48581.003219/2016-00 
 Nota Técnica n° 370/2016-SGT/ANEEL 
 
Em 11 de novembro de 2016. 
 
 
 
 
 
Processo: 48500.001085/2016-12 
 
 
Assunto: Homologação das Tarifas de Energia – TE e 
das Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição – 
TUSD referentes à DMED - DME Distribuição S.A e 
demais providências pertinentes ao seu Reajuste 
Tarifário Anual de 2016. 
 
I. DO OBJETIVO 
 
1. 
Apresentar o detalhamento do Reajuste Tarifário Anual de 2016 da DMED - DME 
Distribuição S.A, vigente a partir de 22 de novembro de 2016, calculado em conformidade com as 
disposições legais e normativas pertinentes e segundo as regras estabelecidas na Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão de Distribuição nº 49/1999 e os seus termos aditivos. 
 
 
II. DOS FATOS 
 
2. 
A DMED, sediada na cidade de Poços de Caldas - MG, atende aproximadamente 73 mil 
unidades consumidoras, cujo consumo de energia elétrica representa um faturamento anual na ordem de 
R$ 150 milhões. 
 
Tabela 1: Unidades Consumidoras e consumo mensal 
 
 
 
Fonte: SAMP - competência setembro/2016 
 
Classe de Consumo
Nº de Unidades 
Consumidoras1
Consumo de 
Energia (MWh)
Participação no 
Consumo (%)
Residencial
65.755
                           
10.280
                       
25,9%
Industrial
355
                                
19.207
                       
48,4%
Comercial
5.616
                             
6.197
                         
15,6%
Rural
728
                                
566
                            
1,4%
Iluminação Pública
10
                                  
1.605
                         
4,0%
Poder Público
441
                                
550
                            
1,4%
Serviço Público
101
                                
1.166
                         
2,9%
Demais classes
18
                                  
91
                              
0,2%
Total 
73.024
                           
39.663
                       
100%

Fls. 2 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
3. 
Em 09/11/2015, a distribuidora protocolou pedido de reconsideração referente ao processo 
de revisão tarifária de 2015, questionando item relativo ao compartilhamento das receitas oriundas da 
iluminação pública (Submódulo 2.7 do PRORET – Outras Receitas), que não considera especificidades de 
sua área de concessão. Adicionalmente, o Conselho de Consumidores do DMED, CONCCEL, também se 
manifestou sobre o pedido de reconsideração, solicitando a manutenção dos valores compartilhados de 
iluminação pública e o recálculo dos valores da 4 CRTP considerados como financeiro a favor do 
consumidor.  
 
4. 
Em 2/05/2016, a SGT solicitou1 as informações em relação ao processo de reajuste tarifário 
da distribuidora às áreas técnicas responsáveis (SFF e SRM). 
 
5. 
Em 10/10/2016, a SGT recebeu o Memorando n° 546/2016-SFF/ANEEL, com os valores 
fiscalizados do saldo da CVA da concessionária referente ao processo tarifário de 2015. 
 
6. 
Em 13/10/2016, a SGT realizou reunião com os representantes da distribuidora, prestando 
os esclarecimentos cabíveis acerca da metodologia do reajuste tarifário anual, além de apresentar os prazos 
a serem observados para entrega de informações e documentos. 
 
7. 
Em 26/10/2016, a Distribuidora, por meio da Carta nº DS-623/20162, encaminhou à ANEEL 
pleito para o Reajuste Tarifário Anual de 2016. 
 
8. 
Em 8/11/2016, a Diretoria Colegiada da ANEEL decidiu negar provimento ao pedido de 
reconsideração interposto pela DMED contra Resolução Homologatória n. 1.976, de 2015 e pela retificação, 
de ofício, do valor do componente Pd e T do Fator X, e percentual de perdas não técnicas determinados 
pela mesma Resolução e consequente consideração de componente financeiro de R$ 23.768,74, a preços 
de outubro de 2015, no próximo reajuste tarifário da concessionária. 
 
9. 
Em 9/11/2016, segundo o Cadastro de Inadimplentes administrado pela Superintendência 
de Administração e Finanças - SAF, a DMED encontra-se adimplente com suas obrigações intrassetoriais, 
o que possibilita o reajuste de seus níveis de tarifas, haja vista o disposto no art. 10 da Lei n° 8.631, de 
04/03/1993, com redação dada pela Lei n° 10.848, de 15/03/2004. 
 
II.1. Precedentes 
 
II.1.1. Aspectos Contratuais 
 
10. 
Em 24/6/1999 foi firmado o Contrato de Concessão nº 49/1999 entre a União, por intermédio 
da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, e a DMED - DME Distribuição S.A. Esse contrato, que 
tem por objeto a regulação da exploração de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, estabelece 
na Cláusula Sétima, a periodicidade anual do reajuste de tarifas de energia elétrica da concessionária, 
mediante aplicação de fórmula específica. 
                                                        
 
1 Memorando nº 166/2016-SGT/ANEEL e Memorando nº 165/2016-SGT/ANEEL. 
2 Documento SIC nº 48513.027677/2016-00.

Fls. 3 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
11. 
Em 25/5/2005 foi assinado o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o qual dá 
nova redação à sua Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para atender às 
condições de eficácia constante do § 2º dos arts. 36 e 43 do Decreto nº 5.163, de 30/72004. 
 
12. 
Em 13/4/2010, foi assinado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, dando 
nova redação à Cláusula Sétima – Tarifas Aplicáveis na Prestação dos Serviços, para alterar os 
procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, no sentido de eliminar o efeito tarifário causado 
pela metodologia de reajuste originalmente prevista no contrato e assegurar a neutralidade dos custos da 
Parcela “A”, relativos aos encargos setoriais especificados em Subcláusula própria do referido aditivo. 
 
13. 
Por fim, em 09/12/2015, foi firmado o Sexto Termo Aditivo referente à renovação do 
Contrato de Concessão nº 49/1999 nos termos do Decreto nº 8.461, de 2/6/2015, que regulamentou a 
prorrogação das concessões de distribuição de energia elétrica de que trata o art. 7º da Lei nº 12.783, de 
11/01/2013, com alteração de data de aniversário contratual de 28 de outubro para 22 de novembro. 
 
 
II.1.2. Aspectos Metodológicos 
 
14. 
No Sexto Termo Aditivo, que tratou da renovação dos Contratos de Concessão, constou da 
Subcláusula Quinta da Cláusula Sexta que: “No primeiro reposicionamento tarifário posterior à assinatura 
do contrato serão aplicadas as regras de reajuste tarifário e revisão tarifária previstas no Contrato de 
Concessão anterior da DISTRIBUIDORA”. Assim, no processo tarifário de 2016 da DMED observou-se a 
metodologia de cálculo prevista nos contratos de concessão originais. 
 
15. 
Quando da assinatura do Contrato de Concessão, a empresa reconheceu que o nível 
tarifário vigente, ou seja, as tarifas definidas na estrutura tarifária da empresa, em conjunto com os 
mecanismos de reajuste e revisão tarifária estabelecidos nesse contrato, são suficientes para a manutenção 
do seu equilíbrio econômico-financeiro. Isso significa reconhecer que a receita anual é suficiente para cobrir 
os custos operacionais incorridos na prestação do serviço adequado e remunerar o capital investido, na 
medida em que as regras de reajuste têm a finalidade de preservar, ao longo do tempo, o equilíbrio 
econômico-financeiro inicial do contrato.  
 
16. 
Segundo descrito na Subcláusula Quinta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, 
preservada em seus termos aditivos, a receita inicial da concessionária (RA0) é composta da Parcela A 
(VPA) e da Parcela B (VPB). A Referida Receita Anual é calculada considerando-se as tarifas econômicas 
homologadas na “Data de Referência Anterior (DRA)” e o “Mercado de Referência”, não incluindo tributos, 
componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico, nem receitas oriundas de ultrapassagem e 
contratação de reserva de capacidade. 
 
17. 
Em cumprimento ao contrato de concessão, a ANEEL aplica o reajuste tarifário anual, 
exceto no ano da Revisão Tarifária Periódica, conforme esquema abaixo:

Fls. 4 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
 
18. 
Dessa forma, as novas tarifas são calculadas na Data do Reajuste em Processamento 
(DRP) mediante a aplicação sobre as tarifas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) do Índice 
de Reajuste Tarifário Anual (IRT) médio, assim definido na Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do 
Contrato de Concessão: 
 
0
0
1
RA
X)
(IVI
 x 
VPB
VPA
IRT



 
onde: 
 
Mercado de Referência - como mercado de energia garantida da CONCESSIONÁRIA, nos doze meses 
anteriores ao reajuste em processamento; 
 
VPA1 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na DRP e a energia comprada em função 
do “Mercado de Referência; 
 
RA0 - Receita Anual, calculada considerando-se as tarifas homologadas na DRA e o “Mercado de 
Referência”, não incluindo o ICMS; 
 
VPB0 - Valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior”, e o 
“Mercado de Referência”, calculado da seguinte forma: 
 
VPB0 = RA0 - VPA0 
onde: 
 
VPA0 - Valor da Parcela A considerando-se as condições vigentes na “Data de Referência Anterior” e a 
energia comprada em função do “Mercado de Referência”; 
 
IVI - Número índice obtido pela divisão dos índices do IGPM da Fundação Getúlio Vargas, ou do índice que 
vier a sucedê-lo, do mês anterior à data do reajuste em processamento e o do mês anterior à “Data de 
Referência Anterior”. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, a ANEEL estabelecerá novo índice a 
ser adotado; e 
 
X - Número índice definido pela ANEEL a ser subtraído ou acrescido ao IVI. 
 
