DSP - DESPACHO 210/2016
Tipo de documento: voto
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-02-01
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005417/2015-49
INTERESSADOS: Companhia Leste Paulista de Energia - CPFL Leste Paulista.
RELATOR: Diretor Tiago de Barros Correia
RESPONSÁVEL: Superintendência de Gestão Tarifária – SGT
ASSUNTO: Pedido de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE da Companhia Leste Paulista de Energia - CPFL
Leste Paulista.
I. RELATÓRIO
A CPFL Leste Paulista, sediada na cidade de Jaguariúna – SP, atende aproximadamente 56 mil
consumidores, e possui faturamento anual da ordem de R$ 109 milhões.
2. Em 03 de fevereiro de 2015, por meio da Resolução Homologatória - REH nº 1.852/2015, as tarifas
da CPFL Leste Paulista foram reajustadas em 20,80%, sendo 28,82% relativos ao reajuste tarifário econômico e -
8,02% aos componentes financeiros.
3. Em 27 de fevereiro de 2015, por meio da REH 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.
4. A cobertura tarifária adicional considerada na RTE da CPFL Leste Paulista representou um efeito
médio percebido pelos consumidores de 19,09% em relação às tarifas que haviam sido estabelecidas no seu último
processo de reajuste, realizado em 03 de fevereiro de 2015.
5. Na ocasião da RTE realizada em março de 2015, a cobertura do encargo de CDE foi atualizada com
as cotas de custeio do encargo estabelecidas para 2015, a tarifa de Itaipu foi revista para refletir o aumento 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 de outubro de 20151, a CPFL Leste Paulista solicitou a revisão das suas tarifas, mediante o
reconhecimento de cobertura adicional visando recompor o equilíbrio econômico e financeiro da distribuidora.
7. Em 10 de novembro de 2015, a Diretoria Colegiada da Aneel decidiu pela instauração de Audiência
Pública – AP visando obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da quarta revisão tarifária da
CPFL Leste Paulista, a ser realizada em 22 de março de 2016. Os resultados preliminares indicam para um
reposicionamento tarifário de 7,02%, sendo de 2,76% relativos à atualização da Parcela A e 4,26% relativos à
atualização da Parcela B. Em relação aos componentes financeiros a serem considerados no processo de revisão
da CPFL Leste Paulista, para compensar nos 12 meses, esses representaram um aumento tarifário de 4,61%.
1 Por meio da Carta n° 063/RR/CPFL Leste Paulista/2015

8. Com o objetivo de avaliar os valores apresentados pela Concessionária no pleito de RTE, foi
solicitado2, o envio das planilhas de apuração do saldo da CVA até a data limite de 18 de dezembro de 2015.
Posteriormente, foi concedida a extensão de prazo para o envio das informações solicitadas, o que foi atendido pela
Concessionária em 08 de janeiro de 20163.
9. Em 14 de Dezembro de 2015, fui designado, por meio de sorteio, Relator para o processo.
10. Em 19 de Janeiro de 2019, a SGT concluiu a análise do pedido em pauta e emitiu a Nota Técnica –
NT nº 06/2016.4
11. É o relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
12. Trata-se da análise do Pedido de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE da Companhia Leste
Paulista de Energia - CPFL Leste Paulista manifesto por meio da Carta n° 063/RR/CPFL Leste Paulista/2015
13. Nos termos do pedido de RTE, a Concessionária solicita que se:
(i) "instaure processo de revisão tarifária extraordinária";
(ii) " que 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.
14. Importante recordar que 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.
2 Por meio do Ofício nº 182/2015-SGT/ANEEL, de 10 de dezembro de 2015
3 Por meio da Carta 001/RR/CPFL Leste Paulista/2016
4 Nota Técnica – NT nº 06/2016 de 19 de janeiro de 2019 – SICNet nº 48551.000194/2016-00

