DSP - DESPACHO 211/2016
Tipo de documento: voto
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-02-04
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005415/2015-50
INTERESSADO:
Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior.
RESPONSÁVEL: ASSESSORIA DA DIRETORIA.
ASSUNTO: Pedido de Revisão Tarifária Extraordinária da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa.
I - RELATÓRIO
1. A Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, sediada na cidade de Jaguariúna - SP,
atende aproximadamente 45 mil consumidores e possui faturamento anual da ordem de R$ 82 milhões.
2. Em 3/2/2015, por meio da Resolução Homologatória 1.849/2015, as tarifas da CPFL Mococa foram
reajustadas em 23,34%, sendo 28,9% relativos ao reajuste tarifário econômico e -5,55% aos componentes
financeiros.
3. Em 27/2/2015, por meio da Resolução Homologatória nº 1.858/2015, foram aprovados os resultados
da Revisão Tarifária Extraordinária - RTE das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica, com vigência a
partir de 2 de março.
4. A cobertura tarifária adicional considerada na RTE da CPFL Mococa representou um efeito médio
percebido pelos consumidores de 16,25% em relação às tarifas estabelecidas no seu último processo de reajuste.
5. Na ocasião da RTE realizada em março de 2015, a cobertura do encargo de CDE foi atualizada com
as cotas de custeio estabelecidas para 2015. A tarifa de Itaipu foi revista para refletir o aumento da tarifa em dólar
ocorrido em janeiro de 2015 e os custos de energia foram revistos para considerar as condições de contratação em
março de 2015, em especial a energia adquirida nos Leilões de Ajuste ao preço teto do PLD.
6. Em 15/10/2015, por meio de Carta1, a CPFL Mococa solicitou a revisão das suas tarifas, mediante o
reconhecimento de cobertura adicional, visando recompor o equilíbrio econômico e financeiro da distribuidora.
7. Nos termos do pedido de RTE, a concessionária solicita que:
(i) se instaure processo de revisão tarifária extraordinária;
Carta n° 066/RR/CPFL Mococa/2015, 15/12/2015.
1
48575.000309/2016-00

(ii) seja reconhecida a situação de desequilíbrio financeiro do Contrato de Concessão;
(iii) neste processo de RTE, considere:
a. A CVA energia e CVA de Encargos Setoriais constituídas entre o último Reajuste Tarifário
Anual e a competência de setembro de 2015;
b. Sobrecontratação / Exposição constituída em 2015;
c. Neutralidade de Encargos Setoriais constituída entre o último Reajuste Tarifário Anual e a
competência de setembro de 2015;
d. Exposição por Diferença de Preços entre Submercados constituída em 2015.
(iv) seja aplicado o índice de revisão tarifária extraordinária que solucione o desequilíbrio financeiro;
e
(v) no prazo máximo de 30 dias, em conformidade com o disposto no artigo 15, §1º , da Lei no 9.427,
de 26.12.1996, estabeleça novas tarifas que permitam reequilibrar a distribuidora pelo aumento
extraordinário dos custos incorridos (e por incorrer até o próximo evento tarifário) na aquisição da
energia elétrica e nos encargos setoriais.
8. Em 10/11/2015, a Diretoria Colegiada da Aneel decidiu pela instauração de Audiência Pública
visando obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da quarta revisão tarifária da CPFL Mococa,
a ser realizada em 22 de março de 2016. Os resultados preliminares indicam para um reposicionamento tarifário de
5,01%, sendo de 3,15% relativos a atualização da Parcela A e 1,86% relativos a atualização da Parcela B. Em
relação aos componentes financeiros a serem considerados no processo de revisão da CPFL Mococa, para
compensar nos 12 meses, esses representaram um aumento tarifário de 6,69%.
9. Com o objetivo de avaliar os valores apresentados pela concessionária no pleito de RTE, foi
solicitado, por meio do Ofício nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 10/12/2015, o envio das planilhas de apuração do saldo
da CVA até a data limite de 18/12/2015, posteriormente postergado para 8/1/2016.
10. É o relatório.
II – FUNDAMENTAÇÃO
11. Os princípios regulatórios que motivam a realização da RTE estão intrinsicamente relacionados à
preservação das condições de equilíbrio econômico-financeiro estabelecidas no contrato de concessão, quando da
ocorrência de alterações significativas nos custos da concessionária, por solicitação da concessionária e por ela
devidamente comprovada.
12. É neste sentido que o Parecer nº 015/2004 – PF/ANEEL estabeleceu os requisitos para a realização
da revisão tarifária extraordinária.
"No que toca especificamente à revisão tarifária extraordinária, que é o instituto que interessa no
caso presente, ela ocorrerá apenas quando comparecerem, ao mesmo tempo, os elementos
abaixo apontados: (i) a imprevisibilidade do evento, ou, ainda, a imprevisibilidade dos seus efeitos