19. 
Em cumprimento à Subcláusula Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão, a 
ANEEL estabelecerá, para cada revisão tarifária da distribuidora, os valores de X (Fator X), que deverão ser 
subtraídos ou acrescidos na variação do IVI, nos reajustes anuais subsequentes.  
Período de 12 meses 
Referência
DRA
DRP
VPA0 
VPA1 
RA0
Referência

RA
0  

Fls. 5 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
20. 
O Fator X tem por objetivo principal garantir que o equilíbrio entre receitas e despesas 
eficiente se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa finalidade, o Fator X será composto por 
três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
Fator X = Pd + Q + T 
onde:  
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
 
II.1.3 Revisão Tarifária Extraordinária de 2015 
 
21. 
Em 27/02/2015, houve a homologação de Revisão Tarifária Extraordinária da DMED 
concernente ao descasamento de fluxo de caixa da empresa em relação a custos específicos de geração e 
CDE. 
 
22. 
A Revisão Tarifária Extraordinária foi pleiteada pela empresa de forma a compensar o 
descasamento entre o fluxo de caixa da empresa e custos específicos relativos à compra de energia e à 
quota anual de CDE. A Resolução Homologatória n° 1.858, de 27/02/2015, homologou o resultado da 
revisão gerando um efeito médio tarifário para os consumidores cativos de alta tensão e baixa tensão de 
30,6% e 22,88%, respectivamente. 
 
 
II.1.4. Revisão Tarifária Periódica de 2015 
 
23. 
Conforme consta da Resolução Homologatória nº 1.976, de 27/10/2015, o reposicionamento 
tarifário da DMED representou, em média, uma variação das tarifas homologadas na RTE-2015 de 25,04%. 
 
24. 
A Resolução Homologatória nº 1.976/2015 também estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, 
os valores dos componentes Pd (ganhos de produtividade da atividade de distribuição) e T (trajetória de 
custos operacionais) do Fator X3 em 1,18% e 0,21%, respectivamente, a serem aplicados na atualização da 
Parcela B nos reajustes tarifários anuais da concessionária. Ainda, essa Resolução estabeleceu o 
percentual regulatório de perdas técnicas de 4,09%, que permanecerá constante em todos os reajustes 
anuais deste ciclo tarifário, além do percentual de perdas não técnicas4 sobre o mercado faturado de baixa 
tensão, estabelecido em 0,99% para o ano de 2016. 
 
                                                        
 
3 O Fator X é composto pelos componentes Pd (produtividade), T (trajetória) e Q (qualidade), conforme consta no Submódulo 
2.5 do PRORET. 
4 A metodologia das perdas técnicas regulatórias consta no Módulo 7 do Procedimentos de Distribuição –PRODIST – e a 
metodologia das perdas não técnicas consta no Submódulo 2.6 do PRORET.

Fls. 6 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
25. 
A assinatura do Sexto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n° 49/1999 formalizou a 
alteração do ciclo tarifário de quatro para cinco anos. Desse modo, o processo tarifário a ser realizado no 
ano de 2019 será de reajuste tarifário e não mais revisão tarifária, o que ensejou a alteração do resultado 
da quarta revisão tarifária da DMED, com a prorrogação da vigência do componente Pd e a retificação do 
valor do componente T. 
 
26. 
Dessa forma, o Despacho da Diretoria da ANEEL nº 2.929/2016 alterou, de ofício, os 
valores do componente Pd  e T do Fator X e do percentual regulatório de perdas não técnicas, conforme a 
seguir:   
 
a) componente T do Fator X, de 0,17%, e componente Pd do Fator X, de 1,18%, a ser 
aplicado nos reajustes tarifários de 2016 a 2019; e 
b) perdas de energia na rede de distribuição detalhadas na tabela abaixo: 
 
 
Reaj. 2016 Reaj. 2017 Reaj. 2018 Reaj. 2019
Perdas Técnicas (sobre a energia injetada)
4,09%
4,09%
4,09%
4,09%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)
0,94%
0,89%
0,83%
0,77%
 
27. 
Além dos ajustes já mencionados, e conforme consta na Nota Técnica 363/2016- 
SGT/ANEEL, está sendo considerado o  componente financeiro de R$ 23.768,74, a preços de outubro de 
2015, neste reajuste tarifário, uma vez que a alteração do período de revisão implicou em alterações na 
Parcela A (Encargos Pesquisa e Desenvolvimento - P&D e Eficiência Energética e Taxa de Fiscalização dos 
Serviços de Energia Elétrica – TFSEE e custo de aquisição de energia em decorrência das perdas), com 
impacto de R$ 5.144.07, e da Parcela B (Custos Operacionais e Receitas Irrecuperáveis), com impacto de 
R$ 18.624.67. 
 
III. DA ANÁLISE 
 
III.1. Período de Referência 
 
28. 
O período de referência para o reajuste anual da DMED é de novembro/2015 a 
outubro/2016. 
 
III.2. Receita Anual 
 
29. 
No cálculo da Receita Anual inicial (RA0) da distribuidora nesse processo tarifário, foram 
considerados os dados de mercado disponíveis no Sistema de Acompanhamento de Informações de 
Mercado para Regulação Econômica – SAMP e as tarifas homologadas no processo tarifário anterior, 
representando um faturamento anual de R$  150.551.715,84, conforme demonstrado na Tabela 2.
  Reaj. 2016  Reaj. 2017  Reaj. 2018  Reaj. 2019
Perdas Técnicas (sobre a energia injetada)  4,09%  4,09%  4,09%  4,09%
Perdas Não Técnicas (sobre Mercado BT) (%)  0,94%  0,89%  0,83%  0,77%

Fls. 7 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
Tabela 2: Mercado no Período de Referência 
 
 
 
III.3. Encargos Setoriais 
 
30. 
Os encargos setoriais, oriundos de políticas de governo para o setor elétrico, possuem 
finalidades específicas5 e são definidos em legislação própria. Seus valores são estabelecidos pela ANEEL 
e não representam ganhos de receita para a concessionária. Os encargos considerados nos processos 
tarifários são: 
 
 
i) Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. Criada pela Lei nº 10.438, de 
26/4/2002, com redação alterada pelas Leis nº 12.783, de 11/1/2013, e nº 12.839, de 9/7/2013 
regulamentado pela Resolução nº 549, de 7/5/2013, em conformidade com a Medida Provisória nº 605, de 
23/1/2013 e o Decreto nº 7.945, de 7/3/2013. A CDE tem como finalidade: 
 
 o desenvolvimento energético dos Estados;  
 
 promover a universalização do serviço de energia elétrica;  
 
 garantir recursos para atendimento da subvenção econômica destinada aos 
consumidores Residencial Baixa Renda,  
 
 prover recursos para os dispêndios da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC,  
 
 prover recursos e permitir a amortização de operações financeiras vinculados à 
indenização por ocasião da reversão das concessões ou para atender à finalidade de 
modicidade tarifária,  
 
 promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, termossolar, 
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral 
nacional nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,  
 
                                                        
 
5 Maiores informações sobre os encargos setoriais encontram-se na página eletrônica da ANEEL. 
Subgrupos
Mercado (MWh)
Receita (R$)
Fornecimento
338.323
                    
135.587.912,04
             
A4   (2,3 kV a 25 kV)
145.983
                    
52.913.385,24
               
As
364
                           
175.947,76
                    
BT  (menor que 2,3 kV)
191.976
                    
82.498.579,04
               
Demais Livres
107.597
                    
14.061.053,40
               
Geração
-
                            
902.750,40
                    
Total
445.920
                    
150.551.715,84

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Processo nº 48500.001085/2016-12 
 prover recursos para compensar descontos tarifários aplicados nas tarifas de uso dos 
sistemas elétricos de distribuição e nas tarifas de energia elétrica (regulamentado pelo 
Decreto nº. 7.891, de 23/1/2013), e  
 
 prover recursos para compensar o efeito da não adesão à prorrogação de concessões 
de geração de energia elétrica, assegurando o equilíbrio da redução das tarifas das 
concessionárias de distribuição;  
 
 
ii) Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE. Instituída pela Lei 
nº 9.427, de 26/12/1996 e alterada pela Lei n° 12.783/2013, de 11/01/2013, destina-se à cobertura do custeio 
das atividades da ANEEL e tem sua metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.5 do PRORET; 
 
 
iii) Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA. 
Instituído pela Lei nº 10.438, de 26/4/2002, regulamentado pelo Decreto nº. 5.025/2004, tem como objetivo 
aumentar a participação de fontes alternativas renováveis na produção de energia elétrica. Tem sua 
metodologia de cálculo detalhada no Submódulo 5.3 do PRORET; 
 
 
iv) Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH. 
Instituído pela Lei nº. 7.990, de 28/12/1989, destina-se a compensação pelo resultado da exploração de 
petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais, 
plataforma continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva. Sua metodologia de cálculo detalhada 
no Submódulo 5.9 do PRORET; 
 
 
v) Encargo de Serviços do Sistema – ESS e Encargo de Energia de Reserva – EER. 
Previstos no Decreto nº. 5.163, de 30/7/2004 e Decreto nº 6.353, de 16/1/2008, respectivamente. O ESS 
tem como finalidade destinar recursos à cobertura dos custos dos serviços do SIN, compreende, entre 
outros: custos decorrentes da geração despachada independentemente da ordem de mérito; a reserva de 
potência operativa para a regulação da frequência do sistema e sua capacidade de partida autônoma; a 
reserva de capacidade superior aos valores de referência estabelecidos para cada gerador, necessária para 
a operação do sistema de transmissão; e a operação dos geradores como compensadores síncronos, a 
regulação da tensão e os esquemas de corte de geração e alívio de cargas. O EER representa todos os 
custos decorrentes da contratação da energia de reserva, entendida como aquela destinada a aumentar a 
segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN; 
 
 
vi) Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Programa Eficiência Energética (PEE). 
Instituída pela Lei nº. 9.991, de 24/7/2000, trata-se de obrigação das concessionárias e permissionárias de 
distribuição de energia elétrica de aplicarem percentuais de sua receita operacional líquida para fins de 
pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e programas de eficiência energética. Importante esclarecer 
que, segundo orientação do Ofício Circular nº 185/2015-SFF/ANEEL, as receitas adicionais de Bandeira 
Tarifária foram reconhecidas dentro da receita operacional líquida das Concessionárias e, portanto, passam 
a sofrer a incidência dos percentuais de P&D e PEE; e 
 
 
vii) Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – ONS. Instituído pela Lei n° 
9.648/1998, alterado pela Lei n° 10.848/2004 e regulamento pelo Decreto nº 5.081, de 14/5/2004, trata-se

Fls. 9 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
de encargo destinado ao custeio das atividades do ONS, que coordena e controla a geração e a transmissão 
de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN. 
 
