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VOTO 
PROCESSO: 48500.005425/2015-95 
INTERESSADO: Consumidores e Ampla Energia e Serviços S.A. 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT 
ASSUNTO: Análise do pedido de Revisão Tarifária Extraordinária da Ampla Energia e Serviços S.A. 
I. RELATÓRIO 
A Ampla Energia e Serviços S.A, sediada na cidade de Niterói, no estado do Rio de Janeiro, atende 
a 2,5 milhões de consumidores e possui faturamento anual de R$ 3,4 bilhões. 
2. 
Por meio da Resolução Homologatória no 1.861, de 10 de março de 2015, a ANEEL homologou os 
resultados do reajuste tarifário anual de 2015 da Ampla, com efeito médio percebido pelos consumidores de 
37,34%.   
3. 
Nesse reajuste ordinário, 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 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 da energia adquirida nos Leilões de Ajuste ao preço teto do PLD.   
4. 
Mediante a Carta Ampla 515 –DR -15, de 30 de outubro de 2015, a Ampla solicitou Revisão 
Tarifária Extraordinária (RTE), para recompor o equilíbrio econômico-financeiro da Distribuidora. 
5. 
Em 14 de dezembro de 2015, o Processo foi distribuído, por sorteio, a esta Relatoria. 
6. 
Após a instrução processual, a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, pela Nota Técnica nº 
25/2016-SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2016, analisou o pedido de RTE.

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II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
7. 
Nos termos do pedido de RTE, a Distribuidora argumentou descompasso entre os custos e a 
cobertura tarifária vigente, sem que tivesse gerência sobre eles. Apontou como causas do descompasso os 
seguintes fatores:  
a) Encargo CDE:  
[...] desde a edição da Medida Provisória n° 579/2012 e sua regulamentação, tem sido objeto de 
considerável ampliação. A quota CDE [...] que em 2013 foi de R$ 1,02 bilhão e em 2014 se limitou 
a R$ 1,70 bilhão, chegou a R$ 18,92 bilhões em 2015. [...] A distribuidora recolheu o referido 
encargo (março a setembro/2015) em patamar que supera em R$ 98 milhões o obtido com as 
tarifas fixadas pela Agência [...]; 
b) Compra de Energia:  
[...] boa parte da distorção entre o cenário estimado [...] e o realizado [...] é explicado pela grande 
elevação dos custos de energia proveniente da UHE Itaipu Binacional. Como a energia desta 
usina é atrelada ao dólar americano (US$), o seu custo foi fortemente afetado pela súbita elevação 
desta moeda em relação ao real. Registra-se que, no reajuste da Ampla, foi considerada a relação 
cambial de R$ 2,80/US$. Entretanto, atualmente, a moeda americana é valorada em 
aproximadamente R$3,90/US$, ou seja, houve, até o presente momento, um aumento de 39,3% 
em relação ao valor considerado na definição das tarifas da Ampla [...];  
c) Parcela B: “[...] a elevação dos custos integrantes da Parcela A resultou em uma distorção na 
Parcela B, em seu componente de receitas irrecuperáveis, no valor de R$ 38,1 milhões, ao se ter 
como comparação o valor considerado no reajuste de 2015”. Segundo a Ampla, 
[...] o atual percentual da tarifa para fazer frente às despesas com inadimplência (encargo) é de 
apenas 0,61%, muito inferior ao fixado na última revisão tarifária de 2014 (2,75%), e que “a 
inadimplência referente às demais receitas também é inferior (1,07%) à prevista na aludida revisão 
da tarifa em 2014 (1,17%) [...] 
d) Perdas Técnicas: “[...] grave crise hídrica enfrentada pelo país, tem ocorrido uma forte redução da 
energia ingressada a partir das unidades geradoras conectadas diretamente ao sistema da 
distribuidora, o que tem levado a um aumento do fluxo de carga proveniente de pontos mais 
distante do centro de carga da distribuidora”. Tal fato teria provocado aumento de 0,55 ponto 
percentual nas perdas técnicas em relação às reconhecidas nas tarifas; 
e) Custos financeiros: a Concessionária requereu R$ 7,3 milhões na RTE, referente a custos 
financeiros de captação de empréstimos em patamares superiores à SELIC, obtidos para fazer 
frente às variações da Parcela A entre os processos tarifários.

