DSP - DESPACHO 691/2016
Tipo de documento: voto
Ementa: Conhece, e no mérito, nega provimento do pedido de Revisão Tarifária Extraordinária apresentado pela AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S.A – AES Sul, haja vista que não está caracterizado o desequilíbrio econômico-financeiro da concessão que o justifique.
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-03-30
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005426/2015-30
INTERESSADO: AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A–AES Sul.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária - SGT
ASSUNTO: Revisão Tarifária Extraordinária da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. – AES Sul.
I – RELATÓRIO
1. A AES Sul, sediada na cidade de Porto Alegre – RS, atende aproximadamente 1,3 milhões de
consumidores e possui faturamento anual da ordem de R$ 3.5 bilhões.
2. Em 27 de fevereiro de 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 02 de março daquele ano, resultando em um efeito médio percebido pelos consumidores de
39,45%.
3. Em 19 de abril de 2015, por meio da Resolução Homologatória 1.879/2015, as tarifas da AES Sul
foram reajustadas, resultando em um efeito médio percebido pelos consumidores de 5,46%.
4. Em 17 de novembro de 2015, por meio da Carta S/VPA/GRE 0011/15, a AES SUL solicitou a revisão
das suas tarifas, mediante o reconhecimento de cobertura adicional visando recompor o equilíbrio econômico e
financeiro da distribuidora.
5. Nos termos do pedido de RTE, a concessionária solicita a "realização, de imediato e em regime de
urgência, de revisão tarifária extraordinária, para incorporar nas tarifas vigentes da concessionária o valor incremental
dos custos extraordinários até seu próximo reajuste tarifário, expostos acima, integrantes da Parcela A de suas
receitas".
6. Com o objetivo de avaliar os valores apresentados pela concessionária no pleito de RTE, foi solicitado,
por meio do Ofício nº 185/2015-SGT/ANEEL, de 10 de dezembro de 2015, o envio das planilhas de apuração do saldo
da CVA até a data limite de 18 de dezembro de 2015. A solicitação foi atendida pela concessionária em 17 de
dezembro de 2015.
7. Em 14 de dezembro de 2015, mediante sorteio, o processo foi distribuído a minha relatoria.
8. Em 04 de fevereiro de 2016, em reunião na ANEEL, com representantes da SGT, da AES Sul e minha
assessoria, foram apresentados e esclarecidos os pontos que, segundo a concessionária, justificam a revisão
extraordinária.
9. É o relatório.

II – FUNDAMENTAÇÃO
10. Na ocasião da RTE, 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 especial a
energia adquirida nos Leilões de Ajuste ao preço teto do PLD.
11. A cobertura tarifária adicional considerada na RTE da AES Sul representou um efeito médio percebido
pelos consumidores de 39,45% em relação às tarifas que haviam sido estabelecidas no seu último processo de
reajuste, realizado em 19 de abril de 2014
12. No presente pedido de revisão das tarifas, a AES Sul 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$ 338 milhões,
conforme tabela abaixo:
Tabela 1 – Ativos e Passivos Regulatórios informado no pedido de RTE

| CVA em formação | CVA a amortizar | CVA Total |  |
| --- | --- | --- | --- |
| Base: Set/15 | Base: Set/15 | Base Set/15 |  |
| Compra de Energia | 197,7 | 131,9 | 329,6 |
| ESS | -16,2 | -84,4 | -100,6 |
| CDE | 129,7 | 5,3 | 135 |
| Proinfa | -0,1 | -0,1 |  |
| Rede Básica | 6,5 | 19,7 | 26,2 |
| T.Itaipu | 2,2 | 0,5 | 2,7 |
| Sobrecontratação | 53,1 | 0,8 | 53,9 |
| Neutralidade dos Encargos | 44,7 | 0,8 | 45,5 |
| Reversão RTE | -149,4 | 0 | -149,4 |
| Outros | -4,9 | 0 | -4,9 |
| TOTAL | 263,44 | 74,58 | 338,02 |

*Líquidos da Conta Bandeiras Tarifárias
13. No seu pleito, a concessionária também apresenta os valores projetados para o saldo da CVA no
reajuste de 2016. Conforme tabela abaixo, esses valores somariam R$ 245,4 milhões:
Tabela 2 – CVA projetada informado no pedido de RTE.
CVA Estimada
IRT 16
Compra de Energia 108,3
ESS 3,8
CDE 197,2
Proinfa
Rede Básica -7,5
T.Itaipu 3,9
Sobrecontratação 55,8
Neutralidade dos Encargos 44,6
Reversão RTE -169,2
Outros 8,5
TOTAL 245,43
*Líquidos da Conta Bandeiras Tarifárias