31. 
Os valores dos encargos setoriais considerados neste reajuste tarifário estão demonstrados 
na tabela abaixo: 
 
 
Tabela 3: Encargos Setoriais 
 
 
32. 
O valor da cobertura tarifária referente ao encargo CDE incorpora, além da quota anual 
(CDE Uso), homologada pela REH 2.077, de 07/06/2016, os seguintes itens: 
 
i) quota anual da CDE – ENERGIA (Art. 4º-A do Dec. 7.891/2013), homologada pela 
REH 2.077, de 07/06/2016. Refere-se à devolução de parcela dos recursos da CDE recebidos pelas 
distribuidoras no período de janeiro de 2013 a fevereiro de 2014, nos termos do Art. 4º-A do Dec. 
7.891/2013. Os recursos foram destinados à cobertura do resultado positivo da Conta de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA decorrente do custo de aquisição 
de energia elétrica, devendo os consumidores recompor a Conta em até 5 anos, com atualização 
dos valores pela variação do IPCA, mediante encargo a ser incluído nas tarifas de energia elétrica, 
definido na proporção dos recursos recebidos pela distribuidora. 
 
ii) quota anual da CDE – ENERGIA (CONTA – ACR) (Art. 4º-C do Dec. 
7.891/2013) homologada pela REH nº 2.004/2015, destinada à amortização das operações de 
crédito contratadas pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE para lastro da 
Conta no Ambiente de Contratação Regulada – CONTA-ACR, nos termos do Decreto nº 8.221/2014 
e da Resolução Normativa nº 612/2014. A CONTA-ACR teve como objetivo cobrir as despesas 
incorridas pelas concessionárias de distribuição, relativas ao ano de 2014, em decorrência da 
exposição involuntária no mercado de curto prazo e do despacho de usinas termelétricas vinculadas 
a Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR na 
modalidade por disponibilidade.  O recolhimento de quotas mensais da CDE pelas distribuidoras 
tem como contrapartida a inclusão de encargo nas tarifas de energia elétrica a partir dos respectivos 
processos tarifários ordinário de 2015. Frisa-se que a definição desse encargo tarifário para cada 
distribuidora não está vinculada aos recursos recebidos da Conta-ACR, mas ao tamanho de seus 
mercados cativos no período de fevereiro a dezembro de 2014. Dessa forma, os custos da Conta-
Encargos Setoriais
DRA (R$)
DRP (R$)
Dispositivo Legal
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
220.826,18
             
235.414,70
             
-
                                              
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
34.735.347,16
        
28.214.033,03
        
-
                                              
Compensação financeira - CFURH
270.061,04
             
526.351,61
             
-
                                              
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
3.094.631,28
          
7.885.022,09
          
Previsão SGT -OUT/2016
PROINFA
2.844.802,84
          
3.822.521,06
          
REH 2003/2015
P&D e Eficiência Energética
1.231.687,02
          
939.675,90
             
Res. Normativa nº 316/2008
Total de Encargos Tarifários
42.397.356
             
41.623.018

Fls. 10 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
ACR foram distribuídos equitativamente a todos os consumidores cativos do sistema interligado 
nacional. 
 
33. 
A partir da assinatura, em 2010, dos Termos Aditivos aos contratos de concessão de serviço 
público de distribuição de energia elétrica, são considerados na DRA (Data de Referência Anterior) os 
valores faturados dos encargos setoriais, de modo a assegurar a neutralidade desses itens da “Parcela A”. 
 
34. 
Os valores considerados na DRP (Data do Reajuste em Processamento) serão 
considerados também na apuração da Neutralidade dos encargos setoriais e das respectivas Contas de 
Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA) do próximo processo tarifário da 
concessionária. 
 
 
III.4. Transmissão 
 
35. 
Os custos com transmissão de energia elétrica, desde as usinas até as redes de distribuição 
da concessionária, são compostos por: Rede Básica (Nodal e Fronteira), Conexão/DIT, Transporte de Itaipu 
e Uso de Sistemas de Distribuição. 
 
36. 
Com relação aos encargos de Rede Básica Nodal e Fronteira, os MUSTs (Montantes de 
Uso do Sistema de Transmissão) foram obtidos no CUST - Contrato de Uso do Sistema de Transmissão, 
celebrado entre o ONS, as concessionárias de transmissão e a distribuidora, disponibilizado no SACT – 
Sistema de Acompanhamento dos Contratos de Transmissão, enquanto que as tarifas foram obtidas da 
Resolução Homologatória n° 2.099, de 28/06/2016.  
 
37. 
Já os valores referentes às instalações de transmissão de uso exclusivo foram obtidos na 
Resolução Homologatória n° 2.098, de 28/06/2015, sendo consideradas também as informações presentes 
no SIGET - Sistema de Gestão da Transmissão.  
 
38. 
 O custo relativo ao Uso de Sistemas de Distribuição refere-se aos valores pagos pelas 
concessionárias de distribuição a outras Distribuidoras, conforme Contrato de Uso do Sistema de 
Distribuição – CUSD celebrado entre as partes, para acesso à rede de distribuição daquelas. A despesa é 
calculada com base nos valores de demanda de potência contratada multiplicados por tarifa estabelecida 
pela ANEEL em resolução da distribuidora acessada. A DMED não possuiu CUSD com outras distribuidoras. 
 
39. 
Adicionalmente, informa-se que nos valores dos custos com conexão estão contempladas, 
quando houver, as Parcelas de Ajustes das Demais Instalações de Transmissão (PA DIT). 
 
40. 
Os valores dos encargos relacionados à transmissão de energia a serem considerados 
neste reajuste tarifário (na DRA e na DRP) estão demonstrados na tabela abaixo:

Fls. 11 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Tabela 4: Custo total de transmissão de energia elétrica 
 
 
 
III.5 Compra de Energia 
 
41. 
A Lei n. 10.848, de 15/03/2004, alterou as regras de compra e venda de energia elétrica 
especialmente no que diz respeito às concessionárias de distribuição de energia elétrica. Foram 
estabelecidas regras diferenciadas em função do porte da concessionária, ou seja, aquelas com mercado 
próprio maior ou igual a 500 GWh/ano e aquelas que atendem um consumo inferior a esse patamar. 
 
42. 
Também a Lei n° 10.848/2004 estabeleceu dois ambientes de contratação no Sistema 
Interligado Nacional – SIN, o Ambiente de Contratação Regulada – ACR e o Ambiente de Contratação Livre 
– ACL. A mesma lei, em seu art. 2º, determina que as empresas de distribuição de energia “deverão garantir 
o atendimento à totalidade de seu mercado, mediante contratação regulada”.  
 
43. 
As modalidades disponíveis de aquisição de energia elétrica no cumprimento da obrigação 
de contratação para o atendimento do mercado dos agentes de distribuição são descritas a seguir:  
 
 Contratos Bilaterais: são contratos de livre negociação entre os agentes, firmados antes da 
publicação da Lei nº 10.848/2004; os contratos firmados para o atendimento do Sistema 
Isolado antes da Medida Provisória nº 466, de 29/07/2009, e aqueles firmados por meio de 
licitação realizada na modalidade de concorrência ou Contratos Bilaterais as contratações 
de energia de Geração Distribuída decorrente da desverticalização, conforme dispõe a Lei 
n.º 10.848, de 2004 e os contratos oriundos de licitação pública realizada por agentes de 
distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e contratos firmados entre concessionária 
com mercado inferior a 500 GWh/ano e seu agente supridor.  
 
 Contratos de Leilões (CCEARs): são Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente 
Regulado – CCEAR, decorrentes de leilões definidos com base no art. 19 do Decreto n. 
5.163, de 2004, para empreendimentos de geração existentes, novos empreendimentos e 
de fontes alternativas. Decreto nº 5.163/2004; 
 
 Leilão de Ajuste: são contratos realizados de acordo com o art. 26 do Decreto n° 5.163, de 
2004, em decorrência de leilões específicos realizados pela ANEEL, direta ou 
indiretamente, para contratações de ajuste pelas distribuidoras, com prazo de suprimento 
de até dois anos, para fins de possibilitar a complementação do montante de energia elétrica 
necessário para o atendimento à totalidade de suas cargas.  
Componente
DRA (R$)
DRP (R$)
Rede Básica
3.330.832,68
          
3.243.792,30
          
Rede Básica Fronteira
1.164.313,71
          
1.319.131,38
          
MUST Itaipu
995.835,88
             
1.095.882,65
          
Transporte de Itaipu
469.490,14
             
488.292,08
             
Conexão
190.084,13
             
186.541,32
             
Total dos Custos de Transporte
6.150.556,54
          
6.333.639,72

Fls. 12 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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 Cotas de ITAIPU: refere-se à energia comercializada por Itaipu Binacional com as 
concessionárias de distribuição de energia elétrica adquirentes das cotas-partes; a 
metodologia para o cálculo das cotas – parte se encontra na Resolução Normativa nº 331, 
de 16/9/2008; 
 
