VOTO 
PROCESSO: 48500.001085/2016-12 
INTERESSADOS: DMED - DME Distribuição S.A 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos 
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT 
ASSUNTO: Reajuste Tarifário Anual de 2016 da DMED - DME Distribuição S.A, a vigorar a partir de 22 de 
novembro de 2016. 
I. RELATÓRIO 
1. 
A DME Distribuição S.A - DMED é concessionária1 do serviço público de distribuição de 
energia elétrica e atende cerca de 73 mil unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa 
faturamento anual da ordem de R$ 150 milhões. 
2. 
A REH nº 1.976, de 27/10/2015, homologou o resultado da quarta Revisão Tarifária Periódica 
da DMED, que representou um efeito médio tarifário de 25,04% para os consumidores da distribuidora, em 
relação às tarifas homologadas na Revisão Tarifária Extraordinária - RTE 2015. 
3. 
Em 09 de novembro de 2015, a DMED apresentou pedido de reconsideração contra a REH nº 
1.976/2015, questionando o compartilhamento das receitas oriundas da iluminação pública, por não considerar 
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 4ª  RTP considerados como componente 
financeiro a favor do consumidor.  
4. 
Na 42ª Reunião Pública Ordinária de 2016 2 , esta Diretoria indeferiu o pedido de 
reconsideração, porém, de ofício, em decorrência do aditivo contratual que alterou de 4 para 5 anos a revisão 
da distribuidora, retificou os componentes T e Pd do Fator X e dos percentuais regulatórios de perdas não 
técnicas homologados pela REH nº 1.976/2015. 
5. 
A Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 370, de 11 de novembro 
de 2016, consolidou o cálculo do reajuste de 2016 da DMED.  
6. 
No dia 11 de novembro de 2016, a SGT encaminhou, via correspondência eletrônica, as 
planilhas finais de cálculo do RTA de 2016 ao Conselho de Consumidores da DMED, conforme dispõe a 
                                                     
1  Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 49/1999-ANEEL. 
2 Despacho nº 2.929/2016 e Resolução Homologatória nº 2.169/2016.

Resolução Normativa nº 652 ANEEL, de 17 de março de 2015, que aprovou a revisão dos Submódulos 3.1, 8.2 
e 10.2 do PRORET – Procedimentos de Regulação Tarifária. 
7. 
É o relatório. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
8. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da DMED 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 1 — Efeito médio a ser percebido pelo consumidor 
 
Fonte: Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
9. 
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 retirada dos componentes financeiros estabelecidos na RTP 2015, que vigoraram até a 
data do reajuste em processamento; e  
(iii) da inclusão dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para 
compensação nos 12 meses subsequentes. 
10. 
A atualização dos custos da Parcela A e da B contribuiu para o efeito médio em -7,28%, 
composto pela redução de custos de Parcela A (-10,28%)  e pelo aumento de custos da Parcela B (3,01%).  
11. 
A retirada dos componentes financeiros considerados no processo anterior, representa uma 
redução de -8,14% no atual reajuste. 
12. 
A atualização dos componentes financeiros a serem compensandos nos 12 meses 
subsequentes contribuíram para a redução da tarifa de -13,71%. 
13. 
Desse modo, o efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, de -29,13% [-29,13% 
= -7,28% -8,14% -13,71%], constituiu a conjugação dos quatro movimentos tarifários explicitados:  
14. 
O Gráfico 1 apresenta os itens de custo que conduziram ao 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%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
 
 
-1,16%
0,12%
-9,24%
3,01%
-13,71%
-8,14%
-29,13%
Encargos
Setoriais
Custos de
Transmissão
Custos de
Aquisição de
Energia
Distribuição
Componentes
Financeiros
Efeito da
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor

15. 
A Tabela 2 apresenta os itens de custo que conduziram ao efeito médio: 
Tabela 2 - Itens de custo que conduziram ao efeito médio 
 
16. 
A tabela 2 acima nos mostra que os custos da Parcela A (composta pela soma dos custos com 
Encargos Setoriais, Transmissão e Aquisição de Energia) representam 66,16% dos custos totais da 
Concessionária e que a variação desses custos contribuiu com uma redução de -10,28 pontos percentuais na 
composição do atual índice de Reajuste Tarifário. 
17. 
Os custo dos encargos setoriais diminuiram -4,43% em comparação com os valores referentes 
ao processo tarifário anterior, contribuindo com um efeito tarifário médio de -1,16%. Destaco, principalmente, a 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-14,36%
-10,28%
66,16%
Encargos Setoriais
-4,43%
-1,16%
27,08%
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%
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 (incluindo Proinfra)
-22,39%
-9,24%
34,54%
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 - Líquido da RTE
-4,23%
CVA em Processamento - Energia comprada  - Líquido da RTE
-0,28%
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%
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%
Participação no Participação na
Variação
Reajuste Receita  
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] -14,36% -10,28% 66,16%  
Encargos Setoriais -4,43% -1,16% 27,08%  
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%
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 (incluindo Proinfra) -22,39% -9,24% 34,54%  
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 - Líquido da RTE -4,23%
CVA em Processamento - Energia comprada - Líquido da RTE -0,28%
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%
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%  

redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de recente aprovação das cotas anuais da CDE para 2016, 
conforme Resolução Homologatória no 2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para o efeito médio de -
6,28% no atual reajuste da DMED.   
18. 
Os custos de compra de energia sofreram uma redução de -22,39% em relação ao processo 
anterior, contribuindo para um efeito médio de -9,24%. Aqui destaco dois fatores que explicam essa redução: 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, também 
influenciada pela redução da cotação do dólar; e a redução do custo unitário do contrato bilateral com a UHE 
Machadinho, cujo o valor regulatório de energia foi definido na Audiência Pública nº 066/2016.  
19. 
O Gráfico 2 apresenta o efeito por modalidade de compra de energia. Já a Tabela 3 exibe a 
variação dos montantes e do custo com compra de energia em relação ao processo anterior. 
Gráfico 2: Efeito por modalidade de aquisição de energia. 
 
 
Tabela 3 – Detalhamento da compra de energia 
 
-9,24%
0,18%
0,07%
-2,96%
0,41%
-0,50%
0,12%
-7,06%
0,49%
Total
 Existente - CCEAR-DSP
 Existente - CCEAR-QTD
 Bilateral
 Cota Angra I e Angra II
 Cotas Lei n º 12.783/2013
 Geração Própria
 Itaipu
Proinfra
Tipo de contrato
Processo A-1
Processo atual
Variação
Processo A-1
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
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%
Cotas Lei n º 12.783/2013
63.004,27
88.874,58
41,06%
35,82
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%
322,93
375,38
16,24%
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%
170,06
132,30
-22,2%
Montante de energia (MWh)
Custo unitário (R$/MWh)
0,18% 0,07% 0,41% 0,12% 0,49%
-0,50%
-2,96%
-7,06%
-9,24%
la to T P S D -R A E C C - e tn D T Q -R A E C C - e tn la re ta liB II a rg n A e I a rg n A 3 1 0 2 /3 8 7 .2 1 º n ie a irp ó rP o ã ç a re G u p ia tI a rfn io rP
e ts e ts a to L s
ix E ix E C a to
C  0,18% 0,07% 0,41% 0,12% 0,49%
  -0,50%
-2,96%
-7,06%
-9,24%
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)  
Tipo de contrato  Processo A-1 Processo atual Variação  Processo A-1 Processo atual Variação  
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Bilateral
Cota Angra I e Angra II
Cotas Lei n º 12.783/2013
Geração Própria
Itaipu
Proinfa  3.083,31 3.654,67 18,53%
4.019,72 4.764,61 18,53%
93.171,09 110.855,78 18,98%
14.875,87 17.268,31 16,08%
63.004,27 88.874,58 41,06%
77.232,41 91.795,00 18,86%
86.155,61 99.616,73 15,62%
8.809,46 10.183,19 15,59%  212,29 296,63 39,73%
201,00 222,45 10,67%
149,49 105,09 -29,70%
162,09 206,29 27,27%
35,82 65,02 81,53%
111,44 123,52 10,84%
326,47 178,31 -45,38%
322,93 375,38 16,24%  
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%  170,06 132,30 -22,2%  
      

20. 
A tabela 2 mostra também que os custos da Parcela B representam 33,84% dos custos totais 
da Concessionária e que seu incremento de 10,59% contribuiu com 3,01% do total do efeito médio a ser 
percebido pelos consumidores. 
21. 
Para a atualização da Parcela B, considerou-se a variação acumulada do IGP-M entre outubro 
de 2015 e outubro de 2016, de 10,84%, subtraída do Fator X, de 0,25% , resultando no fator de atualização da 
Parcela B de 10,59%. 
22. 
No cálculo do Fator X, foram considerados os componentes Pd e T definidos na última Revisão 
Tarifária da DMED, de 1,18% e 0,17%, respectivamente. Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre 
a vigência do reajuste anterior (outubro/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%. 
23. 
Já o componente Q do Fator X foi calculado considerando os pesos dos indicadores DEC e 
FEC, resultando no percentual de -1,20%. 
24. 
Os Gráficos 3 e 4 apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da 
receita da Distribuidora (sem e com tributos), explicitando a proporção da fatura de energia elétrica que se 
destina ao ressarcimento dos custos incorridos no pagamento: 
a) 
Da geração (compra de energia); 
b) 
Da transmissão e da distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), 
de depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; e 
c) 
Dos encargos setoriais3 e dos tributos4. 
 
 
                                                     
3  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. 
4 Na construção do segundo Gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela 
Concessionária, utilizadas as alíquotas médias nominais de 24% para o ICMS e de 7,5% para o PIS/COFINS, incidentes sobre a 
fatura, contendo os tributos na base de cálculo, conforme fixado na legislação pertinente, o que representa a majoração de 45,97% 
(por fora) sobre o valor da conta de energia elétrica sem esses tributos na base de cálculo. 
Custo de       
Distribuição
33,8%
Custo de            
Energia
31,8%
Custo de     
Transmissão
4,5%
Encargos          
Setoriais
29,8%

Gráfico 3 – Composição da receita sem tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL. 
 
 
Gráfico 4 – Composição da receita com tributos 
Fonte: Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL. 
. 
25. 
Quanto aos componentes financeiros5 a serem recuperados no próximo período tarifário, 
destaca-se o saldo da CVA de energia que representou um repasse de R$ 1.733.188,71, com efeito no atual 
reajuste de 1,15% e o saldo a Compensar da CVA de Energia, com efeito de -11,42%. Quando se inclui o efeito 
da reversão do financeiro concedido na RTE a título de cobertura para compra de energia, no valor de -1,43%, 
o efeito agregado de itens relativos à CVAENERGIA ficou em -11,7%; 
26. 
A Superintendência destacou, ainda, que a receita proveniente da aplicação dos adicionais das 
Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que fora deduzida dos totais 
apurados de CVAENERGIA e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da DMED não sofresse aumento 
adicional médio de 8,1% 
27. 
A Tabela 4 resume os componentes financeiros considerados no processo de reajuste da 
DMED: 
Tabela 4 – Componentes Financeiros 
                                                     
5 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. 
Custo de       
Distribuição
23,2%
Custo de            
Energia
21,8%
Custo de     
Transmissão
3,1%
Encargos          
Setoriais
20,4%
ICMS 24,0%
PIS/COFINS 7,5%
Tributos
31,5%

Fonte: Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
28. 
A SGT destacou, na Nota Técnica nº 370, de 11 de novembro de 2016, que o efeito médio a 
ser percebido pelos consumidores da DMED, de -29,13% contribuiu para que a tarifa B1-Residencial da 
Concessionária evoluísse nos últimos 9 anos abaixo da variação do IGP-M (81,75%) e do IPCA (76,48%) no 
mesmo período, conforme demonstrado no Gráfico 5. 
 
 
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%
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%  

Gráfico 5 – Evolução da tarifa B1-Residencial 
 
29. 
Quanto à subvenção da CDE para descontos tarifários6, o montante mensal de recursos da 
CDE a ser repassado pela Eletrobras a cada distribuidora, deve ser homologado pela ANEEL. Para definir os 
valores mensais a serem repassados durante 2016, utilizou-se o mercado considerado no respectivo processo 
tarifário e a diferença entre as tarifas com e sem descontos resultantes do mesmo processo.  
30. 
Assim, o valor mensal a ser repassado pelas Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobrás à 
DMED, em relação às competências entre novembro/2016 a outubro/2017, é de R$ 605.035,07. Esse valor já 
inclui o ajuste da diferença entre os valores previstos e os realizados entre outubro/2015 e outubro/2016. 
III. DIREITO 
31. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
b) Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002; 
                                                     
6 Nos termos do inciso VII do art. 13 da Lei nº 10.438/2002, com redação dada pela Lei nº 12.839/2013, e do Decreto nº 7.891/2013, 
a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, além das demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos seguintes usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica: 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. 
337,52
316,41
304,00
306,42
306,42
359,72
301,69
333,50
410,55
410,55
494,09
364,25
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                
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
400,00
450,00
500,00
550,00
600,00
650,00
Tarifa B1 Residencial
Variação IGPM
Variação IPCA
Tarifa B1 Residencial    
  Tarifa B1 Residencial  
  Variação IGPM  
    
  Variação IPCA  494,09
441100,,5555    
359,72    
333,50
7,52 306,42    
301,69
316,41 304,00 306,42    
    
    

c) Lei nº 12.111, de 9 de dezembro de 2009; 
d) Decreto nº 7.246, de 28 de julho de 2010; 
e) Decreto nº 7.945, de 7 de março de 2013; e 
f) Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 49/1999-
ANEEL. 
IV. DISPOSITIVO 
32. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.001085/2016-12, voto pela emissão 
de resolução homologatória como a minuta anexa, a fim de: 
a) Homologar o índice de reajuste tarifário anual das tarifas da DMED - DME Distribuição 
S.A, a vigorar a partir de 22 de novembro de 2016, que conduz ao efeito médio a ser percebido 
pelos consumidores de -29,13%, sendo -32,07% para os consumidores em alta tensão e -
26,83% para os consumidores em baixa tensão; 
b) Fixar as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD e as Tarifas de Energia 
Elétrica – TE aplicáveis aos consumidores e usuários da DMED; 
c) 
Estabelecer o valor da receita anual referente às instalações de transmissão classificadas 
como Demais Instalações de Transmissão – DITs de uso exclusivo;  
d) Aprovar os valores da previsão anual do Encargo de Serviços do Sistema – ESS e do 
Encargo de Energia de Reserva – EER; e 
e) Homologar em o valor mensal de recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – 
CDE a ser repassado pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras à DMED, de modo a 
custear os descontos retirados da estrutura tarifária; 
 
Brasília, 22 de novembro de 2016. 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor