VOTO 
 
 
PROCESSO: 48500.006192/2014-67 
 
INTERESSADO: DME Distribuição S.A. – DMED. 
 
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos. 
 
RESPONSÁVEL: Diretoria - DIR. 
 
ASSUNTO: Pedido de Reconsideração interposto pela DME Distribuição S.A. – DMED em face da 
Resolução Homologatória nº 1.976/2015, que homologou o resultado da Quarta Revisão Tarifária, as Tarifas 
de Energia – TEs e as Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição – TUSDs da Recorrente, e deu outras 
providências. 
 
 
 
I – RELATÓRIO 
 
 
A Quarta Revisão Tarifária Periódica – RTP da DME Distribuição S.A. – DMED foi aprovada 
pela Diretoria da ANEEL por meio da Resolução Homologatória - REH n° 1.976, de 27/10/2015. 
 
2. 
Em 09/11/2015, tempestivamente1, a DMED, protocolou Pedido de Reconsideração em face 
da referida Resolução.  
 
3. 
Em 16/11/2015, o processo foi a mim distribuído para análise do pedido de reconsideração, 
sendo encaminhado à Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, para manifestação. 
 
4. 
O Conselho de Consumidores da DMED, o CONCCEL2, também se manifestou a respeito 
do Pedido de Reconsideração interposto pela empresa por meio da Carta SECC n° 39/2015, de 16/12/2015. 
 
5. 
Em dezembro de 2015, em processo conduzido pelo Ministério de Minas e Energia - MME, 
foi assinado o Sexto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 49/1999, tendo por objeto formalizar a 
prorrogação da concessão pelo período de 30 anos.  A assinatura do Termo Aditivo implicou na alteração 
do ciclo tarifário de quatro para cinco anos, além de ter modificado a data de aniversário contratual. 
 
6. 
Em 03/11/2016, por meio da Nota Técnica - NT nº 363/2016-SGT/ANEEL, a SGT se 
manifestou sobre o Pedido de Reconsideração apresentado e apresentou proposta de retificação, de ofício, 
do resultado da Quarta Revisão Tarifária Periódica da DMED em razão da prorrogação da concessão. 
 
7. 
É o relatório. 
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
                                                     
1 A REH n° 1.976/2015 foi publicada em 28/10/2015 (quarta-feira), tendo o prazo recursal terminado em 07/11/2015 (sábado), 
sonde estendido até o primeiro dia útil, 09/11/2015 (segunda-feira), data em que o pedido de reconsideração foi protocolado. 
2 Conselho de Cidadãos Consumidores de Energia Elétrica de Poços de Caldas.

8. 
Em seu pedido de reconsideração a DMED requer que a receita obtida com a prestação do 
serviço de iluminação pública não seja parcialmente revertida para a modicidade tarifária. 
 
9. 
Sobre o assunto, o compartilhamento de receitas decorrentes da prestação de serviço que 
não apenas o de distribuição de energia está previsto na legislação e resoluções setoriais, bem como nos 
contratos de concessão das distribuidoras. O Submódulo 2.7 do PRORET, que regulamenta esse tema, 
dispõe que as Outras Receitas podem ser classificadas em duas categorias, de acordo com sua natureza: 
(i) receitas inerentes ao serviço de distribuição de energia elétrica, e (ii) receitas de outras atividades 
empresariais, sejam elas atividades acessórias próprias ou atividades acessórias complementares 
 
10. 
Dentre as atividades acessórias complementares, que são aquelas que se caracterizam 
como atividade não regulada e cuja prestação está relacionada à fruição do serviço público de distribuição 
de energia elétrica, podendo ser prestada tanto pela distribuidora quanto por terceiros, está elencada a 
atividade objeto deste recurso.  
 
11. 
No item 3.3 do referido Submódulo, está definido que o compartilhamento das receitas 
decorrentes das atividades acessórias complementares será de 60% da receita bruta, ou seja, essa parcela 
da receita será destinada à modicidade tarifária e a parcela restante de 40% é destinada à concessionária. 
 