 Cotas de Angra I e II: refere-se à energia comercializada pelas centrais geradoras Angra I 
e Angra II com as concessionárias de distribuição de energia elétrica no Sistema Interligado 
Nacional – SIN adquirentes das suas respectivas cotas-partes; conforme disposto no art. 
11 Lei nº 12.111, de 9/12/2009;  
 
 Cotas do PROINFA: refere-se à energia proveniente de fontes eólicas, pequenas centrais 
hidrelétricas e biomassa, decorrente do Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de 
Energia Elétrica – PROINFA;  
 
 Cotas das Concessões Renovadas: refere-se à parcela decorrente do rateio da garantia 
física de energia e de potência das usinas cujas concessões foram prorrogadas nos termos 
da Lei n° 12.783, de 2013; incluem-se aí as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física 
e Potência, realizado em 25/11/2015; 
 
 Geração Própria: refere-se à energia proveniente de empreendimento de geração próprio 
da concessionária de distribuição com mercado inferior a 500 GWh/ano e aquelas que 
atendem os Sistemas Isolados para atendimento do seu mercado. A Lei 9.074, de 7 de julho 
de 1995, com redação dada pela Lei 10.848, de 2004; 
 
 Suprimento: refere-se à energia comercializada entre distribuidoras/permissionária com 
mercado inferior a 500 GWh/ano (suprida), no Sistema Interligado Nacional – SIN, que 
adquirem energia de outra distribuidora/permissionária (supridora), sendo que as partes 
firmam contratos de compra e venda cuja tarifa é estabelecida pela ANEEL; 
 
 Geração Distribuída: produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos 
conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto: 
hidráulicas com capacidade instalada superior a 30 MW; e térmicas, inclusive de cogeração, 
com eficiência energética inferior a setenta e cinco por cento (não existem restrições de 
eficiência para térmicas que utilizem biomassa ou resíduos de processo como combustível). 
 
III.5.1. Perdas Elétricas e Energia Requerida 
 
44. 
Com a finalidade de calcular o montante de energia que a concessionária deve comprar, a 
ANEEL determina para fins tarifários o nível máximo de perdas (na distribuição – técnicas e não técnicas e 
na Rede Básica) a ser admitido em função do mercado a ser atendido pela distribuidora. Este montante é 
definido como Energia Requerida.

Fls. 13 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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45. 
São denominadas perdas na distribuição o somatório de perdas técnicas e não técnicas 
dissipadas no sistema de distribuição de uma concessionária de energia. As perdas técnicas representam 
o montante de energia elétrica dissipada no sistema de distribuição decorrente dos processos de transporte, 
transformação de tensão e medição de energia elétrica; já as perdas não técnicas são aquelas apuradas 
pela diferença entre as perdas totais na distribuição e as perdas técnicas, considerando, portanto, todas as 
demais perdas, tais como fraude e furtos de energia, erros de medição, erros no processo de faturamento, 
unidades consumidoras sem equipamento de medição, dentre outros. 
 
46. 
Já as perdas na Rede Básica são definidas como aquelas externas à rede de distribuição 
da concessionária, representando a energia dissipada no sistema de transmissão e nas Demais Instalações 
de Transmissão de uso compartilhado em decorrência dos processos de transporte, transformação de 
tensão e medição de energia elétrica6. 
 
47. 
As perdas regulatórias na distribuição são definidas a cada revisão tarifária, enquanto as 
perdas na Rede Básica são estimadas, todos os anos, em cada processo tarifário. A Resolução 
Homologatória nº 1.976/2015 (última revisão tarifária da DMED), com a alteração dada pelo Despacho nº 
2.929/2016, estabeleceu o percentual regulatório de perdas técnicas de 4,09% (sobre energia injetada da 
concessionária) e para as perdas não-técnicas (sobre o mercado faturado de baixa tensão) o percentual de 
0,94% a ser aplicado no atual reajuste. 
 
48. 
A cada processo tarifário são apuradas as perdas das DIT de uso compartilhado, com base 
nas medições dos últimos 12 meses, que serão somadas às perdas na Rede Básica (rateadas em regime 
de condomínio) entre todas as distribuidoras. Neste processo tarifário, utilizou-se como valor regulatório, 
conforme os valores contabilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, a média 
dos valores de setembro/2015 a agosto/2016. A tabela 5 apresenta os valores de perdas para o atual 
reajuste tarifário da DMED. 
 
Tabela 5: Perdas na Rede Básica, Técnicas e Não Técnicas 
 
 
49. 
Para obtenção da energia requerida, tanto na DRA como na DRP, é necessário somar as 
perdas regulatórias, em MWh, de acordo com os respectivos percentuais determinados na revisão tarifária, 
ao mercado de venda da concessionária. 
 
                                                        
 
6 De acordo com o § 2° do art. 8° da Resolução Normativa nº. 67, de 8/6/2004, com redação alterada pela Resolução Normativa 
nº. 210, de 13/2/2006, as perdas provenientes das DIT de uso compartilhado deverão ser atribuídas a cada acessante da referida 
instalação. 
Perdas
DRA
DRP
Não Técnica (s/ Baixa Tensão)
1,00%
0,94%
Técnica (s/ merc. injetado)
4,09%
4,09%
Rede Básica (s/ merc. Injetado)
1,69%
1,48%
Mercado Baixa Tensão (MWh)
191.976
191.976

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50. 
A Tabela 6 demonstra os requisitos de energia elétrica da DMED para atendimento ao seu 
mercado de referência apurado na DRA e na DRP. 
 
 
Tabela 6: Energia Requerida (MWh) – DRA e DRP 
 
 
 
 
III.5.2. Valoração da Compra de energia 
 
51. 
O artigo 36 do Decreto n° 5.163, de 30/7/2004, estabelece que a ANEEL autorize o repasse 
dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos de que tratam os artigos 15, 27 e 32 do 
mesmo Decreto, pelos agentes de distribuição às tarifas de seus consumidores finais, assegurando a 
neutralidade no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica. 
 
 
a) Na Data de Referência Anterior – DRA 
 
52. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos 
montantes de energia requerida, valorados pelo preço médio de repasse do reajuste tarifário anterior, 
conforme a tabela a seguir: 
 
 Tabela 7: Compra de Energia na DRA 
 
 
b) Na Data do Reajuste em Processamento – DRP 
 
53. 
O cálculo dos valores econômicos para a compra de energia na DRP obedece aos critérios 
estabelecidos no contrato de concessão e nas normas setoriais, em especial a Lei nº 10.848/2004 e o 
Decreto nº 5.163/2004. 
 
Descrição
DRA (MWh)
DRP (MWh)
Mercado Total
338.323
             
338.323
             
Fornecimento
338.323
             
338.323
             
Consumidores Livres
107.597
             
107.597
             
Perdas Totais
27.076
               
26.199
               
Perdas Rede B.
6.058
                 
5.301
                 
Perdas na Distribuição
21.018
               
20.897
               
Perda Não Técnica
1.920
                 
1.805
                 
Perda Técnica
19.098
               
19.093
               
Energia Requerida
365.399
             
364.521
             
Energia Requerida 
(MWh)
Tarifa Média 
(R$/MWh)
Energia Requerida 
(R$)
365.399
162,27
59.294.482,58

Fls. 15 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
54. 
Também se considerou neste processo tarifário a alteração do cálculo econômico dos 
custos de compra de energia, conforme aprovado pelo Despacho nº 4.225, de 10/12/2013, de modo que o 
custo de aquisição de energia seja obtido pela multiplicação da energia requerida, líquida da energia do 
PROINFA, pela tarifa média dos contratos de compra de energia vigentes na DRP. 
 
55. 
Para o cálculo da despesa com energia elétrica comprada para revenda, elabora-se o 
Balanço Energético da concessionária, que apura as sobras ou déficits7 considerando o período de 
referência em questão.  
 
56. 
As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia 
contratada e de energia requerida, ambos relativos ao período de referência. A energia contratada disponível 
corresponde ao somatório de CCEAR’s, Contratos de Leilão de Ajuste, Contratos Bilaterais, Geração 
Própria, cotas de energia de Itaipu, do Proinfa, de Angra I e II, e das Usinas com Contratos Renovados, e 
Contratos de Suprimento.  
 
57. 
No cálculo do preço de repasse dos contratos de compra de energia foram adotados os 
seguintes procedimentos:  
 
i) Para valorar a energia referente aos CCEARs, foi utilizado o preço médio de repasse dos 
contratos de compra de energia elétrica ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 
12 meses subsequentes; 
 
ii) Para os contratos de energia existente e de energia nova, modalidade quantidade, foi 
utilizado o respectivo preço médio de fechamento de cada leilão, por produto, atualizado pela variação do 
IPCA até o mês do aniversário contratual; 
 
iii) Especificamente para os leilões de energia na modalidade disponibilidade, considerou-se, 
além da parcela fixa atualizada pelo IPCA, o valor da parcela variável calculado conforme proposta de 
cobertura tarifária aprovada pela AP 081/2015, a qual teve como objetivo o aperfeiçoamento do sistema de 
bandeiras e definição das faixas de acionamento e adicionais para o ano de 2016. O mecanismo das 
bandeiras tarifárias, iniciado em janeiro de 2015 e cujo objetivo é a sinalização mensal ao consumidor do 
custo de geração de energia elétrica, permite que as concessionárias obtenham uma antecipação da receita 
necessária para cobrir os custos adicionais com geração térmica em condições hidrológicas desfavoráveis. 
Para o cálculo do preço de repasse dos CCEARs por disponibilidade, foi levado em conta o fato de que para 
patamares de geração térmica de usinas cujo CVU encontra-se acima de 211,28 R$/MWh, as 
concessionárias obterão receita adicional com o acionamento das bandeiras tarifárias. Portanto, os valores 
de CMO utilizados para obter a previsão do custo de geração da parcela variável dos CCEARs por 
disponibilidade foram fixados em 211,28 R$/MWh para os 12 meses subsequentes.  
 
