A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta quarta-feira, 16 de novembro, os processos de reajuste tarifário anual da DME Distribuição (DMED) e Companhia Hidroelétrica São Patrício (Chesp), que passam a vigorar em 22 de novembro.
Confira abaixo os principais efeitos nos processos tarifários:
DMED
A DME Distribuição (DMED) teve aprovado o reajuste tarifário anual de 15,28%, em média. A distribuidora atua na cidade de Poços de Caldas, atendendo 83 mil unidades consumidoras, cujo consumo representa faturamento anual da ordem de R$ 182,5 milhões.
Os consumidores atendidos na alta tensão, terão um reajuste médio de 23,51%, enquanto os atendidos na baixa tensão, o reajuste médio será de 10,20%. Para o subgrupo B1, da classe residencial, o reajuste será em média de 9,98%.
Conforme previsto na lei nº 14.299, a empresa recebeu cerca de R$ 17 milhões de subvenção econômica custeada pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), com efeito negativo de 9,01% na tarifa média. A distribuidora possui mercado próprio anual inferior a 350 GWh, e sua tarifa não pode ser superior à aplicada a Cemig, concessionária de área adjacente com mercado próprio anual superior a 700 GWh.
Os componentes financeiros tiveram impacto de 19,51%, resultado, principalmente, da sobrecontratação/exposição de energia, em 12,07%, de encargos setoriais em 7,77%, e da reversão do diferimento de bandeira tarifária de 2021, em 6,55%.
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Chesp
Já a Chesp, que atende 39,2 mil unidades consumidoras na cidade de Ceres, em Goiás, teve aprovado o reajuste tarifário com efeito médio de 8,18%. Os consumidores atendidos na alta tensão terão aumento médio de 15,95%, enquanto os atendidos na baixa tensão terão efeito médio de 6,61%. Já para os consumidores residenciais, as tarifas terão aumento médio de 5,68%.
A diferença decorre, principalmente, dos componentes tarifários, já que houve acréscimo da CDE Uso, com efeito apenas na alta tensão, por um consumidor livre representativo da distribuidora. Outro ponto foi o custo com compra de energia, com efeito de 2,63%, sendo que apenas o custo de contrato bilateral resultou em 2,28%.
Com a empresa também possui mercado próprio anual inferior a 350 GWh, e sua tarifa não pode ser superior à aplicada a Enel Goiás, concessionária de área adjacente com mercado próprio anual superior a 700 GWh, a subvenção econômica custeada pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), resultou em efeito negativo de 5,92% na tarifa média.
Os encargos setoriais tiveram impacto de 5,78% nos componentes financeiros, enquanto a previsão de risco hidrológico de 4%, foi aliviada pelo efeito negativo da reversão do processo anterior de 3,81%. As medidas de mitigação resultaram em -6,02%, em sua maior parte, pelo crédito de PIS/Cofins de -4,77%. Dessa forma, os componentes resultaram em 3,7%.
