DSP - DESPACHO 207/2016
Tipo de documento: voto
Assunto: Conhecimento
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2016-02-02
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSO: 48500.005412/2015-16.
INTERESSADADA: Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz.
RELATOR: Diretor Reive Barros dos Santos
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT
ASSUNTO: Pedido de Revisão Tarifária Extraordinária da Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz.
I. R E L A T Ó R I O
1. A Companhia Luz e Força Santa Cruz – CPFL Santa Cruz, sediada na cidade de São Paulo - SP,
atende aproximadamente 203 mil consumidores, e possui faturamento anual da ordem de R$ 396 milhões.
2. Em 03 de fevereiro de 2015, por meio da Resolução Homologatória 1.850/2015, as tarifas da CPFL
Santa Cruz foram reajustadas em 34,68%, sendo 22,01% relativos ao reajuste tarifário econômico e -12,67% aos
componentes financeiros.
3. 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.
4. A cobertura tarifária adicional considerada na RTE da CPFL Santa Cruz representou um efeito
médio percebido pelos consumidores de 9,15% 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 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 de outubro de 2015, por meio da Carta n° 079/RR/CPFL Santa Cruz/2015, a CPFL Santa
Cruz 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;
(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 de novembro de 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
Santa Cruz, a ser realizada em 22 de março de 2016. Os resultados preliminares indicam para um reposicionamento
tarifário de -0,35%, sendo de -0,41% relativos a atualização da Parcela A e 0,24% relativos a atualização da Parcela
B. Em relação aos componentes financeiros a serem considerados no processo de revisão da CPFL Santa Cruz,
para compensar nos 12 meses, esses representaram um aumento tarifário de 11,02%.
9. Com o objetivo de avaliar os valores apresentados pela concessionária no pleito de RTE, foi
solicitado, por meio do Ofício nº 186/2015-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. Posteriormente foi concedida extensão de
prazo para o envio das informações solicitadas, o que foi atendido pela concessionária em 08 de janeiro de 2016,
por meio da Carta 001/RR/CPFL Santa Cruz/2016.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
10. Os princípios regulatórios que motivam a realização da RTE, por solicitação da concessionária e por
ela devidamente comprovada, 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.
11. 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".
12. 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.

13. 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.
14. 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. Neste 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.
15. 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.
16. 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.
17. Neste 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.
18. No pedido de revisão das tarifas, a CPFL Santa Cruz 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 74,69
milhões, conforme tabela abaixo:

Informações RTE CPFL Santa Cruz Milhões de R$
Ativo Regulatório em constituição (A) – até set.2015 4,86
CDE 0,85
Energia de Itaipu -1,73
Energia – demais contratos 11,13
Outros (ESS, Rede Básica, Neutralidade, etc) -5,39
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) – até set. 2015 69,84
Saldo Final (A+B) 74,69
19. Em síntese, como causa principal desse descompasso de receita, a CPFL Santa Cruz 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$ 4,86 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$. Ainda segundo o pleito,
haveria um saldo a compensar da cobertura considerada a maior em processos anteriores, denominado de "Saldo a
amortizar do RTA 2015", no valor positivo de R$ 69,84 milhões.
21. Em resposta ao Ofício n° 186/2015-SGT/ANEEL, que solicitou informações complementares a
concessionária para a avaliação da RTE, a CPFL Santa Cruz atualizou os valores dos "Ativos Regulatórios em
constituição" para novembro de 2015. Na ocasião os valores foram revistos, passando a totalizar a R$ 33,13
milhões, ao invés dos R$ 4,86 milhões informados anteriormente. 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 ao Ofício Milhões de R$
Ativo Regulatório em constituição (A) – até nov.2015 33,13
CDE 3,81
Energia 47,27
Bandeira (valor negativo) -22,51
Outros (ESS, Rede Básica, Neutralidade, etc) -4,73
Sobrec/exp entre subm – bandeiras 9,29
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) – até set. 2015 69,84
Saldo Final (A+B) 102,97
22. A respeito do valor a compensar de R$ 69,84 milhões, a opinião da área técnica é de que os
componentes financeiros já inseridos nas tarifas, mas ainda não compensados a favor da concessionária, pelo fato