                                                        
 
7 As sobras ou déficits são calculados a partir da diferença entre os totais de energia contratada e de energia requerida, ambos 
relativos ao período de referência.

Fls. 16 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
iv) Todas as atualizações de preços dos contratos firmados após a Lei nº. 10.848/2004 
observaram os dispositivos dos artigos 34 a 46 do Decreto n. 5.163/2004, com as alterações introduzidas 
pelo Decreto nº 7.521/2011, que regulamentam os limites de repasse para os referidos contratos. 
 
v) Para os contratos bilaterais (com terceiros e com parte relacionada – fornecedores que 
pertencem ao mesmo grupo controlador da distribuidora) foram levadas em consideração as informações 
constantes no encerramento da Audiênca Pública nº 066/20168, que definiu o valor regulatório da energia 
proveniente da UHE Machadinho a ser repassado à tarifa da DMED.  
 
vi) O valor da despesa com compra de energia de Itaipu é apurado com base na tarifa de 
repasse de potência da Itaipu Binacional e nos montantes de potência e energia associada para os próximos 
12 meses. Para os meses de 2016 foram considerados os montantes publicados na Resolução 
Homologatória nº. 2.012, de 16/12/2015, e para o restante do período de referência os valores foram 
estimados a partir dos montantes da referida Resolução ajustados pela nova cota-parte de Itaipu definida 
para 2017. Para valoração dessa despesa, considerou-se a tarifa de Itaipu, em dólares, publicada pela 
Resolução Homologatória nº. 2.001, de 15/12/2015, e a taxa de câmbio PTAX média de venda do período 
entre o 45° e o 16° dias anteriores ao reajuste da distribuidora, conforme previsto no Submódulo 3.2, Seção 
5.1, do PRORET. 
 
vii) Para o cálculo da despesa com a aquisição de energia proveniente das Cotas das 
Concessões Renovadas adotou-se o preço de repasse vigente, em R$/MWh, calculado pela ANEEL, 
conforme as Receitas Anuais de Geração homologadas por meio das Resoluções Homologatórias nº 1.924, 
de 28/07/2015 e 1.936, de 18/08/2015. Especificamente para as usinas objeto do Leilão de Contratação de 
Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, foram 
utilizadas as receias anuais de geração homologadas por meio da Resolução Homologatória nº 2.014, de 
19/01/2016. 
 
58. 
A Tabela 8 demonstra os contratos de compra de energia elétrica, e os seus respectivos 
montantes e despesas, já computadas as variações decorrentes das sobras/déficits nos montantes de 
energia adquirida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
                                                        
 
8 Consta no Processo nº 48500.005155/2015-12.

Fls. 17 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
Tabela 8: Contratos de Compra de Energia Elétrica e respectivas Tarifas 
 
 
59. 
Sendo assim, os custos de compra de energia elétrica considerados na DRA9 e na DRP 
para a DMED, em função do Mercado de Referência, são, respectivamente, de R$ 59.294.482,58 e R$ 
44.404.849,06. 
 
III.6. Parcela B 
 
60. 
O Fator X10 é estabelecido no momento da Revisão Tarifária Periódica conforme consta na 
Subcláusula Sexta da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão e tem por objetivo principal garantir que 
o equilíbrio entre receitas e despesas eficientes se mantenha ao longo do ciclo tarifário. Para atingir essa 
finalidade, o Fator X é composto por três componentes, conforme fórmula abaixo:  
 
T
Q
Pd



X
Fator 
 
 
onde:  
 
Pd = Ganhos de produtividade da atividade de distribuição;  
Q = Qualidade do serviço; e  
T = Trajetória de custos operacionais. 
 
61. 
A Resolução Homologatória nº 1.976/2015, já considerando os novos valores após 
retificação decorrente do aumento do prazo da próxima revisão, estabeleceu, para o atual ciclo tarifário, os 
valores dos componentes Pd e T do Fator X em 1,18% e 0,17%, respectivamente, a serem aplicados na 
atualização da Parcela B nos reajustes tarifários da DMED. 
                                                        
 
9 O cálculo dos valores para a compra de energia na DRA é obtido por meio dos montantes de energia requerida valorados pelo 
preço médio de repasse do processo tarifário anterior. 
10 Para maiores detalhamentos do Fator X consultar Submódulo 2.5 do PRORET.  
Contratos
Montante Contratado 
(MWh)
Montante Considerado 
(MWh)
Tarifa 
(R$/MWh)
Despesa            
(R$)
AMBIENTE REGULADO - CCEAR
8.419,28
                          
7.157,05
                          
254,65
    
1.822.556,37
              
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 DISP
3.654,67
                          
3.106,76
                          
296,63
    
921.557,05
                 
14ºLEE A-1 A-1 2015-03 QTD/ Nova regra
4.764,61
                          
4.050,29
                          
222,45
    
900.999,32
                 
Bilaterais
110.855,78
                      
94.236,21
                        
105,09
    
9.903.060,96
              
Machadinho
110.855,78
                      
94.236,21
                        
105,09
        
9.903.060,96
              
Energia Base
307.737,82
                      
263.128,23
                      
124,20
    
32.679.231,72
            
Geração Própria
91.795,00
                        
78.033,03
                        
123,52
        
9.638.391,33
              
Cota Angra I/Angra II
17.268,31
                        
14.679,44
                        
206,29
    
3.028.220,88
              
Cotas Lei n º 12783/2013
88.874,58
                        
75.550,45
                        
65,02
      
4.912.560,09
              
Itaipu (tirando as perdas)
99.616,73
                        
84.682,12
                        
178,31
    
15.100.059,42
            
PROINFA
10.183,19
                        
10.183,19
                        
-
          
-
                              
Total
427.012,88
                      
364.521,49
                      
121,82
    
44.404.849,06

Fls. 18 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
62. 
Todavia, considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do reajuste anterior 
(outubrol/2015) e do reajuste atual (novembro/2016), o valor do componente Pd do Fator X foi 
proporcionalizado, de modo a refletir o ganho de produtividade de todo o período, resultando em 1,28%.  
 
63. 
Conforme metodologia definida no Submódulo 2.5 do PRORET 11, para a aferição do 
componente Q (qualidade do serviço) do Fator X serão considerados indicadores dos serviços técnicos e 
comerciais prestados por cada distribuidora. Seu cálculo leva em conta a variação de sete indicadores e o 
atendimento aos padrões de qualidade estabelecidos pela ANEEL.  
 
64. 
Os indicadores que compõem as parcelas de qualidade técnica e comercial possuem seus 
próprios pesos, que serão aplicados gradualmente até março de 2019. No caso do atual reajuste da DMED 
foram considerados apenas os pesos dos indicadores de DEC e FEC, de modo que o valor do componente 
Q do Fator X a ser aplicado na atualização da Parcela B é de -1,20%. 
 
 
Tabela 9: Fator X 
 
  
65. 
Os valores da Parcela B são corrigidos pela aplicação do IGP-M12 e do Fator X. A variação 
do IGP-M considerando o interstício de 13 meses entre a vigência do processo tarifário anterior 
(outubro/2015) e do reajuste atual (novembro/2016) foi de 10,84%, enquanto o Fator X resultou em 0,25%. 
A tabela abaixo demonstra o cálculo da Parcela B na DRP. 
 
Tabela 10: Cálculo da Parcela B 
 
 
 
III.7. Componentes Tarifários Financeiros Externos ao Reajuste Econômico 
 
66. 
Os componentes tarifários financeiros não fazem parte da base tarifária econômica e se 
referem a valores a serem pagos ou recebidos pelos consumidores em cada período de 12 meses 
subsequentes aos reajustes ou revisões tarifárias. 
                                                        
 
11 Será aplicada a nova metodologia para os reajustes tarifários após o 4º ciclo de revisão tarifária periódica. 
12 Índice calculado pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. 
Componentes
Valor
Componente Pd do Fator X
1,28%
Componente T do Fator X
0,17%
Componente Q do Fator X
-1,20%
Fator X
0,25%
Descrição
Valores
Parcela B - DRA (R$)
42.727.063,49
            
IGP-M
10,84%
Fator X
0,25%
Parcela B - DRP (R$)
47.251.941,48

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Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
67. 
Os componentes financeiros considerados neste reajuste são:  
 
i) A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA. 
Compensa os efeitos financeiros que ocorrem entre as datas de reajustes/revisões da Parcela A, conforme 
disposto na Portaria Interministerial n° 25, de 24/1/2002, do Ministério de Minas e Energia (MME) e do 
Ministério da Fazenda (MF).  
 
 Conforme Ofício-Circular nº 14/2014-SRE-SFF/ANEEL, de 14/05/2014, e a nova 
metodologia de cálculo resultado da 4ª fase da Audiência Pública 78/2011, a apuração do 
saldo da CVA será realizada com base nos valores devidos de pagamentos, ao invés dos 
valores apresentados pelas concessionárias para o processo tarifário corrente. Os dados 
considerados no cálculo serão fiscalizados e validados pela Superintendência de 
Fiscalização Econômica e Financeira – SFF, que apresentará relatório final de fiscalização, 
ratificando as informações ou indicando eventuais diferenças, que serão incorporadas no 
processo tarifário subsequente, com a devida atualização pela Taxa Selic. 
 
 Os valores da CVA do 5º dia útil anterior à data do reajuste tarifário anual foram atualizados 
pela taxa média anual BM&F13, de 12,45% a.a.. 
 
 Do total apurado para a CVAENERGIA, foi deduzido a parcela da receita decorrente da 
aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses da 
Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias alocada para a cobertura dos 
custos dos CCEARs-D e do risco hidrológico dos CCGF e Itaipu, para o período de 
competência de janeiro de 2015 a agosto de 2016, conforme estabelecido no Submódulo 
6.8 do PRORET.  
 