sobre o contrato de concessão; (ii) evento deve ser alheio à vontade e à ação do concessionário;
(iii) desequilíbrio significativo do contrato como consequência do evento".
13. Nesse entendimento, devem ser necessariamente observados fatos imprevisíveis e alheios à ação
da concessionária. Além disso, é preciso haver uma alteração significativa das condições estabelecidas no contrato,
que desequilibre a concessão. O simples fato de a empresa estar em desequilíbrio financeiro não é justificativa
suficiente para a realização da revisão extraordinária, haja vista que o instituto não deve ser usado como uma
compensação a desequilíbrios que possam ter sido causados pela própria empresa.
14. Em suma, é necessário que as condições estabelecidas no contrato sejam significativamente
alteradas, pois o compromisso é com a estabilidade dos níveis regulatórios estipulados à concessão, e não com os
resultados financeiros da empresa.
15. Entende-se ainda que a aferição do nível de criticidade para a realização da RTE deve-se limitar
apenas a descasamentos de cobertura econômica que possam ser ajustados mediante redefinição dos custos de
Parcela A e B. Nesse caso, a realização da RTE teria como propósito corrigir, a partir da publicação das novas
tarifas, os desequilíbrios de cobertura de Parcela A e B, e não o de compensar financeiramente os valores já
inclusos na tarifa mediante concessão de componente financeiro específico.
16. Isso porque já existem nos processos tarifários mecanismos ordinários de compensação de
variações de custos, tais como a CVA e receitas advindas do acionamento das bandeiras tarifárias que atuam na
preservação do equilíbrio econômico e financeiro, cujos efeitos são percebidos independentemente da realização da
RTE.
17. Entende-se ainda que mesmo na hipótese de realização de uma RTE mediante a concessão de
componente financeiros para compensar os custos já incorridos, esses não poderiam ser recompostos
imediatamente dada a natureza de cobrança das tarifas que é mensal, de modo que os custos adicionais
reconhecidos nas tarifas teriam que ser necessariamente diluídos em 12 meses, e, portanto, não resultariam em uma
recuperação imediata do fluxo de caixa da empresa.
18. Nesse entendimento, o intuito da RTE seria o de corrigir os desequilíbrios de cobertura de Parcela A
e B, a partir da publicação das novas tarifas, quando os mecanismos ordinários de compensações entre os
processos tarifários não são mais capazes de atuar na preservação do equilíbrio da concessão até a realização do
processo tarifário subsequente, por se tratarem de impactos financeiros desproporcionais. A RTE feita em fevereiro
de 2015 seguiu esse preceito.
19. No pedido de revisão das tarifas, a CPFL Mococa argumenta que existiria um descompasso entre os
custos e a cobertura tarifária vigente, sem que a concessionária tivesse gerência sobre esses custos. De acordo com
a concessionária, os valores acumulados sem cobertura até setembro de 2015 somariam R$ 5,39 milhões, conforme
Tabela 1 abaixo:

Tabela 1 - Ativos Regulatórios em constituição e de Saldo a amortizar do RTA 2015, em milhões de reais, solicitados
inicialmente à CPFL Mococa.
Informações RTE CPFL Mococa
Ativo Regulatório em constituição (A) - até set. 2015 6,64
CDE 0,97
Energia de Itaipu 8,18
Energia - demais contratos -4,48
Outros (ESS, Rede Básica, Neutralidade, etc) 1,98
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015 -1,24
Saldo Final (A + B) 5,39
20. Em síntese, como causa principal desse descompasso de receita, a CPFL Mococa aponta:
(a) o valor mensal da cota de CDE de março a dezembro de 2015, superior ao valor mensal de
cobertura;
(b) o aumento expressivo do custo de compra de energia proveniente da usina de Itaipu, devido à
crescente desvalorização do Real frente ao dólar;
(c) aumento do custo de compra de energia de demais contratos em decorrência do elevado
despacho térmico e do risco hidrológico;
(d) insuficiência da cobertura tarifária dos outros custos de Parcela A, tais como, encargo de serviço
de sistema, rede básica, neutralidade de encargos setoriais, entre outros.
21. Todos esses itens, denominados pela empresa de "Ativo Regulatório em constituição", teriam
totalizado um déficit acumulado de R$ 6,64 milhões até setembro de 2015, com destaque para o déficit com Itaipu
em razão do descasamento entre a taxa de câmbio utilizada no último processo tarifário, de R$ 2,80 / U$ e a que
efetivamente ocorreu no período, que teria alcançado cotações próximas de R$ 4,00 / US$, segundo a
concessionária. Ainda segundo o pleito, haveria um saldo a compensar da cobertura considerada a maior em
processos anteriores, denominado de "Saldo a amortizar do RTA 2015", no valor negativo de R$ 1,24 milhões.
22. Em resposta ao Ofício n° 183/2015-SGT/ANEEL, que solicitou informações complementares à
concessionária para a avaliação da RTE, a CPFL Mococa atualizou os valores dos "Ativos Regulatórios em
constituição" para novembro de 2015. Na ocasião os valores foram revistos para baixo, passando a totalizar a R$
2,66 milhões, ao invés dos R$ 6,64 milhões informados anteriormente. Na Tabela 2 abaixo, são apresentados os
valores de "Ativos Regulatórios em constituição", após a atualização, e de "Saldo a amortizar do RTA 2015",
informado na RTE.

Tabela 2 - Ativos Regulatórios em constituição e de Saldo a amortizar do RTA 2015, em milhões de reais, após a
atualização.
RESPOSTA OFÍCIO CPFL Mococa
Ativo Regulatório em constituição (A) - até nov. 2015
2,66
CDE 1,13
Energia 5,15
Bandeira (valor negativo) -1,88
Outros (ESS, Rede Básica, etc) -0,57
Sobrec/exp entre subm - bandeiras -1,17
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015 -1,24
Saldo Final (A + B) 1,42
23. A respeito do valor negativo a compensar de R$ 1,24 milhões, concordo com a área técnica de que
os componentes financeiros já inseridos nas tarifas (positivos ou negativos), mas ainda não compensados, pelo fato
de não ter transcorrido 12 meses desde o último processo tarifários, não devem ser levados em consideração para a
análise da RTE.
24. Por se tratarem de componentes financeiros que já foram inseridos nas tarifas para serem
compensados nos próximos 12 meses, a "temporalidade da compensação" desses financeiros não deve ser
considera para a análise do desequilíbrio da concessão, tendo em vista que para esses custos já foi dado o devido
tratamento tarifário. Portanto, resta apenas a análise de novos eventos que possam desequilibrar a concessão.
25. No que tange aos custos com despacho térmico e risco hidrológico, os quais a CPFL Mococa alega
estar exposta, cumpre destacar que essas variações de custos foram significativamente mitigadas com a
implementação do sistema de Bandeiras Tarifárias. Com a edição do Decreto n° 8.401/2014, os custos variáveis de
energia que dependem das condições de geração no sistema interligado passaram a ser repassados mensalmente,
parcialmente ou integralmente, pelos adicionais das Bandeiras Tarifárias.
26. Desse modo, entende-se que o pedido da CPFL Mococa relativo a esses custos não deve prosperar,
uma vez que já foram implementadas medidas de caráter geral para a mitigação desses desequilíbrios. Os repasses
efetuados pela Conta Bandeira para a CPFL Mococa relativos a esses custos somaram R$ 4,9 milhões em 2015.
27. Destaca-se ainda que, com a ampliação dos custos que passaram a ser contemplados pela
sistemática das Bandeiras Tarifárias, a tendência é que uma quantidade cada vez menor deles fique para ser
compensada nos processos tarifários específicos.
28. Até fevereiro de 2015, as bandeiras tarifárias consideravam somente os custos variáveis das usinas
térmicas que eram utilizadas na geração de energia. Desde de março de 2015, com o aprimoramento do sistema,
todos os custos de geração relacionados ao cenário hidrológico passaram a compor o cálculo das bandeiras, como:

ESS decorrente de usinas despachadas por ordem de mérito com CVU acima do valor teto do PLD, ESS por
segurança energética e risco hidrológico associado à geração dos CCGFs e de Itaipu.
29. Ressalta-se ainda que, recentemente, por meio do Despacho nº 3.887/2015, de 1º/12/2015, foram
fixados os valores a serem repassados às concessionárias de distribuição de energia elétrica que ficaram credoras
com a Conta Bandeiras, entre as quais, a própria CPFL Mococa, no valor de R$ 452.551,60, o que demostra que os
recursos provenientes dos adicionais da Conta Bandeiras mitigaram sensivelmente os custos incorridos pela
concessionária ao longo de 2015, conforme Tabela 3.
Tabela 3 – Valores de repassa da Conta Bandeiras da CPFL MOCOCA.
Valor de Repasse da Conta
Agentes Credores
CCBRT (R$)
CPFL JAGUARI 1.032.381,97
CPFL LESTE PTA 834.430,89
CPFL MOCOCA 452.551,60
CPFL PAULISTA 35.473.270,18
CPFL PIRATININGA 42.851.675,87
CPFL STA CRUZ
2.847.783,42
CPFL SUL PTA 922.527,73
RGE 1.495.224,31
Total 85.909.845,98
30. Em relação à alegação de insuficiência de cobertura tarifária para itens como encargo de serviço de
sistema − transporte de energia −, não ficou demostrado no pleito da concessionária a existência de qualquer
descompasso desproporcional de cobertura que pudesse justificar a realização de RTE. Como tal, eventuais
diferenças entre as coberturas e as despesas deverão ser tratadas mediante mecanismos ordinários de
compensação no próximo processo tarifário.
31. Frisa-se ainda que quando do envio de informações complementares, em resposta ao Ofício n°
183/2015-SGT/ANEEL, a concessionária passou a informar um valor de cobertura superior as despesas incorridas
com esses itens até novembro de 2015.
32. No que se refere aos custos com o encargo de CDE, a concessionária argumenta que as cotas de
custeio para pagamento entre março a dezembro de 2015 foram estabelecidas em valores superiores à cobertura
mensal considerada no último processo tarifário.
33. De fato, em função do atraso na homologação das cotas da CDE para o ano de 2015, os valores
mensais de custeio estabelecidas entre março e dezembro de 2015 foram definidos em montantes superiores a um
doze avos da cota anual, como forma de compensar os valores mais baixos fixados para janeiro e fevereiro de 2015.
Por sua vez, o valor mensal de cobertura considerado na revisão extraordinária da CPFL Mococa, realizada em
março de 2015, correspondeu a um doze avos da cota anual, isto é, em um valor inferior às cotas mensais de
custeio definidas a partir de março.

34. Nota-se, no entanto, que os resultados parciais apresentados na fase de audiência pública para a
homologação das quotas anuais da CDE para o ano de 20162 indicam uma redução do encargo setorial a partir de
janeiro de 2016. Caso confirmado esses resultados, as concessionárias carregarão, a partir de janeiro de 2016 até a
realização dos processos tarifários ordinários em 2016, uma cobertura tarifária para a CDE superior à nova cota de
custeio. No caso específico da CPFL Mococa, isso significaria uma cobertura a maior, favorável à concessionária,
de R$ 767 mil, a partir de janeiro de 2016 até a realização do seu próximo reajuste em março de 2016.
35. Na Tabela 4 abaixo, é feita uma comparação entre os valores de custeio e os considerados na tarifa
na data de corte da última CVA calculada no reajuste de 2015 até a realização do reajuste de 2016.
Tabela 4 – Estimativa de despesa e cobertura para a CDE

Competência Data Pagamento
Cobertura R$ Delta R$
(mm/aa) Pagamento R$

| dez/14 | 10/01/2015 | 97.737,62 | 56.783,92 | 40.953,69 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| jan/15 | 10/02/2015 | 165.602 | 56.783,92 108.818,08 |  |
| fev/15 | 10/03/2015 | 165.602 | 88.474,28 | 77.127,72 |
| mar/15 | 10/04/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| abr/15 | 10/05/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| mai/15 | 10/06/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| jun/15 | 10/07/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| jul/15 | 10/08/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| ago/15 | 10/09/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| set/15 | 10/10/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| out/15 | 10/11/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| nov/15 | 10/12/2015 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| dez/15 | 10/01/2016 | 1.207.851 | 1.034.143 173.708,46 |  |
| jan/16 | 10/02/2016 | 650.438 | 1.034.143 -383.704,53 |  |
| fev/16 | 10/03/2016 | 650.438 | 1.034.143 -383.704,53 |  |

