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 
 
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. 
 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%

Gráfico 1 – Efeito para o Consumidor por Componente 
 
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
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
2,91%
-1,70%
1,82%
0,01%
2,68%
7,78%
-1,93%
11,57%
Encargos
Setoriais
Custo de
Transporte
Custo de
Energia
Receitas
Irrecuperáveis
Distribuição Componentes
Financeiros
Retirada dos
Financeiros
Anteriores
Efeito Médio
Consumidor
 Processo Anterior (R$) 
 Processo Atual 
(R$) 
 Variação 
 Participação 
no Reajuste 
 Participação 
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%
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 2 78.306 2 98.193 7,15% 0,01% 0,17%    
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 2 9.911.184 2 8.297.549 -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 4 23.225 2 50.144 -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 1 9.725.530 1 6.855.151 -14,55% -1,70% 9,42%    
Rede Básica 1 1.429.149 1 0.141.806 -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 2 21.696 9 1.399 -58,77% -0,08% 0,05%    
Custos de Aquisição de Energia 5 6.830.519 5 9.906.978 5,41% 1,82% 33,49%    
Receitas Irrecuperáveis 1 11.257 123.437,54 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 2 99.436 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 6 96 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%    
  ( 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%    

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 
distribuidora, homologada pela Resolução Homologatória3 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 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/reh20212864ti.pdf.  
4 Índice Geral de Preços do Mercado.

Gráfico 2 - Efeito por modalidade de aquisição de energia 
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. 
 
1,82%
0,73%
0,00%
-0,18%
0,22%
-0,94%
0,96%
1,00%
0,03%
Total
 CCEAR-DSP
Nova/Altern.
 CCEAR-QTD
Nova/Altern.
 Cotas
Angra I/II
 Cotas Lei nº
12.783/2013
 Itaipu
 UHE
Machadinho
 Geração
Própria
 Proinfa

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 
 
 
 
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. 
Custo de       
Distribuição
32,3%
Custo de            
Energia
33,5%
Custo de     
Transmissão
9,4%
Receitas 
Irrecuperáveis
0,1%
PROINFA
2,7%
CDE
19,7%
ESS/EER
1,1%
Outros
1,2%
Impostos
24,7%

Gráfico 4 - Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual – Com Tributos 
 
Fonte: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT/ANEEL. 
16. 
Os componentes financeiros10 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 http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2016711.pdf, revogada pela Resolução Normativa ANEEL nº 904, de 8 
de dezembro de 2020, disponível em http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2020904.pdf.  
Custo de       
Distribuição; 
21,9%
Custo de            
Energia; 
22,7%
Custo de     
Transmissão; 
6,4%
Encargos          
Setoriais; 
16,7%
Receitas 
Irrecuperáveis; 
0,0%
ICMS; 
26,4%
PIS/COFINS; 
6,0%
Tributos; 
32,3%

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

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 
 
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 
 
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 
358,58
359,72
294,68
301,69
333,50
410,55
494,09
364,25
357,89
414,20
497,66
507,42
525,57
592,65
Reajuste
2011
Revisão
2012
RTE
2013
Reajuste
2013
Reajuste
2014
RTE
2015
Revisão
2015
Reajuste
2016
RTE
2017
Reajuste
2017
Reajuste
2018
Reajuste
2019
Revisão
2020
Reajuste
2021
B1 - Residencial
IGPM
IPCA
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal 
(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

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