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8. 
A Distribuidora informou que os valores acumulados sem cobertura tarifária até setembro/2015 
somariam R$ 366 milhões, conforme a Tabela 1: 
Tabela 1 – Ativos e passivos regulatórios informados no pedido de RTE da Ampla até set/2015 
 
Fonte: Nota Técnica no 25/2016-SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2016. 
9. 
Quanto aos itens relacionados à “CVA a amortizar”, que, como a Tabela 1, totalizam R$ 78 milhões, 
a SGT recomendou que os componentes financeiros já inseridos nas tarifas, mas ainda não 
arrecadados/recuperados pela Concessionária pelo simples fato de que ainda não transcorreram 12 meses desde o 
último processo tarifário, não fossem considerados na análise da RTE. 
10. 
A Unidade Organizacional argumentou que a “temporalidade da recuperação” dos financeiros não 
podia ser alegada como causa do desequilíbrio das condições constantes no Contrato de Concessão, pois a eles 
fora dado adequado tratamento tarifário, segundo previsto no próprio Contrato de Concessão. Observou que a 
Concessionária inclusive já os teria contabilizado como Ativo Regulatório. 
11. 
Julga-se correto o entendimento da SGT, pois a aplicação do tratamento tarifário previsto no próprio 
Contrato e nas regras setoriais (repasse tarifário para arrecadação ao longo dos próximos 12 meses) conduz 
necessariamente à temporalidade da recuperação dos financeiros. Ao contrário do pretendido pela Distribuidora, 
não há desequilíbrio das condições delimitadas no Contrato de Concessão, pois essa condição fora prevista no 
próprio Contrato. 
CVA em formação
CVA a amortizar
CVA Total 
Base: Set/15
Base Set/15
Base Set/15
CVA CDE
97.563.240
1.201.282
98.764.522
CVA ESS
-49.648.727
-65.502.045
-115.150.772
CVA RB 
8.831.179
13.756.893
22.588.072
CVA PROINFA
-
-174.154
-174.154
CVA T. ITAIPU
2.503.507
-1.524.264
979.243
CVA EER
10.259.544
-1.680.543
8.579.001
CVA Energia
222.604.407
108.803.341
331.407.748
CVA Sobrecont.
-9.385.359
13.862.106
4.476.747
CUSD
602.169
602.169
Neutralidade
17.800.101
-2.597.357
15.202.744
Outros
-12.323.198
11.916.063
-407.135
TOTAL
288.806.863
78.061.322
366.868.185
  CVA em formação CVA a amortizar    CVA Total
  Base: Set/15  Base Set/15  
CVA CDE  97.563.240  1.201.282  
CVA ESS  -49.648.727  -65.502.045  
CVA RB  8.831.179  13.756.893  
CVA PROINFA  -  -174.154  
CVA T. ITAIPU  2.503.507  -1.524.264  
CVA EER  10.259.544  -1.680.543  
CVA Energia  222.604.407  108.803.341  
CVA Sobrecont.  -9.385.359  13.862.106  
CUSD  602.169    
Neutralidade  17.800.101  -2.597.357  
Outros  -12.323.198  11.916.063  
TOTAL  288.806.863  78.061.322  

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12. 
Relativamente aos custos com o despacho térmico e o risco hidrológico, aos quais a Ampla alegou 
estar exposta, a SGT afirmou que os argumentos da Concessionária não prosperavam, por considerar que já teriam 
sido implementadas medidas de caráter geral para a mitigação dessas questões.  
13. 
A Superintendência ressaltou, na Nota Técnica nº 26/2016-SGT/ANEEL, que tais variações de 
custos foram significativamente mitigadas pela implementação do sistema de Bandeiras Tarifárias, com o qual os 
custos variáveis de aquisição de energia que dependem das condições de geração no sistema interligado passaram 
a ser repassados mensalmente, parcial ou integralmente, pelos adicionais das Bandeiras. A SGT informou que os 
repasses efetuados pela Conta Bandeira para a Ampla concernentes a esses custos somaram R$ 362 milhões em 
2015. 
14. 
No que diz respeito à alegada insuficiência de cobertura tarifária para itens como Encargo de 
Serviço de Sistema, transporte de energia, dentre outros, a SGT informou que não fora demostrado descompasso 
desproporcional de cobertura que pudesse justificar a revisão extraordinária.  
15. 
Assim, a SGT recomendou, com o que se concorda, que eventuais diferenças, para mais ou menos, 
sejam tratadas no próximo processo tarifário por meio dos mecanismos ordinários de compensação. 
16. 
Sobre a cobertura das receitas irrecuperáveis, cujo cálculo não mais refletiria a realidade da 
Concessionária em função do aumento da Parcela A observado nos últimos anos, esclarece-se que esse item de 
custo compõe a Parcela B da receita da Distribuidora e que as regras do Contrato de Concessão da Ampla não 
preveem o recálculo desse item nos reajustes tarifários.  
17. 
A SGT acrescentou que, nas regras atuais do Contrato de Concessão, depois de fixadas as receitas 
irrecuperáveis na revisão tarifária, se a Parcela A aumentar mais do que a Parcela B atualizada nos reajustes, a 
receita irrecuperável diminuiria em relação à receita total da concessionária estabelecida na revisão. Nesse caso, 
verifica-se a perda de receita para a Concessionária em relação aos valores estabelecidos na revisão. Quando a 
Parcela A aumentar menos do que a B atualizada nos reajustes, contudo, a receita irrecuperável seria superior à 
definida na revisão.