14. A falta de cobertura desses valores na receita, segundo a Concessionária, deve-se, principalmente,
aos descompassos na compra de energia e à elevação da taxa de câmbio, como segue:
Especificamente, em relação à compra de energia, destaca-se a falta de cobertura para os leilões
hídricos. A cobertura média concedida para os leilões de energia hídrica é de 186,48 R$/MWh, para
a CVA em processamento, enquanto que o custo médio realizado até o período contábil, com
fechamento em Setembro, foi de 221,77 R$/MWh. O custo médio mais elevado deve-se,
principalmente, ao 18° leilão de ajuste, cuja despes encerrou-se em Junho/2015, mas a cobertura
deste custo foi diluída ao longo do ano tarifário 2015/2016.
(...)
Outro fator que agrava a situação financeira é o atual nível da taxa de câmbio que, igualmente,
aumenta os custos sem cobertura tarifária: o dólar para repasse de Itaipu, no IRT15, foi de 3,172
R$/US$ enquanto o dólar de pagamento está, atualmente, no nível de 3,86 R$/US$, uma variação de
20%.
15. Todos esses itens, denominados na Tabela 1 de "CVA em Formação", teriam totalizado um déficit
acumulado de R$ 263,4 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 e a efetivamente realizada. Ainda segundo
o pleito, haveria um saldo a compensar de financeiros positivos considerados em processos anteriores, mas ainda
não totalmente amortizados, denominada na Tabela 1 de "CVA a amortizar" no valor positivo de R$ 74,6 milhões.
16. Destaca, ainda, a AES Sul o impacto financeiro da redução do seu mercado em função da crise
econômica:
Quando se analisa o impacto do mercado na receita de Parcela B da distribuidora, considerando-se
o período de abril a setembro de 2015, em comparação ao período do ano anterior, verifica-se uma
perda estimada de R$ 9,5 milhões.
17. Outro ponto destacado pela concessionária é o "aumento conjuntural da inadimplência, em função
da perda do poder de compra dos consumidores causado pela alta da inflação, recuo da atividade econômica e pelo
aumento do desemprego".
18. Por fim, a concessionária aponta os impactos financeiros da redução das tarifas dos consumidores
da ABRACE, em função da implementação da decisão judicial que reduziu a tarifa paga por esses consumidores, sem
que houvesse uma contrapartida na cota de custeio da CDE para a concessionária, ou a compensação da perda de
receita nas tarifas dos demais consumidores. "Estima-se que esta alteração gere um ativo regulatório, a ser repassado
no IRT 2016, da ordem de 14 milhões".
19. Em 26 de janeiro de 2016, em atendimento a solicitação da SGT para o envio de informações
complementares para a avaliação da RTE, a AES Sul atualizou os valores da "CVA em formação" para dezembro de
2015, bem como o saldo da CVA projetada para o próximo reajuste. Na tabela abaixo são apresentados os valores
encaminhados.

Tabela 3 – Ativos e Passivos Regulatórios atualizados para Dez/15
CVA em formação
Base: Dez/15
Compra de Energia 211,0
ESS -41,2
CDE 154,0
Proinfa 0,0
Rede Básica 3,2
T.Itaipu 3,0
Sobrecontratação 27,3
Neutralidade dos Encargos 77,5
Reversão RTE -158,3
Outros -1,5
TOTAL 275,1
Tabela 4 – Ativos e Passivos Regulatórios projetados para o IRT 2016
CVA Estimada
IRT 16
Compra de Energia 144,8
ESS 0,0
CDE 126,2
Proinfa 5,5
Rede Básica 4,3
T.Itaipu 4,0
Sobrecontratação 27,3
Neutralidade dos Encargos 79,2
Reversão RTE -158,3
Outros -0,3
TOTAL 232,7
20. A respeito do valor a amortizar de R$ 74,6 milhões (CVA a amortizar), destacado na Tabela 1, ressalta
a SGT que tais componentes financeiros já foram inseridos nas tarifas, apesar de, ainda, não compensados a favor
da concessionária, pelo fato de não ter transcorrido 12 meses desde o último processo tarifário. Assim, não devem
ser levados em consideração para a análise da RTE.
21. No que tange aos custos de aquisição de energia relacionados com despacho térmico, risco
hidrológico e sobrecontratação, 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.
22. Desse modo, afirma a SGT, também, que a realização de correções nas tarifas para esses custos
mediante a realização de uma RTE 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 AES Sul relativos a
esses custos somaram R$ 362 milhões em 2015.