15. 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".
16. 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.
17. Neste entendimento, como bem destaca a SGT em sua Nota Técnica, 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 realizada em fevereiro de 2015 seguiu esse preceito.
18. Em seu pedido de revisão das tarifas, a CPFL Leste Paulista 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 mesma, os valores acumulados sem cobertura até setembro de 2015 somariam
3,03 milhões de reais, conforme tabela abaixo:
Informações RTE CPFL Leste Paulista
Ativo Regulatório em constituição (A) - até set. 2015 6.09
CDE 1.2
Energia de Itaipu 9.39
Energia - demais contratos -6.68
Outros (ESS, Rede Básica, Neutralidade, etc) 2.18
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015 -3.06
Saldo Final (A + B) 3.03
19. Em síntese, como causa principal desse descompasso de receita, a CPFL Leste Paulista 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.
20. Todos esses itens, denominados pela empresa de "Ativo Regulatório em constituição", teriam
totalizado um déficit acumulado de R$ 6,09 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$, segundo a
Concessionária. Ainda conforme o pleito, haveria um saldo a compensar da cobertura considerada a maior em
processos anteriores, denominado de "Saldo a amortizar do RTA 2015", no valor negativo de R$ 3,06 milhões.
21. Em resposta ao Ofício n° 182/2015-SGT/ANEEL, que solicitou informações complementares à
Concessionária para a avaliação da RTE, a CPFL Leste Paulista 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$
2,45 milhões, ao invés dos R$ 6,09 milhões informados anteriormente.
22. Na tabela abaixo são apresentados os valores de "Ativos Regulatórios em constituição", após a
atualização, e de "Saldo a amortizar do RTA 2015", informado na RTE.
RESPOSTA OFÍCIO CPFL Leste Paulista
Ativo Regulatório em constituição (A) - até nov. 2015 2,45
CDE 1,66
Energia 6,85
Bandeira (valor negativo) -2,65
Outros (ESS, Rede Básica, etc) -0,19
Sobrec/exp entre subm - bandeiras -3,21
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015 -3,06
Saldo Final (A + B) -0,61
23. Ao analisar o valor negativo a compensar de R$ 3,06 milhões, a SGT entendeu 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 tarifário, não devem ser levados em consideração para a
análise da RTE.
24. Conforme destaca a SGT em sua NT, para esses custos já foi dado o devido tratamento tarifário
correspondente, portanto, a "temporalidade da compensação" desses componentes financeiros não deve ser
considerada para a análise do desequilíbrio da concessão. Assim, resta apenas a análise de novos eventos que
possam desequilibrar a concessão.
25. Com relação aos custos com despacho térmico e risco hidrológico, aos quais a CPFL Leste Paulista
alega estar exposta, a SGT destaca 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. Assim, a SGT entende que o pedido da CPFL Leste Paulista relativo a esses custos não deve
prosperar, pois já foram implementadas medidas de caráter geral para a mitigação desses desequilíbrios5. Por
oportuno, registra a SGT que os repasses efetuados pela Conta Bandeira para a CPFL Leste Paulista relativos a
esses custos somaram R$ 6,7 milhões em 2015.
27. Ressalta-se ainda que, em dezembro de 20156, foram fixados os valores a serem repassados às
Concessionárias de distribuição de energia elétrica que ficaram credoras com a Conta Bandeiras, entre estas, a
própria CPFL Leste Paulista, no valor de R$ 834.430,89, o que demonstra que os recursos provenientes dos
adicionais da Conta Bandeiras mitigaram sensivelmente os custos incorridos pela Concessionária ao longo de 2015.
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
28. Em relação à alegação de insuficiência de cobertura tarifária para itens como encargo de serviço de
sistema e transporte de energia, a SGT aponta que não ficou demonstrado 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.
29. Frisa-se ainda que quando do envio de informações complementares, em resposta ao Ofício n°
182/2015-SGT/ANEEL, a Concessionária informou um valor de cobertura superior as despesas incorridas com
esses itens até novembro de 2015.
30. A respeito dos 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.
5 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.
Até fevereiro de 2015, as bandeiras tarifárias consideravam somente os custos variáveis das usinas térmicas que eram utilizadas na
geração de energia. A partir de março de 2015, todos os custos de geração que variam conforme o 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.
6 Por meio do Despacho nº 3.887/2015, de 1º de dezembro de 2015

31. 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 Leste Paulista,
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.
32. 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 20167 indicam uma redução do encargo setorial a partir de
janeiro de 2016. Caso confirmados 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 Leste Paulista, isso significaria uma cobertura a maior, favorável à
Concessionária, de R$ 1.1 milhões, a partir de janeiro de 2016 até a realização do seu próximo reajuste em março
de 2016.
33. 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 1 – Estimativa de despesa e cobertura para a CDE