 Além disso, a concessionária também apresentou alocação de recursos da receita das 
Bandeiras tarifárias e da Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias para a 
cobertura de despesas de ESS e de EER, os quais foram deduzidos do total apurado para 
a CVA ESS/EER para as competências de janeiro de 2015 a agosto de 2016. 
 
 Ressalta-se que a área técnica utilizou a nova metodologia de apuração da CVA descrita 
no Submódulo 4.2 do PRORET, o qual foi aprovado por meio REN nº 703, de 15/03/2016. 
Dentre as principais mudanças destaca-se: (i) apuração, à parte, da glosa decorrente de 
ineficiência na gestão de perdas de energia elétrica e dos ajustes do repasse do resultado 
financeiro das compras e vendas no MCP com o consequente desaparecimento do Fator K; 
                                                        
 
13 Em conformidade com os §§ 2° e 3° do Art. 3° da Portaria Interministerial MF/MME n° 25, de 24 de janeiro de 2002, e os §§ 
1° e 2º do Art. 6° da Resolução n° 89, de 18 de fevereiro de 2002, os valores das CVA até o 5º (quinto) dia útil anterior à data do 
reajuste tarifário são atualizados pela aplicação da menor taxa obtida na comparação entre a taxa média ajustada dos 
financiamentos diários apurados no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC para títulos públicos federais e a 
projeção de variação indicada no mercado futuro da taxa média de depósitos interfinanceiros negociados na Bolsa de Mercadorias 
e Futuros para o prazo de 12 meses, ambos referentes aos 30 dias anteriores à data do reajuste.

Fls. 20 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
(ii) exclusão do risco hidrológico para fins de composição do preço de repasse médio dos 
contratos de compra de energia, exceto para contratos de disponibilidade e (iii) utilização 
dos montantes contabilizados dos contratos de energia bem como dos resultados do MCP 
para o saldo da CVA – Compra de Energia e Encargo de Serviços do Sistema. 
 
 Foi incluído no cálculo da CVAENERGIA o risco financeiro decorrente de diferenças de preços 
entre submercados associados aos CCEAR por quantidade, conforme critérios de rateio 
previstos nas regras de comercialização vigentes. A SGT apurou, com base nos relatórios 
da CCEE, o valor da exposição líquida das diferenças de preços de submercados, 
atualizado pela taxa SELIC, referente ao período de janeiro de 2015 a agosto de 2016.  
 
 O resultado da CVA em Processamento está demonstrado na tabela abaixo: 
 
 
Tabela 11: Valores apurados da CVA em Processamento 
 
 
 
 A Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A – CVA relacionada aos 
custos de aquisição de energia representou o repasse de R$ 1.733.188,71, com efeito no atual 
reajuste de 1,17%. Os principais componentes que impactaram no saldo da CVAENERGIA foram os 
contratos de cota de Itaipu e os contratos de cota de garantia física. A participação no mix de 
contratação da DMED desses contratos foi de 18% e 9%, respectivamente. Destaca-se que o custo 
de Itaipu pode se justificar devido à alta do dólar ocorrida no período de análise, aliada à tarifa de 
repasse de Itaipu, estabelecida pela Resolução Homologatória n. 1.836, de 9/12/2014, e cobrada a 
partir de janeiro/2015. Já os custos dos contratos de cotas de garantia física tiveram valores 
majorados devido ao Leilão de Contratação de Concessões de Usinas Hidrelétricas em Regime de 
Alocação de Cotas de Garantia Física e Potência, em que foi incorporada nova parcela de custo (o 
Retorno da Bonificação pela Outorga, regida pela lei n° 13.203/2015). 
 
 
 
 
Descrição
Delta              
(R$)
5° Dia Útil Anterior   
(R$)
12 Meses 
Subseqüentes         
(R$)
CVA CDE
(2.385.485,03)
           
(2.071.231,16)
           
(2.205.891,89)
                 
CVA CDE Energia
298.913,57
               
343.526,08
               
365.860,37
                      
CVA Rede Básica
168.741,63
               
165.720,07
               
176.494,33
                      
CVA Compra Energia
(142.988,66)
              
1.627.384,58
            
1.733.188,71
                   
CVA CFURH
37.149,81
                 
39.601,80
                 
42.176,50
                        
CVA Transporte Itaipu
72.488,79
                 
79.319,15
                 
84.476,07
                        
CVA Proinfa
811.496,49
               
869.274,69
               
925.790,44
                      
CVA ESS/ERR
(848.940,01)
              
(852.807,79)
              
(908.252,94)
                    
Total
(1.988.623,39)
           
200.787,43
               
213.841,59

Fls. 21 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
Composição do Mix da DMED na CVA 
 
 
Participação da CVA de Energia no Efeito Médio do IRT – DMED

Fls. 22 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
 
CVA Energia – DMED 
 
 
ii) Saldo a Compensar da CVA do ano anterior. Conforme previsto no § 4° do artigo 3° da 
Portaria Interministerial MME/MF n° 25/2002, foi verificado se o Saldo da CVA em Processamento 
considerado no processo tarifário de 2015 foi efetivamente compensado, levando-se em conta as variações 
ocorridas entre o mercado de energia elétrica utilizado na definição daquele processo tarifário e o mercado 
verificado nos 12 meses da compensação, bem como a diferença entre a taxa de juros projetada e a taxa 
de juros SELIC verificada.  
 
 Para o cálculo do Saldo a Compensar da CVA do ano anterior, foram utilizados os 
valores de CVA do 5º dia útil fiscalizados pela SFF, os quais foram informados por meio 
do Memorando nº 546/2016-SFF/ANEEL, de 10/10/2016. Destaca-se que os saldos 
fiscalizados da CVA_Energia e da CVA_ESS foram alterados pela SGT, tendo sido 
excluídos da CVA do ano anterior todos os pagamentos relativos aos meses de 
competência do ano de 2015, os quais foram incluídos na apuração da CVA em 
processamento do atual cálculo tarifário, em atendimento ao disposto no inciso (ii) do 
Despacho nº 652, de 15 de março de 2016.  
 
 No saldo a compensar analisado também está contemplado o financeiro de saldo a 
compensar da reversão da RTE realizada no processo tarifário de 2015.  
 
 Também foi levado em consideração no cálculo do saldo a compensar os valores de 
CVA diferimento que fizeram parte dos componentes financeiros no processo tarifário

Fls. 23 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
passado, como parte do diferimento estabelecido pela Resolução Homologatória nº 
1.812/2014. 
 
iii) Repasse de Sobrecontratação/exposição involuntária de Energia. Calculado conforme 
a metodologia contida no Submódulo 4.3 do PRORET, aprovado pela REN nº 703, de 15 de março de 2016. 
Os valores obtidos para o repasse da Sobrecontratação de Energia ou Exposição ao Mercado de Curto 
Prazo foram:  
 
 Para o ano civil de 2015: Sobrecontratação de energia de 26.892 MWh. Com a 
publicação do Despacho 2.271/2016 da exposição involuntária de 2015, está sendo 
considerado o resultado financeiro do montante de sobrecontratação acima de 5% do 
mercado regulatório, no valor de R$ 663.485,92. Cabe ressaltar que também está 
sendo calculando o valor deste financeiro para o período de janeiro de 2015 a agosto 
de 2016, sendo o referido montante de energia obtido com base em dados fornecidos 
pela CCEE e representa um repasse tarifário de -R$ 1.816.263,27, a preços de 
outubro/16. 
 
 Ressalta-se que não há valores de repasse pela Conta Bandeira à concessionária ao 
longo de 2015 a título de Exposição Involuntária. 
 
 Assim, o componente financeiro final de Repasse de Sobrecontratação de Energia ou 
Exposição ao Mercado de Curto Prazo, considerando as recontabilizações no período, 
é de R$ (1.176.559,13), já atualizado para preços de outubro de 2016. 
 
  
iv) Neutralidade dos Encargos Setoriais. Em conformidade com o disposto na Subcláusula 
Décima Oitava da Cláusula Sétima do Contrato de Concessão anterior, a neutralidade dos encargos refere-
se ao cálculo das diferenças mensais apuradas entre os valores de cada item dos encargos setoriais 
faturados no período de referência e os respectivos valores contemplados no processo tarifário anterior, 
devidamente atualizadas pela taxa SELIC. 
. 
v) Reversão de financeiros pela postergação da data contratual. Em consequência da 
renovação do Contrato de Concessão, objeto do Sexto Termo Aditivo, com alteração de data de aniversário 
contratual de 28 de outubro para 22 de novembro, foi efetuada a reversão da parcela da receita 
correspondente aos componentes financeiros faturados nesse período adicional de vigência das tarifas 
homologadas no ano anterior. 
 
vi) Ajuste Parcela B e Ajuste Parcela A. A publicação do Despacho ANEEL nº 2.929/2016 
que alterou, de ofício, os valores dos componentes Pd e T e do percentual regulatório de perdas não técnicas 
publicados na Resolução Homologatória nº nº 1.976/2015, implicou, como consequência, em um 
componente financeiro Ajuste Parcela B de R$ 20.878,95 e em um componente financeiro Ajuste Parcela A 
de R$ 5.840,83. 
 
vii) Reversão do financeiro RTE 2015. A Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de 
fevereiro de 2015, homologou os resultados da revisão tarifária extraordinária das Concessionárias de

Fls. 24 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
Distribuição de Energia Elétrica, motivada pelo descasamento entre custos e receitas no setor de distribuição 
de energia elétrica, em decorrência da elevação dos gastos com aquisição de energia e da definição das 
novas quotas de CDE. A Audiência Pública nº 7/2015 foi instaurada com vistas a colher subsídios e 
informações adicionais para o aprimoramento da proposta de metodologia simplificada a ser aplicada na 
Revisão Tarifária Extraordinária – RTE de cada distribuidora.  
 