23. Ressalta ainda que, recentemente, por meio do Despacho nº 3.887/2015, de 1º de dezembro de
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 AES Sul, no valor de R$ 8,05 milhões, o que demostra que
os recursos provenientes dos adicionais da Conta Bandeiras mitigaram sensivelmente os custos incorridos pela
concessionária ao longo de 2015.
24. Em relação à a diferença de cobertura tarifária para itens como encargo de serviço de sistema,
transporte de energia e neutralidade de encargos setoriais, não foi apontado no pleito da concessionária a existência
de qualquer descompasso desproporcional de cobertura que pudesse justificar uma correção nas tarifas mediante 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.
25. No que tange aos impactos financeiros da redução das tarifas dos consumidores da ABRACE,
importante ressaltar que a concessionária fará jus no próximo processo tarifário de componente financeiro positivo
correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada na revisão de 2015 e as tarifas diferenciadas
estabelecidas para os associados da ABRACE, com início de vigência a partir de 03/07/2015.
26. Em relação ao impacto da crise econômica no mercado da concessionária, importa ressaltar que não
existe previsão no regulamento para a compensação de eventuais perdas financeiras suportadas pelas
concessionárias. As variações de mercado ocasionadas por fatos externos ao controle da concessionária são
consideradas como risco da atividade no regime de regulação por preço-teto.
27. Depois de fixada a tarifa, o aumento ou redução do mercado, o qual pode se traduzir em perdas ou
ganhos de parcela B para a distribuidora, é considerado fato decorrente do risco do negócio da concessionária, não
sendo previstas intervenções a fim de mitigar possíveis perdas ou ganhos.
28. O acolhimento de correções na Parcela B para compensar a redução do mercado, teria viés de
neutralidade da Parcela B, em conflito com o modelo de regulação de preço-teto. No que se refere ao mérito de se
analisar o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária, também, não se pode afirmar, com base na atual
conjuntura, que os efeitos da crise não terão impactos transitórios, bem como que o nível de remuneração definido
para a concessão passe a não ser mais compatível com o risco da atividade, em função da redução observada do
mercado.
29. No que se refere aos custos com o encargo de CDE, a concessionária alega um descompasso de
cobertura em função das cotas de custeio para pagamento, entre março a dezembro de 2015, terem sido
estabelecidas em valores superiores à cobertura mensal considerada no último processo tarifário.
30. Em função do atraso na homologação das cotas da CDE para o ano de 2015, os valores mensais de
custeio estabelecidos, 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 AES Sul, 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.
31. Nota-se, no entanto, que os resultados da audiência pública para a homologação das quotas anuais
da CDE para o ano de 2016 resultaram em uma redução do encargo setorial a partir de janeiro de 2016. Neste caso,
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 AES Sul, isso

significará uma cobertura a maior, favorável à concessionária, de R$ 41,6 milhões, a partir da competência de janeiro
de 2016 até a realização do seu próximo reajuste em abril de 2016.
32. Na tabela 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 5 – Estimativa de despesa e cobertura para a CDE

Data Pagamento Cobertura Delta
Competência
Pagamento R$ R$ R$

| 01/02/2015 10/03/2015 | 3.138.728,50 | 1.681.438,86 | 1.457.289,64 |
| --- | --- | --- | --- |
| 01/03/2015 10/04/2015 | 45.785.969,00 | 29.867.883,75 | 15.918.085,25 |
| 01/04/2015 10/05/2015 | 45.785.969,00 | 33.601.217,08 | 12.184.751,92 |
| 01/05/2015 10/06/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/06/2015 10/07/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/07/2015 10/08/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/08/2015 10/09/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/09/2015 10/10/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/10/2015 10/11/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/11/2015 10/12/2015 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/12/2015 10/01/2016 | 45.785.969,00 | 39.201.217,08 | 6.584.751,92 |
| 01/01/2016 10/02/2016 | 25.333.802,63 | 39.201.217,08 -13.867.414,45 |  |
| 01/02/2016 10/03/2016 | 25.333.802,63 | 39.201.217,08 -13.867.414,45 |  |
| 01/03/2016 10/04/2016 | 25.333.802,63 | 39.201.217,08 -13.867.414,45 |  |
| TOTAL | 540.138.554,89 498.045.366,45 | 40.635.898,80 |  |