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

| dez/14 | 10/01/2015 | 142.701,76 | 78.234,84 | 64.466,92 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| jan/15 | 10/02/2015 | 237.567 | 78.234,84 | 159.332,16 |
| fev/15 | 10/03/2015 | 237.567 | 128.119,96 | 109.447,04 |
| mar/15 | 10/04/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| abr/15 | 10/05/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| mai/15 | 10/06/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| jun/15 | 10/07/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| jul/15 | 10/08/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| ago/15 | 10/09/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| set/15 | 10/10/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| out/15 | 10/11/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| nov/15 | 10/12/2015 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| dez/15 | 10/01/2016 | 1.732.748 1.483.551,10 | 249.196,90 |  |
| jan/16 | 10/02/2016 | 933.100 1.483.551,10 | -550.451,47 |  |
| fev/16 | 10/03/2016 | 933.100 1.483.551,10 | -550.451,47 |  |

TOTAL 19.811.515,03 18.087.202,82 1.724.312,21
34. Nota-se que quando se analisa o período entre processos tarifários, o saldo é desfavorável a
Concessionária em R$ 1,7 milhões.
7 Processo n° 48500.004731/2015-12.

35. 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 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$8.
36. Quanto a esse ponto cumpre registrar que, apesar do aumento recente da cotação do dólar, na 47ª
Reunião da Diretoria Colegiada da ANEEL, realizada em 15 de dezembro de 2015, foi aprovada a nova tarifa de
repasse de Itaipu para o ano de 20169 em um patamar 32% menor (em dólar) do que a aprovado para o ano de
2015 (de 38,07 R$/US$ para 25,78 R$/US$).
37. Com efeito, caso a cotação do dólar se estabilize em um patamar de 4,00 R$/MWh, a partir de
janeiro de 2016 até a realização do processo de reajuste de 2016, a CPFL Leste Paulista carregará uma cobertura
tarifária para Itaipu superior aos pagamentos.
8 Média do dólar de venda entre 19/12/2015 a 18/01/2016 igual a 3,98 R$/US$.
9 Processo nº 48500.005213/2015-16

38. 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 2 –Estimativa de despesa e cobertura para a Itaipu
Data de Vencimento Tx de câmbio

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

| nov/2014 | 09/01/2015 | 2,66 | 333.166,29 | 294.480,54 | 38.685,75 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| nov/2014 | 20/01/2015 | 2,62 | 328.954,23 | 294.480,54 | 34.473,69 |
| nov/2014 | 30/01/2015 | 2,66 | 333.667,72 | 294.480,54 | 39.187,19 |
| dez/2014 | 10/02/2015 | 2,81 | 348.311,41 | 291.502,48 | 56.808,92 |
| dez/2014 | 20/02/2015 | 2,87 | 356.067,10 | 291.502,48 | 64.564,62 |
| dez/2014 | 27/02/2015 | 2,88 | 357.097,06 | 291.502,48 | 65.594,57 |
| jan/2015 | 10/03/2015 | 3,13 | 535.342,07 | 274.980,41 | 260.361,66 |
| 20/03/2015 | 3,24 | 554.570,80 | 274.980,41 | 279.590,39 |  |

jan/2015

jan/2015 01/04/2015 3,15 539.721,57 274.980,41 264.741,16
fev/2015 10/04/2015 3,08 526.719,94 456.032,14 70.687,80
20/04/2015 3,05 521.211,35 456.032,14 65.179,22
fev/2015

fev/2015 30/04/2015 2,99 512.024,68 456.032,14 55.992,54
12/05/2015 3,04 531.362,22 489.702,53 41.659,69
mar/2015