TOTAL 13.808.327,64 12.611.752,61 1.196.575,02
36. Nota-se que quando se analisa o período entre processos tarifários, o saldo é desfavorável a
concessionária em R$ 1,2 milhões.
37. Um outro ponto destacado pela concessionária refere-se à defasagem de cobertura para a aquisição
de energia de ITAIPU, em razão da taxa de câmbio do dólar considerado no último processo ter sido de 2,80 R$ /
US$, e, atualmente, o dólar está em um patamar superior, da ordem de 4,00 R$ / US$3.
2 Processo n° 48500.004731/2015-12.
Média do dólar de venda entre 19/12/2015 a 18/01/2016 igual a 3,98 R$/US$.
3

38. Quanto a esse ponto, cumpre registrar que, apesar do aumento recente da cotação do dólar, na 47ª
Reunião da Diretoria Colegiada da ANEEL, realizada em 15 de dezembro de 2015, foi aprovada a nova tarifa de
repasse de Itaipu para o ano de 20164 em um patamar 32% menor (em dólar) do que a aprovado para o ano de
2015 (de 38,07 R$/US$ para 25,78 R$/US$).
39. Com efeito, caso a cotação do dólar se estabilize em um patamar de 4,00 R$/MWh, a partir da
competência de janeiro de 2016 até a realização do processo de reajuste de 2016, a CPFL Mococa carregará uma
cobertura tarifária para Itaipu superior aos pagamentos.
40. Na Tabela 5 abaixo são apresentadas as diferenças entre as coberturas e os pagamentos de ITAIPU
verificadas desde a data de corte da última CVA e até a realização do reajuste de 2016.
Processo nº 48500.005213/2015-16
4

Tabela 5 –Estimativa de despesa e cobertura para a Itaipu
Data de Vencimento da Tx de câmbio

competência Faturado (R$) Cobertura (R$) Diferença (R$)
Fatura (R$/US$)