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18. 
Diante disso, entende-se que acolher o pleito da Concessionária de recálculo das receitas 
irrecuperáveis demonstraria viés de neutralidade da Parcela B, não previsto nas atuais regras.  
19. 
Em relação ao aumento das perdas técnicas em 0,55 p.p. em função da crise hídrica que reduziu o 
despacho das unidades geradoras conectadas no sistema da Ampla, esclarece-se que as regras não preveem o 
recálculo do percentual de perdas técnicas nessas situações. Esse pleito, portanto, não deve ser acatado.  
20. 
Também deve ser indeferido o pedido para compensar os custos financeiros de captação de 
empréstimos em patamares superiores à SELIC, de R$ 7,3 milhões, pois a atualização da CVA pela SELIC é 
disciplinada pela Portaria Interministerial no MME/MF no 25, de 2002.  
21. 
No que se refere aos custos com o encargo de CDE, a Concessionária justificou que as cotas de 
custeio para pagamento entre março e dezembro de 2015 foram estabelecidas em valores superiores à cobertura 
tarifária mensal fixada no último processo tarifário. 
22. 
Quanto a esse aspecto, a SGT comunicou que, de fato, a cobertura tarifária mensal utilizada no 
reajuste da Ampla, realizado em março de 2015, correspondeu a valor inferior às cotas mensais de custeio definidas 
posteriormente. O descasamento ocorreu em função do atraso na homologação das cotas da CDE para 2015. 
23. 
A SGT ressaltou, porém, que os resultados da Audiência Pública 83/2015, que homologou as 
quotas anuais da CDE para 20161, reduziram o Encargo Setorial a partir de janeiro de 2016. Assim, as 
concessionárias carregarão, de janeiro de 2016 até a realização do respectivo processo tarifário ordinário em 2016, 
cobertura tarifária superior à nova cota de custeio da CDE. Cientificou que, no caso da Ampla, isso significaria 
cobertura a maior, favorável à Concessionária, de R$ 30,9 milhões, de janeiro de 2016 até o reajuste tarifário em 
março de 2016. A SGT observou que, considerando o resultado entre os processos tarifários de 2015 e 2016, o 
saldo é desfavorável à Concessionária em R$ 75,5 milhões. 
24. 
No que concerne à alegada defasagem de cobertura para a aquisição de energia de Itaipu, a SGT 
registrou, na Nota Técnica nº 26/2016-SGT/ANEEL, que esta Diretoria Colegiada, na 47ª Reunião Pública Ordinária, 
realizada em 15 de dezembro de 2015, aprovou nova tarifa de repasse de Itaipu para 2016, com a redução de 32% 
(em dólar) em relação à tarifa de 2015 (de US$ 38,07/kWmês para US$ 25,78/kWmês). 
                                                     
1 Processo n° 48500.004731/2015-12

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25. 
A SGT acrescentou que, caso a cotação do dólar se estabilizasse no patamar de R$ 4,00, a partir 
da competência de janeiro de 2016, a Ampla carregaria cobertura tarifária para Itaipu superior aos pagamentos 
devidos. Desconsideradas as despesas com o risco hidrológico de Itaipu e as eventuais glosas por perdas reais 
acima da regulatória, a Superintendência reconheceu, porém, que o saldo acumulado até o reajuste de 2016 será 
desfavorável à Concessionária em R$ 180,6 milhões. 
26. 
Dessa maneira, para identificar o grau de criticidade da situação, ou seja, a existência e a 
severidade do impacto econômico e o prazo para o próximo processo ordinário de reajuste ou revisão tarifária, a 
SGT verificou o impacto do descasamento da cobertura de CDE (de R$ 75,5 milhões) e de Itaipu (de R$ 180,6 
milhões) na Parcela B da Concessionária. O Gráfico 1 apresenta o grau de comprometimento do EBITDA2 
regulatório3, da Parcela B e da Receita Requerida da Concessionária. 
 
