VOTO 
 
 
 
PROCESSO: 48500.005415/2015-50 
 
INTERESSADO: Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa 
 
RELATOR: Diretor José Jurhosa Júnior. 
 
RESPONSÁVEL: ASSESSORIA DA DIRETORIA. 
 
ASSUNTO: Pedido de Revisão Tarifária Extraordinária da Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa. 
 
 
I - RELATÓRIO 
 
1. 
A Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, sediada na cidade de Jaguariúna - SP, 
atende aproximadamente 45 mil consumidores e possui faturamento anual da ordem de R$ 82 milhões.    
 
2. 
Em 3/2/2015, por meio da Resolução Homologatória 1.849/2015, as tarifas da CPFL Mococa foram 
reajustadas em 23,34%, sendo 28,9% relativos ao reajuste tarifário econômico e -5,55% aos componentes 
financeiros.   
 
3. 
 Em 27/2/2015, 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 2 de março.  
 
4. 
A cobertura tarifária adicional considerada na RTE da CPFL Mococa representou um efeito médio 
percebido pelos consumidores de 16,25% em relação às tarifas estabelecidas no seu último processo de reajuste.  
 
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 15/10/2015, por meio de Carta1, a CPFL Mococa 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; 
1 Carta n° 066/RR/CPFL Mococa/2015, 15/12/2015. 
48575.000309/2016-00

(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 10/11/2015, 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 Mococa, 
a ser realizada em 22 de março de 2016. Os resultados preliminares indicam para um reposicionamento tarifário de 
5,01%, sendo de 3,15% relativos a atualização da Parcela A e 1,86% relativos a atualização da Parcela B.  Em 
relação aos componentes financeiros a serem considerados no processo de revisão da CPFL Mococa, para 
compensar nos 12 meses, esses representaram um aumento tarifário de 6,69%.   
 
9. 
Com o objetivo de avaliar os valores apresentados pela concessionária no pleito de RTE, foi 
solicitado, por meio do Ofício nº 183/2015-SGT/ANEEL, de 10/12/2015, o envio das planilhas de apuração do saldo 
da CVA até a data limite de 18/12/2015, posteriormente postergado para 8/1/2016. 
 
10. 
É o relatório.  
 
 
II – FUNDAMENTAÇÃO 
 
11. 
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.  
 
12. 
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”. 
 
13. 
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.  
 
14. 
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.  
 
15. 
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. Nesse 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.  
 
16. 
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.   
 
17. 
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.  
 
18. 
Nesse 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. 
 
19. 
No pedido de revisão das tarifas, a CPFL Mococa 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$ 5,39 milhões, conforme 
Tabela 1 abaixo:

Tabela 1 - Ativos Regulatórios em constituição e de Saldo a amortizar do RTA 2015, em milhões de reais, solicitados 
inicialmente à CPFL Mococa. 
Informações RTE
CPFL Mococa
Ativo Regulatório em constituição (A) - até set. 2015
6,64
CDE
0,97
Energia de Itaipu
8,18
Energia - demais contratos
-4,48
Outros (ESS, Rede Básica, Neutralidade, etc) 
1,98
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015
-1,24
Saldo Final  (A + B)
5,39
 
 
 
20. 
Em síntese, como causa principal desse descompasso de receita, a CPFL Mococa 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.  
 
21. 
Todos esses itens, denominados pela empresa de “Ativo Regulatório em constituição”, teriam 
totalizado um déficit acumulado de R$ 6,64 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$, segundo a 
concessionária.   Ainda segundo o pleito, haveria um saldo a compensar da cobertura considerada a maior em 
processos anteriores, denominado de “Saldo a amortizar do RTA 2015”, no valor negativo de R$ 1,24 milhões.  
 
22. 
Em resposta ao Ofício n° 183/2015-SGT/ANEEL, que solicitou informações complementares à 
concessionária para a avaliação da RTE, a CPFL Mococa 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$ 
2,66 milhões, ao invés dos R$ 6,64 milhões informados anteriormente. Na Tabela 2 abaixo, são apresentados os 
valores de “Ativos Regulatórios em constituição”, após a atualização, e de “Saldo a amortizar do RTA 2015”, 
informado na RTE.
  CPFL Mococa
Ativo Regulatório em constituição (A) - até set. 2015  6,64
  0,97
8,18
-4,48
1,98
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015
Saldo Final (A + B)  -1,24
5,39

Tabela 2 - Ativos Regulatórios em constituição e de Saldo a amortizar do RTA 2015, em milhões de reais, após a 
atualização. 
RESPOSTA OFÍCIO
CPFL Mococa
Ativo Regulatório em constituição (A) - até nov. 2015
2,66
CDE
1,13
Energia
5,15
Bandeira (valor negativo)
-1,88
Outros (ESS, Rede Básica, etc) 
-0,57
Sobrec/exp entre subm - bandeiras
-1,17
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015
-1,24
Saldo Final  (A + B)
1,42
 
 
  
23. 
A respeito do valor negativo a compensar de R$ 1,24 milhões, concordo com a área técnica de 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 tarifários, não devem ser levados em consideração para a 
análise da RTE.  
 
24. 
Por se tratarem de componentes financeiros que já foram inseridos nas tarifas para serem 
compensados nos próximos 12 meses, a “temporalidade da compensação” desses financeiros não deve ser 
considera para a análise do desequilíbrio da concessão, tendo em vista que para esses custos já foi dado o devido 
tratamento tarifário. Portanto, resta apenas a análise de novos eventos que possam desequilibrar a concessão.   
 
25. 
No que tange aos custos com despacho térmico e risco hidrológico, os quais a CPFL Mococa 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. 
 
26. 
Desse modo, entende-se que o pedido da CPFL Mococa 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 Mococa relativos a esses custos somaram R$ 4,9 milhões em 2015. 
 
27. 
 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.  
 
28. 
Até fevereiro de 2015, as bandeiras tarifárias consideravam somente os custos variáveis das usinas 
térmicas que eram utilizadas na geração de energia. Desde de março de 2015, com o aprimoramento do sistema, 
todos os custos de geração relacionados ao cenário hidrológico passaram a compor o cálculo das bandeiras, como:
  CPFL Mococa
Ativo Regulatório em constituição (A) - até nov. 2015  2,66
  1,13
5,15
-1,88
-0,57
-1,17
Saldo a amortizar do RTA 2015 (B) - até set. 2015
Saldo Final (A + B)  -1,24
1,42

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.  
 
29. 
Ressalta-se ainda que, recentemente, por meio do Despacho nº 3.887/2015, de 1º/12/2015, 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 Mococa, no valor de R$ 452.551,60, o que demostra que os 
recursos provenientes dos adicionais da Conta Bandeiras mitigaram sensivelmente os custos incorridos pela 
concessionária ao longo de 2015, conforme Tabela 3. 
 
Tabela 3 – Valores de repassa da Conta Bandeiras da CPFL MOCOCA. 
Agentes Credores
Valor de Repasse da Conta 
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  
 
30. 
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.   
 
31. 
  Frisa-se ainda que quando do envio de informações complementares, em resposta ao Ofício n° 
183/2015-SGT/ANEEL, a concessionária passou a informar um valor de cobertura superior as despesas incorridas 
com esses itens até novembro de 2015.  
   
32. 
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.    
 
33. 
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 Mococa, 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.
Agentes Credores  Valor de Repasse da Conta
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

34. 
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 20162 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 Mococa, isso significaria uma cobertura a maior, favorável à concessionária, 
de R$ 767 mil, a partir de janeiro de 2016 até a realização do seu próximo reajuste em março de 2016.  
 
35. 
Na Tabela 4 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 4 – Estimativa de despesa e cobertura para a CDE 
Competência 
(mm/aa)
Data 
Pagamento
Pagamento 
R$
Cobertura R$
Delta R$
dez/14
10/01/2015
97.737,62
56.783,92
40.953,69
jan/15
10/02/2015
165.602
56.783,92
108.818,08
fev/15
10/03/2015
165.602
88.474,28
77.127,72
mar/15
10/04/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
abr/15
10/05/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
mai/15
10/06/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
jun/15
10/07/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
jul/15
10/08/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
ago/15
10/09/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
set/15
10/10/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
out/15
10/11/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
nov/15
10/12/2015
1.207.851
1.034.143
173.708,46
dez/15
10/01/2016
1.207.851
1.034.143
173.708,46
jan/16
10/02/2016
650.438
1.034.143
-383.704,53 
fev/16
10/03/2016
650.438
1.034.143
-383.704,53 
TOTAL 
13.808.327,64 12.611.752,61 1.196.575,02  
 
 
36. 
Nota-se que quando se analisa o período entre processos tarifários, o saldo é desfavorável a 
concessionária em R$ 1,2 milhões.   
 