 Conforme Nota Técnica nº 35/2015, que apresentou análise dos pedidos de RTE e 
definição da metodologia final de cálculo, no âmbito da Audiência Pública nº 7/2015, as 
variações de receita requerida decorrentes das alterações de custo foram apropriadas 
como componentes financeiros específicos e transitórios na tarifa de energia ou na 
tarifa de uso. A adoção desses adicionais na forma de componentes financeiros 
possibilitaria a identificação da receita faturada com esses itens, bem como simplificaria 
o cálculo da RTE. 
 
 Em vista disso, as tarifas econômicas a serem consideradas nos reajustes tarifários 
subsequentes à RTE serão as mesmas do reajuste (ou revisão) tarifário anterior. A 
RTE, portanto, não afeta os cálculos de CVA, Sobrecontratação, Neutralidade de 
Encargos Setoriais e Parcela B, os quais seguem a metodologia usual. 
 
 Como a apuração da CVACOMPRA DE ENERGIA e CVACDE continua levando em conta a 
cobertura econômica estabelecida no último processo tarifário ordinário, se faz 
necessária a reversão da receita faturada com os componentes financeiros definidos 
na RTE, para os períodos de competência cujos pagamentos estejam nas respectivas 
CVAs e já não tenham sido revertidos no último processo tarifário. 
 
 Portanto, está sendo revertido o valor de -R$ 4.583.142,50, devidamente atualizado 
pela SELIC, referente à receita faturada no período remanescente de setembro e 
outubro de 2015, proveniente dos componentes financeiros de CDE estabelecidos na 
RTE. Já para o componente financeiro de Compra de Energia estabelecido na RTE, 
está sendo revertida a receita faturada para o período de agosto a outubro de 2015, 
totalizando -R$ 2.155.616,58 , atualizado pela SELIC. 
 
 O saldo a compensar dessa reversão será apurado, no próximo reajuste tarifário, 
seguindo a mesma sistemática de cálculo da CVA saldo a compensar.  
 
68. 
A tabela 12 consolida os valores dos componentes financeiros:

Fls. 25 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
Tabela 12: Componentes Financeiros 
 
 
 
IV. Adicionais de Bandeiras Tarifárias e CCRBT  
 
69. 
Os adicionais de bandeiras tarifárias são definidos pela ANEEL anualmente 
conforme previsão das variações relativas aos custos de geração por fonte termelétrica e à exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo que afetem os agentes de distribuição de energia elétrica 
conectados ao Sistema Interligado Nacional – SIN. 
 
70. 
Os recursos provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias pelas distribuidoras são 
revertidos à Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias – Conta Bandeiras, a qual foi criada 
pelo Decreto nº 8.401/2015 e regulamentada por meio do Submódulo 6.8 do PRORET. 
 
71. 
Uma vez arrecadados na Conta Bandeiras, os recursos são repassados às distribuidoras, 
considerando os custos efetivamente realizados de geração por fonte termelétrica e de exposição aos 
preços de liquidação no mercado de curto prazo e a respectiva cobertura tarifária vigente. 
 
72. 
Desta forma, conforme estabelecido no parágrafo 38 do Submódulo 6.8 do PRORET, a 
receita decorrente da aplicação dos adicionais das Bandeiras Tarifárias Amarela e Vermelha e os repasses 
da Conta Bandeiras foram considerados na apuração da CVAENERGIA, da CVAESS/EER da concessionária e do 
cálculo do financeiro de Exposição/Sobrecontratação referente ao ano civil de 2015.  
 
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%

Fls. 26 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
73. 
Neste processo tarifário, a receita proveniente da aplicação dos adicionais das Bandeiras 
Tarifárias Vermelha e dos repasses da Conta Bandeiras, que foi deduzida dos totais apurados de CVAENERGIA 
e da CVAESS/EER, contribuiu para que a tarifa da DMED não sofresse um aumento adicional médio de 8,1%.   
 
 
V. Subvenção CDE – Descontos Tarifários  
 
74. 
Nos termos do inciso VII do artigo 13º da Lei nº 10.438/2002, e conforme dispõe o Decreto 
nº 7.891/2013, a CDE, além de suas demais finalidades, deve custear descontos incidentes sobre as tarifas 
aplicáveis aos: geradores e consumidores de fonte incentivada; serviço de irrigação e aquicultura em horário 
especial; serviço público de água esgoto e saneamento; distribuidoras com mercado próprio inferior a 500 
GWh/ano; classe rural; subclasse cooperativa de eletrificação rural e; serviço público de irrigação. 
 
75. 
Conforme o artigo 3º do Decreto nº 7.891/2013, a Centrais Elétricas Brasileiras S. A. – 
Eletrobras – deve repassar o montante mensal de recursos da CDE a cada distribuidora visando custear os 
referidos descontos tarifários retirados da estrutura tarifária. Para definição dos valores mensais dos 
subsídios a serem repassados, a SGT utilizou o mercado considerado no período de referência deste 
processo tarifário. 
 
76. 
Sendo assim, a tabela abaixo apresenta o valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás a 
distribuidora no período de competência de novembro/2016 a outubro/2017, até o 10º dia útil do mês 
subsequente. Esse valor contempla também o ajuste referente à diferença entre os valores previstos e os 
realizados no período de outubro/2015 a outubro/2016.  
 
 
Tabela 15: Valores dos subsídios que serão repassados pela Eletrobrás 
 
 
77. 
No dia 26 de outubro de 2016, a DMED protocolou a Carta n° DS-623/2016 solicitando a 
consideração no ajuste subsídio do processo tarifário atual os descontos para fonte incentivada lançados 
incorretamente pela própria Empresa entre os meses de outubro de 2013 e setembro de 2014. 
 
78. 
No entanto, verificou-se no SAMP que, até o presente momento, os descontos continuam 
lançados de forma incorreta. Os descontos lançados aparecem para a classe industrial, quando na verdade 
o desconto correto, que, diga-se, é de responsabilidade da empresa informar, era para ser lançado na classe 
de consumo “fonte incentivada”, tal como foi feito a partir de outubro de 2014. 
 
 TIPO 
 Ajuste (R$) 
 Previsão (R$) 
 Valor Mensal (R$) 
Subsídio Carga Fonte Incentivada
145.612,57
                    
302.663,29
                    
448.275,86
                    
Subsídio Geração Fonte Incentivada
55.963,32
                      
49.600,17
                      
105.563,49
                    
Subsídio Distribuição
-
                                
-
                                
-
                                
Subsídio Água, Esgoto e Saneamento
(4.561,48)
                      
45.888,86
                      
41.327,38
                      
Subsídio Rural
(2.684,62)
                      
12.552,95
                      
9.868,33
                        
Subsídio Irrigante/Aquicultor
-
                                
-
                                
-
                                
Total
194.329,80
                    
410.705,26
                    
605.035,07

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Processo nº 48500.001085/2016-12 
79. 
Dessa forma, não foi dado prosseguimento a análise do pleito, uma vez que se observa um 
vício de origem que macula toda a análise sobre o ajuste subsídio solicitado.  
 
 
VI. Análise dos Resultados 
 
80. 
O Reajuste Tarifário Anual – RTA da DMED - DME Distribuição S.A conduz a um efeito 
médio nas tarifas a ser percebido pelos consumidores de -29,13%, sendo de -32,07%, em média, para os 
consumidores conectados na Alta Tensão e de -26,83%, em média, para os consumidores conectados na 
Baixa Tensão.  
 
Tabela 16: Efeito médio  
 
 
81. 
O efeito médio de -29,13% decorre: (i) do reajuste dos itens de custos de Parcela A e B, 
calculado conforme Índice de Reajuste Tarifário – IRT estabelecido no contrato de concessão; (ii) da inclusão 
dos componentes financeiros apurados no atual reajuste tarifário para compensação nos 12 meses 
subsequentes; e (iii) da retirada dos componentes financeiros estabelecidos no processo de reajuste tarifário 
anual de 2015, que vigoraram até a data do reajuste em processamento. 
 
82. 
A atualização dos custos de Parcela A e B resultou em um índice de reajuste tarifário de -
7,28%, ao se ter como base de comparação para a Parcela A e a B na Data do Reajuste Anterior – DRA 
apenas os custos estabelecidos no reajuste de 2015. 
 
83. 
Desse índice de reajuste tarifário, a variação dos custos de Parcela A contribuiu para o 
efeito médio em -10,28% enquanto a variação de custos de Parcela B foi responsável em 3,01%.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 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%

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Tabela 17: Variação e Participação no IRT das Parcelas A e B 
 
 Variação 
 Participação no 
Reajuste 
 Participação na 
Receita 
PARCELA A [Encargos+Transmissão+Energia]
-14,36%
-10,28%
66,16%
Encargos Setoriais
-1,83%
-0,51%
29,81%
Taxa de Fisc. de Serviços de E.E. – TFSEE
6,61%
0,01%
0,17%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (USO)
-38,74%
-6,28%
10,70%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Decr. 7945/2013)
33,12%
0,35%
1,52%
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE (Conta-ACR)
27,45%
1,59%
7,99%
Compensação financeira - CFURH
94,90%
0,17%
0,38%
Encargos Serv. Sist. - ESS e Energ. Reserv. - EER
154,80%
3,18%
5,65%
PROINFA
34,37%
0,65%
2,74%
P&D, Efic.Energ e Ressarc.ICMS Sist.Isol.
-23,71%
-0,19%
0,67%
Custos de Transmissão
2,98%
0,12%
4,54%
Rede Básica
-2,61%
-0,06%
2,32%
Rede Básica Fronteira
13,30%
0,10%
0,94%
MUST Itaipu
10,05%
0,07%
0,78%
Transporte de Itaipu
4,00%
0,01%
0,35%
Conexão
-1,86%
-0,00%
0,13%
Custos de Aquisição de Energia
-25,11%
-9,89%
31,81%
PARCELA B
10,59%
3,01%
33,84%
IRT considerando a variação tarifária da RTE
-7,28%
100,00%
Efeito dos Componentes Financeiros do Processo Atual 
-13,71%
CVA em Processamento - Encargos Setoriais
-1,18%
CVA em Processamento - Energia comprada
1,15%
CVA em Processamento - Transmissão
0,17%
Saldo a Compensar CVA-Ano Anterior + Ajustes
-10,35%
Neutralidade dos Encargos
2,20%
Repasse da sobrecontratação/exposição de energia REN n° 255/2007
-0,78%
Financeiro de Reversão RTE - Energia
-1,43%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Uso
-2,81%
Financeiro de Reversão RTE - CDE Energia
-0,24%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TE
-0,07%
Reversão de Financeiros por Postergação - Componente TUSD
-0,39%
Ajuste Financeiro de Parcela B
0,01%
Ajuste Financeiro de Parcela A
0,004%
Efeito da retirada dos Componentes Financeiros do Processo Anterior
-8,14%
Efeito Médio a ser percebido pelos Consumidores 
-29,13%

Fls. 29 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
84. 
Em relação à atualização dos componentes financeiros apurados no atual reajuste, para 
compensação nos 12 meses subsequentes, esses contribuíram no efeito tarifário em -13,71% no atual 
reajuste da DMED. 
 