de não ter transcorrido 12 meses desde o último processo tarifários, não devem ser levados em consideração para a
análise da RTE.
23. Por se tratarem de componentes financeiros que já foram inseridos nas tarifas para serem
compensados nos próximos 12 meses, a "temporalidade da recuperação" desses financeiros não pode ser alegada
como causa do desequilíbrio das condições estabelecidas no contrato de concessão, tendo em vista que para esses
custos já foi dado o devido tratamento tarifário, sendo inclusive contabilizados pela concessionária como Ativo
Regulatório. Portanto, resta apenas a análise de novos eventos que possam desequilibrar a concessão.
24. No que tange aos custos com despacho térmico e risco hidrológico, os quais a CPFL Santa Cruz
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.
25. Desse modo, entende-se que o pedido da CPFL Santa Cruz 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 Santa Cruz relativos a esses custos somaram R$ 35,7
milhões em 2015.
26. 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.
27. 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, com o aprimoramento do sistema,
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 (Contratos de Cotas de Garantia Física) e
de Itaipu.
28. Ressalta-se 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 CPFL Santa Cruz, no valor de R$ 2.847.783,42,
o que demostra que os recursos provenientes dos adicionais da Conta Bandeiras mitigaram sensivelmente os
custos incorridos pela concessionária ao longo de 2015.
29. 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.
30. 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.

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 Santa Cruz,
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 20161 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 Santa Cruz, isso significaria uma cobertura a maior, favorável à
concessionária, de R$ 3,2 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. Nota-se que
quando se analisa o período entre processos tarifários, o saldo é desfavorável a concessionária em R$ 5,1 milhões.
1 Processo n° 48500.004731/2015-12.

Tabela 1 – Estimativa de despesa e cobertura para a CDE
Competência (mm/aa) Data Pagamento Pagamento R$ Cobertura R$ Delta R$

| dez/14 | 10/01/2015 | 415.823,95 | 200.185,42 | 215.638,53 |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| jan/15 | 10/02/2015 | 695.906 | 200.185,42 | 495.720,58 |
| fev/15 | 10/03/2015 | 695.906 | 367.048,57 | 328.857,43 |
| mar/15 | 10/04/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| abr/15 | 10/05/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| mai/15 | 10/06/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| jun/15 | 10/07/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| jul/15 | 10/08/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| ago/15 | 10/09/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| set/15 | 10/10/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| out/15 | 10/11/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| nov/15 | 10/12/2015 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| dez/15 | 10/01/2016 | 5.075.736 | 4.345.765 | 729.971,42 |
| jan/16 | 10/02/2016 | 2.733.328 | 4.345.765 -1.612.436,87 |  |
| fev/16 | 10/03/2016 | 2.733.328 | 4.345.765 -1.612.436,87 |  |

TOTAL 58.031.651,38 52.916.594,41 5.115.056,97
34. 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$2.
35. Cumpre registrar que, apesar do aumento recente da cotação do dólar, na 47ª Reunião da Diretoria
Colegiada da ANEEL, realizada em 15 de dezembro de 2015, foi aprovada a nova tarifa de repasse de Itaipu para o
ano de 20163 em um patamar 32% menor (em dólar) do que a aprovado para o ano de 2015 (de 38,07 R$/US$ para
25,78 R$/US$).
36. Com efeito, caso a cotação do dólar se estabilize em um patamar de 4,00 R$/MWh, a partir da
competência de janeiro de 2016 até a realização do processo de reajuste de 2016, a CPFL Santa Cruz carregará
uma cobertura tarifária para Itaipu superior aos pagamentos.
37. Na tabela abaixo são apresentadas as diferenças entre as coberturas e os pagamentos de ITAIPU
verificadas desde a data de corte da última CVA e até a realização do reajuste de 2016, onde se pode observar que
até o reajuste de 2016 é desfavorável à concessionária em R$ 15,7 milhões.
Média do dólar de venda entre 19/12/2015 a 18/01/2016 igual a 3,98 R$/US$..
2
3 Processo nº 48500.005213/2015-16