33. Quando se analisa todo o período entre processos tarifários, o saldo é desfavorável à concessionária
em R$ 40,6 milhões.
34. Um outro ponto destacado pela concessionária refere-se a defasagem de cobertura para a aquisição
de energia de ITAIPU, em razão da taxa de câmbio do dólar considerado na RTE e no último processo ter sido,
respectivamente, de 2,80 R$ / US$ e 3,12 R$/US$, e, atualmente, o dólar está em um patamar superior, da ordem de
4,00 R$ / US$.
35. Quanto a esse ponto cumpre registrar que, apesar do aumento recente da cotação do dólar, na 47ª
reunião da Diretoria Colegiada da ANEEL, realizada em 15 de dezembro de 2015, foi aprovada a nova tarifa de
repasse de Itaipu para o ano de 2016 . A nova tarifa foi fixada em um patamar 32% menor (em dólar) do que a
aprovado para o ano de 2015 (de 38,07 R$/US$ para 25,78 R$/US$).
36. 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 AES Sul carregará neste período
uma cobertura tarifária para Itaipu superior aos pagamentos.
37. Na tabela 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.

Tabela 6 -Estimativa de despesa e cobertura para a Itaipu
Data de
Tx de câmbio

Competência Vencimento da Faturado (R$) Cobertura (R$) Diferença (R$)
(R$/US$)
Fatura

| jan/2015 | 20/03/2015 | 3,24 | 14.569.526,33 | 7.130.508,03 | 7.439.018,30 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| jan/2015 | 01/04/2015 | 3,15 | 14.179.411,61 | 7.130.508,03 | 7.048.903,58 |
| fev/2015 | 10/04/2015 | 3,08 | 13.837.836,51 | 7.130.508,03 | 6.707.328,48 |
| fev/2015 | 20/04/2015 | 3,05 | 13.693.116,54 | 7.130.508,03 | 6.562.608,50 |
| fev/2015 | 30/04/2015 | 2,99 | 13.451.766,76 | 7.130.508,03 | 6.321.258,73 |
| mar/2015 | 12/05/2015 | 3,04 | 13.959.921,06 | 12.865.439,73 | 1.094.481,34 |
| mar/2015 | 26/05/2015 | 3,13 | 14.402.400,29 | 12.865.439,73 | 1.536.960,57 |
| mar/2015 | 03/06/2015 | 3,12 | 14.325.667,13 | 12.865.439,73 | 1.460.227,41 |
| abr/2015 | 15/06/2015 | 3,10 | 14.257.664,10 | 12.865.439,73 | 1.392.224,37 |
| abr/2015 | 22/06/2015 | 3,08 | 14.129.469,18 | 12.865.439,73 | 1.264.029,45 |
| abr/2015 | 30/06/2015 | 3,10 | 14.252.609,82 | 12.865.439,73 | 1.387.170,09 |
| mai/2015 | 10/07/2015 | 3,19 | 14.800.019,57 | 12.994.278,89 | 1.805.740,68 |