Gráfico 1 – Comprometimento do EBITDA regulatório, da Parcela B e da Receita Requerida 
Fonte: Nota Técnica nº 25/2016-SGT/ANEEL. 
27. 
Verifica-se que o déficit projetado até a realização do próximo processo tarifário equivaleria ao 
comprometimento de 33% do EBITDA regulatório e 19% da Parcela B da Concessionária. 
28. 
No Gráfico 2 são demonstrados os valores regulatórios atualmente incluídos nas tarifas, para a 
Concessionária fazer frente à remuneração do capital próprio; à realização de investimentos com capital próprio; ao 
                                                     
2 Sigla para o termo em inglês Earnings Before Taxes, Interest, Depreciation and Amortization, que equivale a Lucro antes dos Juros, 
Impostos, Depreciação e Amortização – LAJIDA. 
3 O EBITDA regulatório calculado para comparação com o déficit de cobertura acumulado corresponde ao somatório da Remuneração do 
Capital e da Quota de Reintegração definido no último processo tarifário. No cálculo da Quota de Reintegração Regulatória, foi descontado 
o Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis. 
4.748,63 
1.337,95 
770,61 
256,21 
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

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pagamento de juros de capital de terceiros, ao pagamento da amortização da dívida de terceiros e ao custeio dos 
custos operacionais. 
 
Gráfico 2 – Comprometimento do Fluxo de Caixa 
Fonte: Nota Técnica nº 25/2016-SGT/ANEEL. 
29. 
Ocorre que, apesar do descasamento da cobertura de CDE e de Itaipu (somadas), a SGT 
recomendou que o pedido de RTE fosse indeferido.  
30. 
Segundo a SGT, quando se compara o déficit projetado de CDE e Itaipu, de R$ 256 milhões, com 
os itens de custos da Parcela B, a partir do Gráfico 2, nota-se que a magnitude do descasamento de receita é 
inferior à remuneração do capital próprio definida no último processo tarifário ordinário.  
31. 
Sobre os demais itens de custo apontados pela Ampla, que segundo a Concessionária contribuem 
para agravar a situação financeira da Distribuidora –de R$ 64 milhões4 –, entende-se que as diferenças devem ser 
corrigidas no próximo processo tarifário, a ser realizado em março de 2016, e não mediante a realização de RTE.  
32. 
A SGT esclareceu que o financeiro de neutralidade dos encargos setoriais, de R$ 30 milhões dos 
R$ 64 milhões, segundo valores apresentados pela Concessionária, será compensado no próximo processo 
tarifário, conforme o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão firmado em 2010. Para os demais itens, não se 
                                                     
4 Estimado na Nota Técnica nº 26/2016-SGT/ANEEL. 
256,21 
333,46 
147,32 
149,63 
140,19 
567,34 
P A R CE LA  B
DÉ F I CI T I TA I P U  E  CDE  
Remuneração do Capital Próprio
Investimentos com Capital Próprio
Juros do capital de terceiros
Amortização da Dívida
Custos Operacionais
256,21
333,46 147,32 149,63 140,19 567,34
333,46  147,32  149,63  140,19  567,34

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observam descasamentos desproporcionais de cobertura que justifiquem ajuste nas tarifas necessariamente 
mediante RTE.  
33. 
A SGT ressaltou que, mesmo se somados os déficits apontados pela Ampla para os demais itens 
com os apurados para Itaipu e CDE, o déficit estimado até o próximo processo tarifário era de R$ 320,9 milhões (R$ 
256 milhões + R$ 64 milhões), equivalente ao comprometimento de, respectivamente, 41% e 23% do EBITDA 
regulatório e da Parcela B definidos no último processo tarifário. Verifica-se, portanto, que a falta da cobertura não 
representa comprometimento total do EBITDA regulatório até o próximo processo tarifário. 
34. 
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 RTE de Parcela A deva ocorrer apenas em situações excepcionais, 
de grande comprometimento da Parcela B, o que se julga não ser o caso. 
35. 
A realização de RTE para a Ampla visaria 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 eventual 
desequilíbrio de cobertura de Parcela A, a partir da publicação das novas tarifas.  
36. 
Para o 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 
financeiros já acumulados não poderiam ser imediatamente recuperados, caso fosse concedida a RTE, em razão da 
natureza de cobrança das tarifas que é mensal, o que implica que os custos adicionais são necessariamente 
diluídos em 12 meses.   
III. DIREITO 
37. 
Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos normativos: 
a) Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; 
b) Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996; 
c) Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997.

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IV. DISPOSITIVO 
38. 
A partir de tais argumentos e do que consta no Processo nº 48500.005425/2015-95, voto por 
conhecer do pedido de Revisão Tarifária Extraordinária apresentado pela Ampla Energia e Serviços S.A. e, no 
mérito, negar-lhe provimento, haja vista que não está caracterizado o desequilíbrio econômico-financeiro da 
concessão que o justifique. 
Brasília, 23 de fevereiro de 2016. 
 
 
 
ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA 
Diretor