85. 
Por outro lado, o efeito da retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste 
tarifário anual de 2015, que contribuíram com um aumento nas tarifas estabelecidas em 2015, representa 
uma redução de -8,14% no atual reajuste, quando de sua retirada nas tarifas atualmente praticadas pelos 
consumidores. 
 
86. 
O Valor da Parcela A apresentou uma variação de -14,36% em relação ao Reajuste de 
2015, representando -10,28% na composição do efeito médio, com destaque para: 
 
i) Encargos Setoriais. O valor total dos encargos setoriais resultou em variação de -1,83% 
em comparação com os valores do reajuste de 2015, correspondendo a uma variação tarifária no efeito 
médio de -0,51%. Destaca-se, principalmente, a redução do orçamento da CDE – USO, decorrente de 
recente aprovação das cotas anuais da CDE para o ano de 2016, conforme Resolução Homologatória nº 
2.077, de 7 de junho de 2016, que contribuiu para um efeito médio de -6,28% no atual reajuste da DMED. 
Esse efeito foi compensado, em certa medida, pelo aumento da previsão de custos com ESS e EER.  
 
ii) Custos de Transmissão. Variação de 2,98% em relação ao Reajuste de 2015, 
correspondendo a um efeito médio de 0,12%. O efeito nulo dos custos de transmissão é resultado da 
redução da TUST-RB, em função de custos financeiros associados a um superávit de arrecadação que 
resultou em uma Parcela de Ajuste (PA) negativa para o segmento consumo, além da entrada prevista para 
o ciclo 2016-2017 de quantidade significativa de novos geradores, as quais compensaram o aumento da 
despesa com o  MUST de Itaipu.  
 
iii) Compra de Energia. Variação de -25,11% em relação ao processo anterior, contribuindo 
para um efeito médio de -9,89%. Contribuíram para o efeito negativo no custo da aquisição de energia: a 
nova tarifa de repasse de potência da Itaipu Binacional para 2016, publicada pela Resolução Homologatória 
nº. 2.001, de 15/12/2015, a qual sofreu uma redução de 32,3% em relação à tarifa praticada em 2015 e a 
redução do custo unitário do contrato bilateral com a UHE Machadinho, cujo o valor regulatório de energia 
foi definido após o encerramento da AP nº 066/2016.  
 
87. 
A Tabela 16 demonstra a variação dos montantes e do custo com compra de energia em 
relação ao processo anterior.

Fls. 30 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
Tabela 18: Comparação da variação do custo de energia 
 
 
 
88. 
A atualização da Parcela B representou 3,01% na composição do efeito médio, refletindo a 
variação acumulada do IGP-M no período de referência descontado o Fator X. 
  
89. 
O gráfico I demonstra a participação dos itens das Parcelas A e B na composição da nova 
Receita Anual da concessionária. 
 
Gráfico I: Participação dos itens das Parcelas A e B na Receita Anual 
 
 
 
90. 
O gráfico II ilustra a participação de cada segmento na composição da receita da 
distribuidora com tributos, tendo sido utilizadas as alíquotas médias nominais de 24,0% para o ICMS e 7,5% 
para o PIS e COFINS (total de 31,49% por dentro), o que equivale a uma majoração de 45,97% por fora 
sobre o valor da conta de energia elétrica sem os referidos tributos na sua base de cálculo. 
 
 
 
 
Tipo de contrato
Processo DRA
Processo atual
Variação
Processo DRA
Processo atual
Variação
Existente - CCEAR-DSP
3.083,31
3.654,67
18,53%
212,29
296,63
39,73%
Existente - CCEAR-QTD
4.019,72
4.764,61
18,53%
201,00
222,45
10,67%
Bilateral - Machadinho
93.171,09
110.855,78
18,98%
149,49
105,09
-29,70%
Cota Angra I e Angra II
14.875,87
17.268,31
16,08%
162,09
206,29
27,27%
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%
0,00
0,00
-
Sobra (-) / Exposição (+)
15.046,89
-62.491,40
-515,3%
166,28
125,32
-24,6%
TOTAL
365.398,62
364.521,49
-0,2%
162,27
121,82
-24,9%
Custo unitário (R$/MWh)
Montante de energia (MWh)
  Montante de energia (MWh)  Custo unitário (R$/MWh)
Tipo de contrato  Processo DRA Processo atual Variação  Processo DRA Processo atual Variação
Existente - CCEAR-DSP
Existente - CCEAR-QTD
Bilateral - Machadinho
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%
0,00 0,00 -
Sobra (-) / Exposição (+)  15.046,89 -62.491,40 -515,3%  166,28 125,32 -24,6%
TOTAL  365.398,62 364.521,49 -0,2%  162,27 121,82 -24,9%

Fls. 31 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
 
Gráfico II: Participação dos itens das Parcelas A e B na composição da Receita Anual com tributos 
 
 
91. 
A título de informação, apresenta-se no gráfico abaixo a evolução da tarifa B1-Residencial 
da DMED nos últimos nove anos, comparada com a variação do IGP-M (81,75%) e IPCA (76,48%) no 
mesmo período.

Fls. 32 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Processo nº 48500.001085/2016-12 
Gráfico III: Evolução da tarifa Residencial B1 (2007-2016)  
 
 
92. 
Por fim, os valores dos serviços cobráveis previstos nos artigos 102, 103 e 131 da 
Resolução Normativa nº 414, de 9/9/2010, estabelecidos no momento da revisão tarifária das distribuidoras 
e cuja receita líquida é destinada à modicidade tarifária, foram atualizados pela variação acumulada do IPCA 
até o mês do atual reajuste tarifário, conforme previsto na Resolução Homologatória nº 1.121, de 15/3/2011. 
 
 
VII. 
DO FUNDAMENTO LEGAL 
 
93. 
O inciso IV do artigo 15 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996; o inciso X do artigo 4° do Anexo I 
do Decreto n° 2.335, de 6/10/1997, o artigo 3° da Lei n° 9.427, de 26/12/2004, com a redação dada pelo 
art. 9° da Lei n° 10.848, de 15/3/2004 e a Cláusula Sétima dos Contrato de Concessão nº 49/1999. 
 
 
VIII. 
DA CONCLUSÃO 
 
94. 
Com base na legislação vigente, nos Contratos de Concessão nº. 49/1999, no que consta 
do Processo nº 48500.001085/2016-12 e nas informações contidas nesta Nota Técnica, opina-se: 
 
i) 
pela aprovação do índice de reajuste tarifário anual médio de -20,99% a ser aplicado 
às tarifas da DMED, que corresponde a um efeito médio a ser percebido pelos 
consumidores de -29,13% sendo de -32,07% em média para os consumidores 
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  
  Variação IGPM  
    494,09
  Variação IPCA  
441100,,5555    
359,72    
333,50
7,52 306,42    
301,69
316,41 304,00 306,42    
    
    

Fls. 33 Nota Técnica nº 370/2016-SGT/ANEEL, de 11 de novembro de 2016. 
 
 
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência. 
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Superintendência de Gestão Tarifária – SGT/ANEEL 
 
Processo nº 48500.001085/2016-12 
conectados em Alta Tensão (AT) e de -26,83% em média para aqueles conectados 
em Baixa Tensão (BT); 
 
ii) 
pela fixação das Tarifas de Energia – TE e das Tarifas de Uso dos Sistemas de 
Distribuição – TUSD aplicáveis aos consumidores e usuários da DMED; 
 
iii) 
pelo estabelecimento dos valores da receita anual referente às instalações de 
transmissão classificadas como DIT de uso exclusivo; 
 
iv) 
pela aprovação, para fins de cálculo do atual reajuste tarifário, da previsão anual dos 
Encargos de Serviço do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER; e 
 
v) 
pela homologação do valor mensal a ser repassado pela Eletrobrás à distribuidora 
para custeio dos subsídios retirados da estrutura tarifária; 
 
 
 
IX. DA RECOMENDAÇÃO 
 
95. 
Fundamentado no exposto nesta Nota Técnica, recomenda-se a aprovação do Reajuste 
Tarifário Anual em questão, conforme detalhado na conclusão acima.  
 
 
 
 
LUIS CARLOS CARRAZZA
Especialista em Regulação 
RODRIGO FERNANDES BRAGA COELHO
Especialista em Regulação 
 
 
 
De acordo: 
 
 
 
 
CLÁUDIO ELIAS CARVALHO 
Superintendente de Gestão Tarifária - Substituto