| mar/2015 | 26/05/2015 | 3,13 | 548.204,49 | 489.702,53 | 58.501,96 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| mar/2015 | 03/06/2015 | 3,12 | 545.283,76 | 489.702,53 | 55.581,24 |
| abr/2015 | 15/06/2015 | 3,10 | 542.695,33 | 489.702,53 | 52.992,81 |
| abr/2015 | 22/06/2015 | 3,08 | 537.815,80 | 489.702,53 | 48.113,27 |
| abr/2015 | 30/06/2015 | 3,10 | 542.502,95 | 489.702,53 | 52.800,43 |
| mai/2015 | 10/07/2015 | 3,19 | 563.338,51 | 494.605,95 | 68.732,56 |
| mai/2015 | 20/07/2015 | 3,21 | 567.789,96 | 494.605,95 | 73.184,02 |
| mai/2015 | 30/07/2015 | 3,36 | 594.339,70 | 494.605,95 | 99.733,76 |
| jun/2015 | 10/08/2015 | 3,49 | 622.080,47 | 499.047,45 | 123.033,02 |
| jun/2015 | 20/08/2015 | 3,47 | 619.264,42 | 499.047,45 | 120.216,97 |
| 31/08/2015 | 3,65 | 649.848,90 | 499.047,45 | 150.801,45 |  |

jun/2015

| jul/2015 | 10/09/2015 | 3,87 | 691.460,22 | 500.397,67 | 191.062,55 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| jul/2015 | 21/09/2015 | 3,98 | 711.547,61 | 500.397,67 | 211.149,94 |
| jul/2015 | 30/09/2015 | 3,97 | 709.885,58 | 500.397,67 | 209.487,91 |
| ago/2015 | 13/10/2015 | 3,82 | 682.240,60 | 499.509,37 | 182.731,23 |
| ago/2015 | 20/10/2015 | 3,87 | 689.501,32 | 499.509,37 | 189.991,96 |
| ago/2015 | 30/10/2015 | 3,86 | 688.288,23 | 499.509,37 | 188.778,86 |
| set/2015 | 10/11/2015 | 3,80 | 673.218,83 | 496.382,55 | 176.836,28 |
| 20/11/2015 | 3,70 | 655.934,08 | 496.382,55 | 159.551,53 |  |

set/2015

| set/2015 | 30/11/2015 | 3,85 | 682.508,28 | 496.382,55 | 186.125,73 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| out/2015 | 10/12/2015 | 3,77 | 647.554,48 | 481.210,37 | 166.344,11 |
| out/2015 | 21/12/2015 | 3,98 | 684.435,82 | 481.210,37 | 203.225,45 |
| out/2015 | 30/12/2015 | 3,90 | 670.979,11 | 481.210,37 | 189.768,75 |
| nov/2015 | 11/01/2016 | 4,01 | 682.327,75 | 475.880,56 |  |

206.447,19

nov/2015 20/01/2016 4,00 679.829,38 475.880,56 203.948,81
nov/2015 01/02/2016 4,00 679.829,38 475.880,56 203.948,81
10/02/2016 4,00 672.164,61 470.515,23
dez/2015 201.649,38

| dez/2015 | 22/02/2016 | 4,00 | 672.164,61 | 470.515,23 | 201.649,38 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| dez/2015 | 30/02/2016 | 4,00 | 672.164,61 | 470.515,23 | 201.649,38 |
| jan/2016 | 10/03/2016 | 4,00 | 463.274,33 | 478.829,72 - | 15.555,39 |
| jan/2016 | 22/03/2016 | 4,00 | 463.274,33 | 478.829,72 - | 15.555,39 |

TOTAL 25.283.963,87 19.599.508,70 5.684.455,17

39. 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.
40. Neste caso, o saldo acumulado até o reajuste de 2016 é desfavorável à Concessionária em R$ 5.68
milhões.
41. Com o objetivo de analisar a magnitude do descasamento de cobertura de ITAIPU (de R$ 5,68
milhões) e da CDE (R$ 1,72 milhão), a SGT verificou 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.
42. Assim é possível avaliar 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.
43. O gráfico abaixo apresenta o grau de comprometimento do EBITDA10 regulatório11, 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, 61% e 16% do EBITDA
regulatório e da Parcela B definidos no último processo tarifário.
Gráfico 1 – Comprometimento da Parcela B, do EBITDA regulatório e da Receita Requerida
DÉ F I CI T I TA I P U E CDE 7,41
E B I TDA R E G U LA TÓR I O 12,06
P A R CE LA B 44,24
R A 1 130,77
10 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.
11 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.