12. 
No pedido de reconsideração, a DMED argumenta que o regulamento “foi aplicado para 
realização da 4ª RTP sem se atentar para as especificidades dessa concessionária, que consiste em uma 
empresa pública, de capital fechado, integrante da administração pública indireta municipal, ou seja, 
pertencente unicamente ao Município de Poços de Caldas’.  
 
13. 
De acordo com a concessionária, atendendo ao comando legal da ANEEL, transferiu em 
2011 todos os ativos de iluminação pública para a Prefeitura Municipal, e que realiza “em cumprimento ao 
disposto nos art. 6º e 7º da Lei Municipal nº 7.742/2002 (...) e ao Termo de Convênio nº 045/2012 (...), a 
prestação de serviço de implantação e manutenção da iluminação pública. E segundo o comando desses 
instrumentos normativos, a DMED deverá apenas recuperar as despesas, oriundas dessas atividades”. 
 
14. 
Assim, a DMED afirma que contratou uma empresa terceirizada para a prestação do serviço 
e que os custos para essa prestação são controlados por meio de Ordens de Serviço (ODS).  Mensalmente, 
a concessionária realiza o encerramento das ODS, efetuando apenas “(...) uma recuperação de despesas, 
levando a débito da conta CIP, consoante determinado no Termo de Convênio firmado pelas partes”. 
 
15. 
Alega a empresa que a contabilização dessa receita é realizada conforme determinado pelo 
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), item 7.2.178, transcrita abaixo: 
 
Debita-se a conta 112.51.2 – Outros 
Credita-se: 611.0x.x.9.11 Renda de Prestação de Serviços 
Conta - Código: 611.0X.X.9.11 Título: Renda da Prestação de Serviços 
 
16. 
Desta maneira, a concessionária argumenta que como a operação transita pela conta 
“outras receitas”, a SGT aplicou a metodologia, estabelecida no PRORET, de capturar 60% da receita com 
a prestação do serviço de iluminação pública para a modicidade tarifária, sem levar em consideração as 
particularidades apresentadas por ela, de que os valores que transitam nessa conta se referem somente à 
despesas. Dessa forma, a DMED argumenta que não aufere nenhum lucro com a operação, “(...) sendo 
apenas gestor do contrato de prestação de serviços, inexistindo, portanto, qualquer relação comercial ou 
econômica entre as partes”.

17. 
De acordo com a empresa, o prejuízo causado a ela seria da ordem de R$ 1,2 milhões 
anuais, o que representaria 9% da remuneração do capital investido por ela, “(...) podendo acarretar inclusive 
um desequilíbrio financeiro do contrato de concessão”.  
 
18. 
Em análise do recurso, a SGT destacou que há exceções a esse compartilhamento de 60% 
da receita decorrente das atividades acessórias complementares, listadas no item 3.3 do Submódulo 2.7, 
porém nenhuma diz respeito a prestação de serviço de iluminação pública. Segundo a Superintendência, o 
referido Submódulo não prevê nenhuma exceção a aplicação da regra para qualquer tipo de distribuidora, 
seja ela controlada pelo poder público ou não.  
 
19. 
Desta maneira, do ponto de vista técnico, entende a SGT que não há como aplicar uma 
regra diferente para o DMED sem que haja alteração no PRORET. Assim, mesmo que a empresa não tenha 
lucro com a prestação do serviço de iluminação pública, a receita auferida deve ser compartilhada com os 
consumidores. 
 
20. 
Adicionalmente, a SGT salientou que o entendimento da DMED quanto à motivação para a 
reversão para a modicidade tarifária das receitas auferidas com a atividade acessória de iluminação pública 
é equivocada. A empresa dá a entender que para a reversão para a modicidade seria necessário embutir 
um lucro nos valores cobrados, de maneira a compensar a parcela da receita que é revertido para a 
modicidade tarifária, segundo metodologia do Submódulo 2.7 do PRORET. 
 
21. 
Na realidade, a razão para a reversão é que os custos operacionais nas tarifas, bem como 
os de custos de capital reconhecidos, já proveem, em grande medida, a infraestrutura necessária para a 
prestação das atividades acessórias pela concessionária, em especial, o de prestação de serviço de 
iluminação de pública.  
 
22. 
Assim, independentemente de o serviço ser prestado por empresa terceirizada ou da 
empresa ter embutido lucro ou não no valor cobrado da Prefeitura, a razão para a reversão para a 
modicidade tarifária decorre pelo fato dos custos cobertos nas tarifas já permitirem a empresa prestar esse 
serviço sem um aumento significativos de despesas. Desse modo, não há que se falar em prejuízo para a 
concessionária com a reversão para modicidade tarifária. 
 
23. 
Ressalta-se ainda que essa lógica não é alterada quando os custos cobertos nas tarifas não 
correspondem aos custos reais da distribuidora. A metodologia de definição dos custos operacionais 
regulatórios, por exemplo, estabelece o método de comparação por benchmarking para a definição do nível 
eficiente dos custos operacionais que serão reconhecidos nas tarifas. A identificação do nível eficiente é 
obtida pela comparação entre as distribuidoras levando-se em consideração as características de cada 
concessionária. A partir dessa análise é estabelecido um intervalo de custos operacionais regulatórios que 
serve de parâmetro para os valores que serão estabelecidos ao longo do ciclo tarifário. Assim, os custos 
operacionais regulatórios não são, necessariamente, os custos reais da distribuidora.  
 
24. 
No entanto, os custos continuam sendo dimensionados para a adequada prestação do 
serviço de distribuição, o que incluem a infraestrutura necessária para a prestação das atividades 
acessórias, razão pela qual parte dessas receitas é revertido para a modicidade tarifária. 
 
25. 
Em sua manifestação, o Conselho de Consumidores discorda dos argumentos 
apresentados pela DMED no pedido de reconsideração, afirmando que a relação entre a DMED e a 
Prefeitura Municipal, sua única acionista, é muito particular, pois ela presta serviços que vão além da 
iluminação pública. Em razão disso, além do indeferimento do pedido de reconsideração, o Conselho e

Consumidores solicita uma fiscalização da ANEEL para verificação de supostos problemas apontados na 
prestação de serviços e fornecimento de materiais pela DMED à Prefeitura de Poços de Caldas-MG.  
 
26. 
A respeito dos argumentos trazidos pelo Conselho de Consumidores, a SGT avaliou que os 
custos com os supostos serviços prestados pela concessionária à Prefeitura compõem o custo operacional 
real da concessionária. Como, no caso específico da DMED, a cobertura tarifária de custos operacionais 
representa cerca de 50% do custo operacional real, a SGT avaliou não ser necessária a realização de ação 
fiscalizatória extraordinária, tendo em vista que a análise comparativa por benchmarking já sinalizou que 
parte significativa dos custos não deve ser repassado às tarifas.  
 
27. 
Desse modo, acolho a recomendação da SGT e a manifestação do Conselho de 
Consumidores, no sentido de negar provimento ao pedido de reconsideração apresentado pelo DMED. 
Contudo, não verifico necessidade de determinar ação extraordinária de fiscalização na concessionária. 
 
28. 
Além da análise do Pedido de Reconsideração, a SGT propôs na NT nº 363/2016-
SGT/ANEEL que a Diretoria promova, de ofício, algumas alterações no resultado da quarta revisão tarifária 
da DMED realizado em 2015, em decorrência das alterações realizadas quando da prorrogação da 
concessão. 
 
29. 
Mais especificamente, em decorrência da ampliação de quatro para cindo anos do período 
entre revisões tarifárias a próxima revisão tarifária do DMED ocorrerá em 2019 e não mais em 2018. Assim, 
faz-se necessária a prorrogação da vigência do componente Pd e a retificação do valor do componente T 
do Fator X. 
 