| mai/2015 | 20/07/2015 | 3,21 | 14.916.968,08 | 14.722.937,86 | 194.030,22 |
| mai/2015 | 30/07/2015 | 3,36 | 15.614.482,41 | 14.722.937,86 | 891.544,55 |
| jun/2015 | 10/08/2015 | 3,49 | 16.343.818,99 | 14.855.631,35 | 1.488.187,64 |
| jun/2015 | 20/08/2015 | 3,47 | 16.269.833,28 | 14.855.631,35 | 1.414.201,93 |
| jun/2015 | 31/08/2015 | 3,65 | 17.073.374,33 | 14.855.631,35 | 2.217.742,98 |
| jul/2015 | 10/09/2015 | 3,87 | 18.166.161,93 | 14.895.447,45 | 3.270.714,48 |
| jul/2015 | 21/09/2015 | 3,98 | 18.693.901,35 | 14.895.447,45 | 3.798.453,91 |
| jul/2015 | 30/09/2015 | 3,97 | 18.650.236,08 | 14.895.447,45 | 3.754.788,63 |
| ago/2015 | 13/10/2015 | 3,82 | 17.923.787,32 | 14.868.876,54 | 3.054.910,77 |
| ago/2015 | 20/10/2015 | 3,87 | 18.114.540,69 | 14.868.876,54 | 3.245.664,15 |
| ago/2015 | 30/10/2015 | 3,86 | 18.082.670,35 | 14.868.876,54 | 3.213.793,81 |
| set/2015 | 10/11/2015 | 3,80 | 17.687.005,59 | 14.775.999,15 | 2.911.006,44 |
| set/2015 | 20/11/2015 | 3,70 | 17.232.895,51 | 14.775.999,15 | 2.456.896,35 |
| set/2015 | 30/11/2015 | 3,85 | 17.931.060,65 | 14.775.999,15 | 3.155.061,50 |
| out/2015 | 10/12/2015 | 3,77 | 17.013.283,08 | 14.324.817,15 | 2.688.465,93 |
| out/2015 | 21/12/2015 | 3,98 | 17.982.271,26 | 14.324.817,15 | 3.657.454,11 |
| out/2015 | 30/12/2015 | 3,90 | 17.628.721,52 | 14.324.817,15 | 3.303.904,37 |
| nov/2015 | 11/01/2016 | 4,01 | 17.926.170,86 | 14.165.593,02 | 3.760.577,83 |
| nov/2015 | 20/01/2016 | 4,00 | 17.860.533,40 | 14.165.593,02 | 3.694.940,37 |
| nov/2015 | 01/02/2016 | 4,00 | 17.860.533,40 | 14.165.593,02 | 3.694.940,37 |
| dez/2015 | 10/02/2016 | 4,00 | 17.659.777,39 | 14.006.368,90 | 3.653.408,49 |
| dez/2015 | 22/02/2016 | 4,00 | 17.659.777,39 | 14.006.368,90 | 3.653.408,49 |
| dez/2015 | 30/02/2016 | 4,00 | 17.659.777,39 | 14.006.368,90 | 3.653.408,49 |
| jan/2016 | 10/03/2016 | 4,00 | 12.159.473,04 | 14.239.669,48 - 2.080.196,45 |  |
| jan/2016 | 22/03/2016 | 4,00 | 12.159.473,04 | 14.239.669,48 - 2.080.196,45 |  |
| jan/2016 | 30/03/2016 | 4,00 | 12.159.473,04 | 14.239.669,48 - 2.080.196,45 |  |
| fev/2016 | 10/04/2016 | 4,00 | 12.125.164,06 | 14.199.491,06 - 2.074.327,00 |  |