44. No gráfico abaixo são demonstrados 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 operacionais12.
Gráfico 2 – Comprometimento do Fluxo de Caixa
DÉ F I CI T I TA I P U E CDE 7,41

P A R CE LA B 5,26 2,28 2,36 2,17 32,17
Remuneração do Capital Próprio Investimentos com Capital Próprio Juros do capital de terceiros
Amortização da Dívida Custos Operacionais
45. Esses valores foram calculados conforme as equações expressas a seguir.
𝑟𝑝×(1−%𝐷) 𝑉𝐵𝑃12𝑚

𝐫𝐞𝐦𝐮𝐧𝐞𝐫𝐚çã𝐨 𝐝𝐨 𝐜𝐚𝐩𝐢𝐭𝐚𝐥 𝐩ó𝐩𝐫𝐢𝐨= × 𝑅𝐶 𝑋 (1)
𝑟𝑑×%𝐷+𝑟𝑝×(1−%𝐷) 𝑉𝑃𝐵𝑟
onde:
𝑟𝑑: Custo de capital de terceiros regulatório vigente;
𝑟𝑝: Custo de capital próprio regulatório vigente;
%𝐷: Estrutura de capital regulatória vigente;
𝑅𝐶: Remuneração de Capital no último processo de revisão tarifária;
𝑉𝑃𝐵12𝑚: Valor da Parcela B arrecadada nos últimos 12 meses; e
𝑉𝑃𝐵𝑅: Valor da Parcela B calculado no último processo de revisão tarifária.
𝑉𝐵𝑃12𝑚 (2)
𝐢𝐧𝐯𝐞𝐬𝐭𝐢𝐦𝐞𝐧𝐭𝐨 𝐜𝐨𝐦 𝐜𝐚𝐩𝐢𝐭𝐚𝐥 𝐩𝐫ó𝐩𝐫𝐢𝐨= 𝑄𝑅𝑅× (1 −%𝐷) ×
𝑉𝑃𝐵𝑟
12
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 03 de fevereiro para 22 de março.

onde:
𝑄𝑅𝑅: Quota de reintegração regulatória no último processo de revisão tarifária;

𝑟𝑑×%𝐷 𝑉𝐵𝑃12𝑚 (3)
𝐣𝐮𝐫𝐨𝐬 𝐝𝐨 𝐜𝐚𝐩𝐢𝐭𝐚𝐥 𝐝𝐞 𝐭𝐞𝐫𝐜𝐞𝐢𝐫𝐨= × 𝑅𝐶 𝑋
𝑟𝑑×%𝐷+𝑟𝑝×(1−%𝐷) 𝑉𝑃𝐵𝑟
𝑉𝐵𝑃12𝑚
𝐚𝐦𝐨𝐫𝐭𝐢𝐳𝐚çã𝐨 𝐝𝐚 𝐝í𝐯𝐢𝐝𝐚= 𝑄𝑅𝑅× %𝐷× (4)
𝑉𝑃𝐵𝑟
46. Comparando-se o déficit projetado com os itens de custos de Parcela B, a partir do Gráfico 2, notase 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.
47. 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.
48. 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).
49. Nesse sentido entende-se 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.
50. Em relação aos demais itens de custos, entende-se que as eventuais 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 uma RTE
para corrigi-los, bem como considerando o fato de já terem sido adotadas medidas de caráter geral para mitigar os
desequilíbrios de cobertura, no caso o mecanismo de Bandeiras Tarifárias.
51. Finalmente, pelas razões acima expostas, compartilho do entendimento da SGT que recomenda o
não provimento ao pedido de realização de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE da CPFL Leste Paulista.

III. DIREITO
52. Essa análise está fundamentada nos seguintes dispositivos normativos:
a) Art. 3°, inciso XVIII, da Lei 9.427 de 1996 que estabelece a competência da ANEEL
para definir as tarifas de distribuição;
b) Art. 15, e o inciso IV da Lei 9.427 de 1996 que determina que as homologações
tarifárias se deem em ato específico da ANEEL.
c) O inciso IV do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335 de 1997 o qual estabelece a
competência da ANEEL para regular os serviços de energia elétrica.
IV. DISPOSITIVO
53. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005417/2015-49, voto por conhecer do
pedido de realização de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE interposto pela Companhia Leste Paulista de Energia
- CPFL Leste Paulista para, no mérito, negar-lhe provimento.
Brasília, 26 de janeiro de 2016
TIAGO DE BARROS CORREIA
Diretor