30. 
O componente Pd a ser aplicado nos reajustes tarifários de cada concessionária é definido 
a partir da produtividade média do setor de distribuição e do crescimento médio do mercado faturado e do 
número de unidades consumidoras da concessionária entre a atual revisão tarifária e a do 3CRTP. Desse 
modo, o valor do componente Pd do Fator X independe da quantidade de anos do ciclo tarifário, fazendo-se 
necessário somente a prorrogação da vigência desse componente para o ano de 2019. Por sua vez, o 
componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais 
regulatórios e depende do número de anos até a próxima revisão tarifária. 
 
31. 
Além disso, o referencial regulatório para as Perdas Não Técnicas é redefinido a cada 
revisão tarifária e pode se dar na forma de uma trajetória decrescente, reconhecendo-se um nível menor de 
perdas não técnicas a cada reajuste tarifário, ou na forma de uma meta fixa, em que o nível de perdas não 
técnicas reconhecido nas tarifas, sempre referenciado em termos de perdas não técnicas sobre o mercado 
de baixa tensão, se mantém constante ao longo do ciclo tarifário.  
 
32. 
Seguindo as regras dispostas no Submódulo 2.6 do PRORET, definiu-se para DMED o 
ponto de partida de perdas não técnicas em 1,06 % sobre o mercado de baixa tensão faturado. Para o último 
reajuste tarifário anterior a próxima revisão tarifária, definiu-se o percentual de 0,77% sobre o mercado de 
baixa tensão faturado (correspondente a 2,5% sobre o mercado de baixa tensão medido). Ocorre que com 
a modificação de anos do ciclo tarifário de 4 para 5 anos, a velocidade de redução em cada ano deve sofrer 
um pequeno decréscimo.  
 
33. 
Reunindo esses efeitos, o resultado ajustado da quarta revisão tarifária da DMED, com 
vigência a partir de 28/10/2015, já considerando o ciclo tarifário de 5 anos, é resumido a seguir:

a) reposicionamento tarifário de 13,05%3; 
b) 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 
c) perdas de energia na rede de distribuição detalhadas na Tabela 1: 
   
Tabela 1 – Perdas Regulatórias 
 
 
 
Reajuste 
2016 
Reajuste 
2017 
Reajuste 
2018 
Reajuste 
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% 
 
34. 
Já a Tabela 2 apresenta as alterações na receita requerida da DMED decorrentes da 
consideração do novo número de anos do ciclo tarifário.  
 
Tabela 2 – Comparativo de receita requerida 
 Diferença 
Receita 
Requerida 
 Variação 
 ImpactoRevisão - 
Anterior 
 Impacto Revisão -
Final 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
5.144,07
11,87%
8,78%
8,78%
Encargos Setoriais
301,46
37,14%
8,44%
8,44%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
66,13
-10,36%
-0,02%
-0,02%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
3,79%
0,62%
0,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
4,25%
0,05%
0,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
-
7,11%
7,11%
Compensação financeira - CFURH
7,10%
0,01%
0,01%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
33,28%
0,63%
0,63%
PROINFA
2,86%
0,05%
0,05%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
235,33
-1,93%
-0,02%
-0,02%
ONS
-
-
-
Custos de Transmissão
0,00
-17,62%
-0,84%
-0,84%
Rede Básica
-27,77%
-0,81%
-0,81%
Rede Básica Fronteira
-23,39%
-0,22%
-0,22%
MUST Itaipu
21,40%
0,12%
0,12%
Transporte de Itaipu
35,25%
0,08%
0,08%
Conexão
-8,85%
-0,01%
-0,01%
Custos de Aquisição de Energia
4.842,61
2,53%
1,18%
1,18%
PARCELA B
18.624,67
16,33%
4,25%
4,26%
Custos Operacionais
18.534,50
-0,97%
-0,14%
-0,13%
Anuidades
29,08%
0,58%
0,58%
Remuneração
76,13
39,81%
2,76%
2,76%
Depreciação
45,98%
1,58%
1,58%
Receitas Irrecuperáveis
14,04
-19,59%
-0,04%
-0,04%
Outras Receitas
76,02%
-0,61%
-0,61%
Ajuste Investimentos 2CRTP
-100,00%
0,13%
0,13%
RT considerando a varição tarifária da RTE
23.768,74
13,03%
13,05%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
15,07%
15,07%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-3,06%
-3,06%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
25,04%
25,06%
 
 
35. 
Conforme verificado, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores mudou de 25,04% 
para 25,06%. Na NT nº 363/2016-SGT/ANEEL, a SGT apresenta em maior detalhe as diferenças de receita 
apresentadas na tabela 2, referentes aos itens das Parcelas A e B.   
                                                     
3 Lembrando que na revisão tarifária de 2015, além dos custos das Parcelas A e B contidos nas tarifas, haviam sido acrescidos 
os custos decorrentes da Revisão Tarifária Extraordinária - RTE de 2015, mediante componente financeiro.
  Reajuste
2016  Reajuste
2017  Reajuste
2018  Reajuste
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%
Diferença
ImpactoRevisão - Impacto Revisão -
Receita Variação
Anterior Final
Requerida
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia] 5.144,07 11,87% 8,78% 8,78%
Encargos Setoriais 301,46 37,14% 8,44% 8,44%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE 66,13 -10,36% -0,02% -0,02%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO) 3,79% 0,62% 0,62%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013) 4,25% 0,05% 0,05%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR) - 7,11% 7,11%
Compensação financeira - CFURH 7,10% 0,01% 0,01%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER 33,28% 0,63% 0,63%
PROINFA 2,86% 0,05% 0,05%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol. 235,33 -1,93% -0,02% -0,02%
ONS - - -
Custos de Transmissão 0,00 -17,62% -0,84% -0,84%
Rede Básica -27,77% -0,81% -0,81%
Rede Básica Fronteira -23,39% -0,22% -0,22%
MUST Itaipu 21,40% 0,12% 0,12%
Transporte de Itaipu 35,25% 0,08% 0,08%
Conexão -8,85% -0,01% -0,01%
Custos de Aquisição de Energia 4.842,61 2,53% 1,18% 1,18%
PARCELA B 18.624,67 16,33% 4,25% 4,26%
Custos Operacionais 18.534,50 -0,97% -0,14% -0,13%
Anuidades 29,08% 0,58% 0,58%
Remuneração 76,13 39,81% 2,76% 2,76%
Depreciação 45,98% 1,58% 1,58%
Receitas Irrecuperáveis 14,04 -19,59% -0,04% -0,04%
Outras Receitas 76,02% -0,61% -0,61%
Ajuste Investimentos 2CRTP -100,00% 0,13% 0,13%
RT considerando a varição tarifária da RTE 23.768,74 13,03% 13,05%

Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 15,07% 15,07%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior -3,06% -3,06%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 25,04% 25,06%

III – DIREITO  
 
36. 
O presente voto tem amparo legal considerando: (a) o art. 3° da Lei nº 9.427, de 26 de 
dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004; (b) o art. 21 do 
Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997; (c) o Contrato de Concessão nº 49/1999; e (d) o 
Submódulo 2.7 do PRORET. 
 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
37. 
Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.006192/2014-67, voto por: 
 
(i) Conhecer e, no mérito, negar provimento ao Pedido de Reconsideração interposto pela 
DME Distribuição S.A. em face da Resolução Homologatória nº 1.976/2015, que homologou 
o resultado da Quarta Revisão Tarifária da concessionária; 
 
(ii) De ofício, retificar valor do componente Pd e T do Fator X, e percentual de perdas não 
técnicas determinados na referida Resolução Homologatória, conforme minuta de resolução 
em anexo, com a consequente consideração de componente financeiro de R$ 23.768,74 
(vinte e três mil, setecentos e sessenta e oito reais e setenta e quatro centavos), a preços 
de outubro de 2015, no próximo reajuste tarifário da concessionária.  
 
Brasília, 08 de novembro de 2016. 
 
 
REIVE BARROS DOS SANTOS 
Diretor