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 
 
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 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
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
  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  
  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

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 
 
 
Tabela 4 – Ativos e Passivos Regulatórios projetados para o IRT 2016 
 
 
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. 
 
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
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
  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
  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

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 
 
 
 
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.  
 
 
Competência
Data 
Pagamento
Pagamento      
R$
Cobertura        
R$
Delta             
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

Tabela 6 -Estimativa de despesa e cobertura para a Itaipu 
 
 
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 
Competência
Data de 
Vencimento da 
Fatura
Tx de câmbio 
(R$/US$)
Faturado (R$)
Cobertura (R$)
Diferença (R$)
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
Competência  Data de
Vencimento da
Fatura  Tx de câmbio
(R$/US$)  Faturado (R$)  Cobertura (R$)  Diferença (R$)  
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  1 2.125.164,06  1 4.199.491,06  - 2.074.327,00  
TOTAL      693.124.420,19  597.496.276,41  102.532.540,98  

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. 
 
 
 
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. 
 
3.560,80 
643,25 
300,56 
143,17 
R A 1
P A R CE LA  B
E B I TDA  R E G U LA TÓR I O
DÉ F I CI T I TA I P U  E  CDE

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, entende-
se 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.  
143,17 
131,42 
56,45 
58,97 53,72 
342,69 
Parcela B
Déficit ITAIPU e CDE
Remuneração do Capital Próprio
Investimentos com Capital Próprio
Juros do capital de terceiros
#REF!
Amortização da Dívida
Custos Operacionais
143,17
131,42 56,45 58,97 53,72 342,69
131,42  56,45  58,97  53,72  342,69

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