| nov/2014 | 09/01/2015 | 2,66 | 224.010,89 | 197.999,76 | 26.011,12 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| nov/2014 | 20/01/2015 | 2,62 | 221.178,83 | 197.999,76 | 23.179,06 |
| nov/2014 | 30/01/2015 | 2,66 | 224.348,04 | 197.999,76 | 26.348,27 |
| dez/2014 | 10/02/2015 | 2,81 | 234.198,05 | 196.000,80 | 38.197,25 |
| dez/2014 | 20/02/2015 | 2,87 | 239.412,83 | 196.000,80 | 43.412,04 |
| dez/2014 | 27/02/2015 | 2,88 | 240.105,36 | 196.000,80 | 44.104,56 |
| jan/2015 | 10/03/2015 | 3,13 | 378.484,18 | 194.409,78 | 184.074,40 |
| jan/2015 | 20/03/2015 | 3,24 | 392.078,80 | 194.409,78 | 197.669,02 |
| jan/2015 | 01/04/2015 | 3,15 | 381.580,47 | 194.409,78 | 187.170,68 |
| fev/2015 | 10/04/2015 | 3,08 | 372.388,38 | 322.412,45 | 49.975,93 |
| fev/2015 | 20/04/2015 | 3,05 | 368.493,84 | 322.412,45 | 46.081,38 |
| fev/2015 | 30/04/2015 | 2,99 | 361.998,90 | 322.412,45 | 39.586,45 |
| mar/2015 | 12/05/2015 | 3,04 | 375.639,39 | 346.188,63 | 29.450,76 |
| mar/2015 | 26/05/2015 | 3,13 | 387.545,81 | 346.188,63 | 41.357,18 |
| mar/2015 | 03/06/2015 | 3,12 | 385.481,04 | 346.188,63 | 39.292,41 |
| abr/2015 | 15/06/2015 | 3,10 | 383.651,19 | 346.188,63 | 37.462,56 |
| abr/2015 | 22/06/2015 | 3,08 | 380.201,66 | 346.188,63 | 34.013,03 |
| abr/2015 | 30/06/2015 | 3,10 | 383.515,18 | 346.188,63 | 37.326,55 |
| mai/2015 | 10/07/2015 | 3,19 | 398.262,52 | 349.670,77 | 48.591,75 |
| mai/2015 | 20/07/2015 | 3,21 | 401.409,56 | 349.670,77 | 51.738,79 |
| mai/2015 | 30/07/2015 | 3,36 | 420.179,38 | 349.670,77 | 70.508,61 |
| jun/2015 | 10/08/2015 | 3,49 | 439.819,09 | 352.833,12 | 86.985,97 |
| jun/2015 | 20/08/2015 | 3,47 | 437.828,10 | 352.833,12 | 84.994,98 |
| jun/2015 | 31/08/2015 | 3,65 | 459.451,73 | 352.833,12 | 106.618,61 |
| jul/2015 | 10/09/2015 | 3,87 | 488.828,94 | 353.756,95 | 135.071,99 |
| jul/2015 | 21/09/2015 | 3,98 | 503.029,75 | 353.756,95 | 149.272,80 |
| jul/2015 | 30/09/2015 | 3,97 | 501.854,78 | 353.756,95 | 148.097,82 |
| ago/2015 | 13/10/2015 | 3,82 | 482.343,81 | 353.152,91 | 129.190,90 |
| ago/2015 | 20/10/2015 | 3,87 | 487.477,14 | 353.152,91 | 134.324,23 |
| ago/2015 | 30/10/2015 | 3,86 | 486.619,48 | 353.152,91 | 133.466,57 |
| set/2015 | 10/11/2015 | 3,80 | 475.975,83 | 350.949,92 | 125.025,91 |
| set/2015 | 20/11/2015 | 3,70 | 463.755,26 | 350.949,92 | 112.805,33 |
| set/2015 | 30/11/2015 | 3,85 | 482.543,61 | 350.949,92 | 131.593,69 |
| out/2015 | 10/12/2015 | 3,77 | 457.825,75 | 340.219,25 | 117.606,50 |
| out/2015 | 21/12/2015 | 3,98 | 483.901,13 | 340.219,25 | 143.681,88 |
| out/2015 | 30/12/2015 | 3,90 | 474.387,14 | 340.219,25 | 134.167,89 |
| nov/2015 | 11/01/2016 | 4,01 | 482.413,31 | 336.452,85 | 145.960,46 |
| nov/2015 | 20/01/2016 | 4,00 | 480.646,93 | 336.452,85 | 144.194,08 |
| nov/2015 | 01/02/2016 | 4,00 | 480.646,93 | 336.452,85 | 144.194,08 |
| dez/2015 | 10/02/2016 | 4,00 | 475.215,61 | 332.650,92 | 142.564,68 |
| dez/2015 | 22/02/2016 | 4,00 | 475.215,61 | 332.650,92 | 142.564,68 |
| dez/2015 | 30/02/2016 | 4,00 | 475.215,61 | 332.650,92 | 142.564,68 |
| jan/2016 | 10/03/2016 | 4,00 | 323.391,34 | 334.249,87 |  |

- 10.858,53

jan/2016 22/03/2016 4,00 323.391,34 334.249,87 - 10.858,53
17.795.942,48 13.787.160,00
TOTAL 4.008.782,48