Tabela 2 –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

| nov/2014 | 09/01/2015 | 2,66 | 955.213,62 | 844.298,57 | 110.915,05 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| nov/2014 | 20/01/2015 | 2,62 | 943.137,32 | 844.298,57 | 98.838,75 |
| nov/2014 | 30/01/2015 | 2,66 | 956.651,27 | 844.298,57 | 112.352,70 |
| dez/2014 | 10/02/2015 | 2,81 | 998.625,94 | 835.751,96 | 162.873,97 |
| dez/2014 | 20/02/2015 | 2,87 | 1.020.861,90 | 835.751,96 | 185.109,93 |
| dez/2014 | 27/02/2015 | 2,88 | 1.023.814,83 | 835.751,96 | 188.062,87 |
| jan/2015 | 10/03/2015 | 3,13 | 1.485.940,58 | 763.258,80 | 722.681,78 |
| jan/2015 | 20/03/2015 | 3,24 | 1.539.313,45 | 763.258,80 | 776.054,65 |
| jan/2015 | 01/04/2015 | 3,15 | 1.498.096,68 | 763.258,80 | 734.837,88 |
| fev/2015 | 10/04/2015 | 3,08 | 1.462.008,26 | 1.265.801,24 | 196.207,03 |
| fev/2015 | 20/04/2015 | 3,05 | 1.446.718,17 | 1.265.801,24 | 180.916,93 |
| fev/2015 | 30/04/2015 | 2,99 | 1.421.218,85 | 1.265.801,24 | 155.417,62 |
| mar/2015 | 12/05/2015 | 3,04 | 1.474.913,78 | 1.359.278,05 | 115.635,73 |
| mar/2015 | 26/05/2015 | 3,13 | 1.521.663,23 | 1.359.278,05 | 162.385,18 |
| mar/2015 | 03/06/2015 | 3,12 | 1.513.556,11 | 1.359.278,05 | 154.278,06 |
| abr/2015 | 15/06/2015 | 3,10 | 1.506.371,35 | 1.359.278,05 | 147.093,30 |
| abr/2015 | 22/06/2015 | 3,08 | 1.492.827,12 | 1.359.278,05 | 133.549,07 |
| abr/2015 | 30/06/2015 | 3,10 | 1.505.837,35 | 1.359.278,05 | 146.559,30 |
| mai/2015 | 10/07/2015 | 3,19 | 1.563.669,06 | 1.372.886,82 | 190.782,24 |
| mai/2015 | 20/07/2015 | 3,21 | 1.576.025,04 | 1.372.886,82 | 203.138,22 |
| mai/2015 | 30/07/2015 | 3,36 | 1.649.719,64 | 1.372.886,82 | 276.832,82 |
| jun/2015 | 10/08/2015 | 3,49 | 1.726.766,05 | 1.385.251,97 | 341.514,08 |
| jun/2015 | 20/08/2015 | 3,47 | 1.718.949,27 | 1.385.251,97 | 333.697,30 |
| jun/2015 | 31/08/2015 | 3,65 | 1.803.845,43 | 1.385.251,97 | 418.593,46 |
| jul/2015 | 10/09/2015 | 3,87 | 1.919.326,24 | 1.388.982,83 | 530.343,41 |
| jul/2015 | 21/09/2015 | 3,98 | 1.975.083,98 | 1.388.982,83 | 586.101,15 |
| jul/2015 | 30/09/2015 | 3,97 | 1.970.470,58 | 1.388.982,83 | 581.487,74 |
| 13/10/2015 | 3,82 | 1.893.705,39 | 1.386.495,59 | 507.209,80 |  |

ago/2015

| ago/2015 | 20/10/2015 | 3,87 | 1.913.859,09 | 1.386.495,59 | 527.363,50 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| ago/2015 | 30/10/2015 | 3,86 | 1.910.491,89 | 1.386.495,59 | 523.996,30 |
| set/2015 | 10/11/2015 | 3,80 | 1.868.676,21 | 1.377.825,77 | 490.850,43 |
| set/2015 | 20/11/2015 | 3,70 | 1.820.698,34 | 1.377.825,77 | 442.872,57 |
| 30/11/2015 | 3,85 | 1.894.461,23 | 1.377.825,77 | 516.635,46 |  |

set/2015

| out/2015 | 10/12/2015 | 3,77 | 1.797.498,01 | 1.335.755,84 | 461.742,17 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| out/2015 | 21/12/2015 | 3,98 | 1.899.874,16 | 1.335.755,84 | 564.118,32 |
| out/2015 | 30/12/2015 | 3,90 | 1.862.520,70 | 1.335.755,84 | 526.764,86 |
| nov/2015 | 11/01/2016 | 4,01 | 1.893.939,67 | 1.320.903,45 | 573.036,22 |
| 20/01/2016 | 4,00 | 1.887.004,93 | 1.320.903,45 |  |  |

nov/2015 566.101,48

| nov/2015 | 01/02/2016 | 4,00 | 1.887.004,93 | 1.320.903,45 | 566.101,48 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| dez/2015 | 10/02/2016 | 4,00 | 1.865.787,23 | 1.306.051,06 | 559.736,17 |
| dez/2015 | 22/02/2016 | 4,00 | 1.865.787,23 | 1.306.051,06 | 559.736,17 |
| dez/2015 | 30/02/2016 | 4,00 | 1.865.787,23 | 1.306.051,06 | 559.736,17 |
| jan/2016 | 10/03/2016 | 4,00 | 1.407.011,87 | 1.454.255,18 |  |

- 47.243,31

jan/2016 22/03/2016 4,00 1.407.011,87 1.454.255,18 - 47.243,31
TOTAL 72.018.756,98 56.268.225,59 15.797.774,70

38. 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.
39. Com o objetivo de analisar a magnitude do descasamento de cobertura de ITAIPU (de R$ 15,7
milhões) e da CDE (R$ 5 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.
40. 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.
41. No gráfico 1 é analisado o grau de comprometimento do EBITDA4 regulatório5, da Parcela B e da
Receita Requerida da concessionária. De acordo com essa análise o déficit projetado até a realização do próximo
processo tarifário representa um comprometimento de, respectivamente, 61% do EBITDA regulatório e de 15% da
Parcela B definidos no último processo tarifário.
DÉ F I CI T I TA I P U E CDE 20,91
E B I TDA R E G U LA TÓR I O 32,78
P A R CE LA B 127,72
R A 1 464,56
Gráfico 1 – Comprometimento da Parcela B, do EBITDA regulatório e da Receita Requerida
42. No gráfico 2 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
Sigla para o termo em inglês
4 Earnings Before Taxes, Interest, Depreciation and Amortization, que equivale ao Lucro Antes dos Juros,
Impostos, Depreciação e Amortização – LAJIDA.
5 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.

pagamento de juros de capital de terceiros, ao pagamento da amortização da dívida de terceiros e ao custeio
dos custos operacionais6.
DÉ F I CI T I TA I P U E CDE 20,91

P A R CE LA B 11,99 7,90 5,38 7,52 94,94
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
43. Esses valores foram calculados conforme as equações expressas a seguir.

𝑟𝑟𝑟𝑟×(1−%𝐷𝐷) 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉12𝑚𝑚 (1)
𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫𝐫çã𝐨𝐨 𝐝𝐝𝐝𝐝 𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜 𝐩𝐩ó𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩= × 𝑅𝑅𝑅𝑅 𝑋𝑋
𝑟𝑟𝑟𝑟×%𝐷𝐷+𝑟𝑟𝑟𝑟×(1−%𝐷𝐷) 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑟𝑟
onde:
𝑟𝑟𝑟𝑟: Custo de capital de terceiros regulatório vigente;
Custo de capital próprio regulatório vigente;
𝑟𝑟𝑟𝑟:
Estrutura de capital regulatória vigente;
%𝐷𝐷:
Remuneração de Capital no último processo de revisão tarifária;
𝑅𝑅𝑅𝑅:
Valor da Parcela B arrecadada nos últimos 12 meses; e
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉12𝑚𝑚:
Valor da Parcela B calculado no último processo de revisão tarifária.
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑅𝑅:
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉12𝑚𝑚 (2)
𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢𝐢 𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜 𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜 𝐩𝐩𝐩𝐩ó𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩𝐩= 𝑄𝑄𝑄𝑄𝑄𝑄× (1 −%𝐷𝐷) ×
𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑟𝑟
onde:

𝑄𝑄𝑄𝑄𝑄𝑄: Quota de reintegração regulatória no último processo de revisão tarifária;
6 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.

𝑟𝑟𝑟𝑟×%𝐷𝐷 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉12𝑚𝑚 (3)
𝐣𝐣𝐣𝐣𝐣𝐣𝐣𝐣𝐣𝐣 𝐝𝐝𝐝𝐝 𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜 𝐝𝐝𝐝𝐝 𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭𝐭= × 𝑅𝑅𝑅𝑅 𝑋𝑋
𝑟𝑟𝑟𝑟×%𝐷𝐷+𝑟𝑟𝑟𝑟×(1−%𝐷𝐷) 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑟𝑟
𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚𝐚çã𝐨𝐨 𝐝𝐝𝐝𝐝 𝐝𝐝í𝐯𝐯𝐯𝐯𝐯𝐯𝐯𝐯= 𝑄𝑄𝑄𝑄𝑄𝑄× %𝐷𝐷× 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉12𝑚𝑚 (4)
𝑉𝑉𝑉𝑉𝐵𝐵𝑟𝑟
44. 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 tarifários ordinários.
45. De modo que o pagamento de juros de capital próprio, a amortização das dívidas de terceiros e
o pagamento de custeio dos custos operacionais permaneceriam preservados até a realização do próximo
processo tarifário.
46. 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).
47. 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.
48. 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 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.
49. Pelas razões expostas, opina-se pelo não provimento da solicitação da RTE da CPFL Santa Cruz.

IV. D I R E I T O
50. 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.
51. 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.
V. D I S P O S I T I V O
52. Diante do exposto e do que consta no Processo nº 48500.005412/2015-16, voto por conhecer do
pedido de realização de Revisão Tarifária Extraordinária - RTE interposto pela Companhia Luz e Força Santa Cruz –
CPFL Santa Cruz para, no mérito, negar-lhe provimento.
Brasília, 26 de janeiro de 2016
REIVE BARROS DOS SANTOS
Diretor