TOTAL 693.124.420,19 597.496.276,41 102.532.540,98
38. Cumpre ressaltar que nesse cálculo não foram consideras 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.
39. Neste caso, o saldo acumulado até o reajuste de 2016 é desfavorável a concessionária em R$ 102,5
milhões.
40. Com o objetivo de analisar a magnitude do descasamento de cobertura de ITAIPU e da CDE,
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.
41. 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.
42. No gráfico abaixo é analisado o grau de comprometimento do EBITDA regulatório e da Parcela B da
concessionária.
DÉ F I CI T I TA I P U E CDE
143,17
E B I TDA R E G U LA TÓR I O 300,56
P A R CE LA B 643,25
R A 1 3.560,80
Gráfico 1 – Comprometimento da Parcela B e do EBITDA regulatório
Fonte: Nota Técnica nº 27/2016-SGT/ANEEL
43. De acordo com essa análise o déficit projetado, até a realização do processo tarifário
subsequente com Itaipu e CDE, equivaleria a um comprometimento de, respectivamente, 47,6% e 22% do EBITDA
regulatório e da Parcela B definidos no último processo tarifário.
44. 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 operacionais.

Déficit ITAIPU e CDE 143,17

Parcela B 131,42 56,45 58,97 53,72 342,69
Remuneração do Capital Próprio Investimentos com Capital Próprio Juros do capital de terceiros

#REF! Amortização da Dívida Custos Operacionais
Gráfico 2 – Comprometimento do Fluxo de Caixa
Fonte: Nota Técnica nº 27/2016-SGT/ANEEL
45. Quando se compara o déficit projetado de CDE e ITAIPU, de R$ 143,1 milhões, com os itens de
custos de Parcela B, a partir do Gráfico 2, nota-se que a magnitude do descasamento de receita é equivalente a
remuneração do capital próprio definida no último processo tarifário ordinário.
46. No que se refere aos demais itens de custos apontados pela AES-Sul, que segundo a concessionária
contribuem para o agravamento da situação financeira da empesa – da ordem de R$ 67,8 milhões1 –, o entendimento
que se tem é que essas diferenças devam ser corrigidas no próximo processo tarifário, e não mediante a realização
de um RTE.
47. O financeiro de neutralidade dos encargos setoriais, que responde por R$ 79 milhões dos R$ 67,8
milhões, segundo valores apresentados pela concessionária, será compensado no próximo processo tarifário,
conforme Termo Aditivo ao contrato de concessão firmado em 2010. Para os demais itens não se observam
descasamentos desproporcionais de cobertura, que justifiquem um ajuste nas tarifas necessariamente mediante RTE.
48. De qualquer maneira, ressalta-se que mesmo se somados os déficits apontados pela Aes-Sul para
os demais itens com os apurados para Itaipu e CDE, o déficit estimado até a realização do próximo processo tarifário,
de R$ 210,9 milhões (R$ 143,1 milhões + R$ 67,8 milhões), equivale a um comprometimento de, respectivamente,
70% e 33% do EBITDA regulatório e da Parcela B definidos no último processo tarifário. Dessa forma verifica-se que
a falta da cobertura não representa um comprometimento total do EBITDA regulatório até a realização do próximo
processo tarifário.
49. Como no setor de distribuição as concessionárias possuem a garantia de que as principais variações
de custos de Parcela A entre os processos tarifários serão recuperadas no processo tarifário subsequente, entendese que a realização de uma RTE de Parcela A deva ocorrer apenas em situações excepcionais, de grande
comprometimento da Parcela B. Neste contexto, tendo em vista a magnitude do descasamento de cobertura
observado para a Aes-Sul, entende-se que não existem fundamentos suficientes para a realização da RTE.
1 Obtido descontando dos valores apresentados pela concessionária na Tabela 4 o déficit de ITAIPU e de CDE calculados nas Tabelas 5 e
6. Neste cálculo foi considerado que 60% do financeiro de "Reversão RTE" corresponde a compra de energia.

50. Contribui para esse entendimento o fato do custeio da CDE e da despesa com a aquisição de energia
de Itaipu terem sido sensivelmente mitigados para o ano de 2016. Consequentemente, não se verifica neste momento
a necessidade de uma correção na cobertura de Parcela A, que tivesse por objetivo cessar o agravamento do
desequilíbrio da concessão a partir do estabelecimento de novas tarifas.
51. Por esse motivo, uma eventual realização de RTE para a AES-Sul teria como propósito tão somente
compensar, mediante concessão de componente financeiro específico, os custos já incorridos com a neutralidade dos
encargos setoriais e com ITAIPU e CDE, antes da redução da tarifa em dólar de Itaipu e da quota de custeio do
encargo, e não o de corrigir um desequilíbrio de cobertura de Parcela A a partir da publicação das novas tarifas.
52. Para este caso, já existem mecanismos ordinários de compensação de variações que serão
percebidos no próximo processo tarifário, independentemente, da realização da RTE. Além disso os valores de
financeiros já acumulados não poderiam ser imediatamente recuperados caso fosse concedida uma RTE, dada a
natureza de cobrança das tarifas que é mensal, o que implica que os custos adicionais são necessariamente diluídos
em 12 meses.
53. Pelas razões expostas, acompanho entendimento da SGT pelo não provimento da solicitação da RTE
da AES Sul.
III – DIREITO
54. O art. 3°, inciso XVIII, da Lei 9.427 de 1996 estabelece a competência da ANEEL para definir as
tarifas de distribuição e o inciso IV do art. 15 dessa Lei comanda para que as homologações tarifárias se deem em
ato específico da ANEEL.
55. O inciso IV do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335 de 1997 estabelece a competência da ANEEL
para regular os serviços de energia elétrica.
IV – DISPOSITIVO
56. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005426/2015-30, voto por conhecer do
pedido de Revisão Tarifária Extraordinária apresentado pela AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A–AES Sul
e, no mérito, negar-lhe provimento, haja vista que não está caracterizado o desequilíbrio econômico-financeiro da
concessão que o justifique.
Brasília, 22 de março de 2016.
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor