
período de competência de novembro/2021 a outubro/2022, até o 10º dia útil do mês subsequente. Esse
valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e realizados no período
de novembro/2020 a outubro/2021.
Tabela 4: Valores dos subsídios que serão repassados pela CCEE
Valor Mensal

TIPO Ajuste (R$) Previsão (R$)
(R$)

| Subsídio Carga Fonte Incentivada | 12.401 | 426.271 | 438.672 |
| --- | --- | --- | --- |
| Subsídio Geração Fonte Incentivada | 32 | 86.035 | 86.067 |
| Subsídio Água, Esgoto e Saneamento | (5.010) | 32.140 | 27.131 |
| Subsídio Rural | 3.878 | 29.807 | 33.685 |
| Total | 11.301 | 574.254 | 585.555 |

Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL.
III – DIREITO
41. O encaminhamento proposto está fundamentado nos seguintes dispositivos legais e
normativos: (i) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (ii) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; (iii) Lei

nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; e (iv) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de
Energia Elétrica nº 049/1999-ANEEL.
IV – DISPOSITIVO
42. Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.005018/2020-45, voto por EMITIR
Resolução Homologatória, conforme minuta anexa, a fim de:
(i) HOMOLOGAR o índice de Reajuste Tarifário Anual das tarifas da DMED - DME Distribuição
S.A, a vigorar a partir de 22 de novembro de 2021, que conduz ao efeito médio a ser
percebido pelos consumidores de 11,57%, sendo 9,35% para os consumidores em Alta
Tensão e 12,95% para os consumidores em Baixa Tensão, e demais encaminhamentos;
(ii) FIXAR as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD) e as Tarifas de Energia Elétrica
(TE) aplicáveis aos consumidores e usuários da DMED;
(iii) ESTABELECER os valores da receita anual referente às instalações de transmissão
classificadas como Demais Instalações de Transmissão (DIT) de uso exclusivo; e
(iv) HOMOLOGAR o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) a
ser repassado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) à DMED, de modo
a custear os descontos retirados da estrutura tarifária.
Brasília, 16 de novembro de 2021.
(Assinado digitalmente)
ELISA BASTOS SILVA
Diretora