41. Cumpre ressaltar que para esse cálculo não foram consideradas as despesas com risco hidrológico
de Itaipu, tendo em vista que esses custos passaram a ser repassados mensalmente à concessionária pela
sistemática da Conta Bandeiras. Também com o intuito de facilitar a análise não foram consideradas as glosas de
cobertura na hipótese de a empresa estar praticando perdas reais acima da regulatória.
42. Neste caso, o saldo acumulado até o reajuste de 2016 é desfavorável à concessionária em R$ 4,008
milhões.
43. Com o objetivo de analisar a magnitude do descasamento de cobertura de ITAIPU (de R$ 4,008
milhões) e da CDE (R$ 1,2 milhões), verificou-se o impacto dessas diferenças na Parcela B da concessionária, tendo
em vista que é sobre essa parcela que estão todas as possibilidades de absorção das variações de custos de
Parcela A até a realização do processo tarifário subsequente.
44. Procurou-se através dessa análise identificar o grau de criticidade para a realização da RTE, a partir
da verificação da existência de impacto econômico significativo, bem como o prazo a decorrer até o próximo
processo ordinário.
45. No gráfico abaixo é analisado o grau de comprometimento do EBITDA5 regulatório6, da Parcela B e
da Receita Requerida da concessionária. De acordo com essa análise, o déficit projetado até a realização do
processo tarifário subsequente equivaleria a um comprometimento de, respectivamente, 49% e 14% do EBITDA
regulatório e da Parcela B definidos no último processo tarifário.
5 Sigla para o termo em inglês Earnings Before Taxes, Interest, Depreciation and Amortization, que equivale ao Lucro Antes dos Juros,
Impostos, Depreciação e Amortização – LAJIDA.
6 O EBITDA regulatório calculado para fins de comparação com o déficit de cobertura acumulado corresponde ao somatório da
Remuneração do Capita e da Quota de Reintegração definido no último processo tarifários. No cálculo da Quota de Reintegração
Regulatória foi descontado o Custo Anua das Instalações Móveis e Imóveis.

DÉ F I CI T I TA I P U E CDE 5,21
E B I TDA R E G U LA TÓR I O 10,44
P A R CE LA B 34,95
R A 1 95,98
Gráfico 1 – Comprometimento da Parcela B, do EBITDA regulatório e da Receita Requerida
46. No gráfico abaixo são demostrados os valores regulatórios hoje existentes nas tarifas para a
empresa fazer frente: à remuneração do capital próprio; à realização de investimentos com capital próprio; ao
pagamento de juros de capital de terceiros, ao pagamento da amortização da dívida de terceiros e ao custeio
dos custos operacionais7.
7 Todas os valores foram calculados considerando uma vigência de aproximadamente 14 meses das tarifas atuais em razão da alteração da data contratual
da empresa de 3 de fevereiro para 22 de março.

DÉ F I CI T I TA I P U E CDE 5,21

P A R CE LA B 4,10 2,31 1,84 2,19 24,51
Remuneração do Capital Próprio Investimentos com Capital Próprio Juros do capital de terceiros
Amortização da Dívida Custos Operacionais
Gráfico 2 – Comprometimento do Fluxo de Caixa
47. Quando se compara o déficit projetado com os itens de custos de Parcela B, a partir do Gráfico 2,
nota-se que a magnitude do descasamento de receita está próxima do somatório da remuneração do capital próprio
e dos investimentos com capital próprio definidos no último processo tarifário ordinário.
48. De modo que o pagamento de juros de capital de terceiros, a amortização das dívidas de terceiros e
o pagamento de custeio dos custos operacionais permaneceriam preservados até a realização do próximo processo
tarifário.
49. Dessa forma conclui-se que o descasamento de cobertura de Itaipu e de CDE não representam um
comprometimento significativo da Parcela B, devendo essas variações de custos de Parcela A serem absorvidas
pela concessionária, até a sua total recomposição de valores no processo tarifário subsequente (neutralidade da
Parcela A).
50. Nesse sentido, entendo que não há justificativas suficientes para a realização da RTE. Contribui
para esse entendimento o fato dos principais fatores apontados pela concessionária como causadores do
desequilíbrio, quais sejam: o custeio da CDE e a despesa com a aquisição de energia de Itaipu terem sido
sensivelmente mitigados para o ano de 2016.
51. Em relação aos demais itens de custos, entendo que as diferenças de cobertura devam ser tratadas
mediante mecanismos ordinários de compensação no próximo processo tarifário, tendo em vista que não foram
observados descasamentos desproporcionais de cobertura que justifiquem a realização de RTE para corrigi-los, e ao
fato de já terem sido adotadas medidas de caráter geral para mitigar os desequilíbrios de cobertura, no caso o
mecanismo de Bandeiras Tarifárias.

III – DIREITO
52. Este voto encontra amparo legal no seguinte dispositivo: no art. 3°, inciso XVIII, da Lei 9.427 de 1996
e inciso IV do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335 de 1997.
IV – DISPOSITIVO
53. Diante do exposto e do que consta do Processo 48500.005415/2015-50, voto por conhecer do pedido
de Revisão Tarifária Extraordinária formulado pela Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, para, no
mérito, negar-lhe provimento.
Brasília, 26 de janeiro de 2016.
JOSÉ JURHOSA JUNIOR
Diretor