37. 
Um outro ponto destacado pela concessionária refere-se à 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$3.   
 
2 Processo n° 48500.004731/2015-12.  
3 Média do dólar de venda entre 19/12/2015 a 18/01/2016 igual a 3,98 R$/US$.
Competência
(mm/aa)  Data
Pagamento  Pagamento
R$  Cobertura R$  Delta R$
dez/14  10/01/2015  97.737,62  56.783,92  40.953,69
jan/15  10/02/2015  165.602  56.783,92  108.818,08
fev/15  10/03/2015  165.602  88.474,28  77.127,72
mar/15  10/04/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
abr/15  10/05/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
mai/15  10/06/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
jun/15  10/07/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
jul/15  10/08/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
ago/15  10/09/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
set/15  10/10/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
out/15  10/11/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
nov/15  10/12/2015  1.207.851  1.034.143  173.708,46
dez/15  10/01/2016  1.207.851  1.034.143  173.708,46
jan/16  10/02/2016  650.438  1.034.143  -383.704,53
fev/16  10/03/2016  650.438  1.034.143  -383.704,53
TOTAL    13.808.327,64  12.611.752,61  1.196.575,02

38. 
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 20164 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$/US$).  
 
39. 
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 Mococa carregará uma 
cobertura tarifária para Itaipu superior aos pagamentos.  
 
40. 
Na Tabela 5 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.  
 
4 Processo nº 48500.005213/2015-16

Tabela 5 –Estimativa de despesa e cobertura para a Itaipu 
competência
Data de Vencimento da 
Fatura
Tx de câmbio 
(R$/US$)
Faturado (R$)
Cobertura (R$)
Diferença (R$)
nov/2014
09/01/2015                               2,66                          224.010,89                        197.999,76                         26.011,12 
nov/2014
20/01/2015                               2,62                          221.178,83                        197.999,76                         23.179,06 
nov/2014
30/01/2015                               2,66                          224.348,04                        197.999,76                         26.348,27 
dez/2014
10/02/2015                               2,81                          234.198,05                        196.000,80                         38.197,25 
dez/2014
20/02/2015                               2,87                          239.412,83                        196.000,80                         43.412,04 
dez/2014
27/02/2015                               2,88                          240.105,36                        196.000,80                         44.104,56 
jan/2015
10/03/2015                               3,13                          378.484,18                        194.409,78                      184.074,40 
jan/2015
20/03/2015                               3,24                          392.078,80                        194.409,78                      197.669,02 
jan/2015
01/04/2015                               3,15                          381.580,47                        194.409,78                      187.170,68 
fev/2015
10/04/2015                               3,08                          372.388,38                        322.412,45                         49.975,93 
fev/2015
20/04/2015                               3,05                          368.493,84                        322.412,45                         46.081,38 
fev/2015
30/04/2015                               2,99                          361.998,90                        322.412,45                         39.586,45 
mar/2015
12/05/2015                               3,04                          375.639,39                        346.188,63                         29.450,76 
mar/2015
26/05/2015                               3,13                          387.545,81                        346.188,63                         41.357,18 
mar/2015
03/06/2015                               3,12                          385.481,04                        346.188,63                         39.292,41 
abr/2015
15/06/2015                               3,10                          383.651,19                        346.188,63                         37.462,56 
abr/2015
22/06/2015                               3,08                          380.201,66                        346.188,63                         34.013,03 
abr/2015
30/06/2015                               3,10                          383.515,18                        346.188,63                         37.326,55 
mai/2015
10/07/2015                               3,19                          398.262,52                        349.670,77                         48.591,75 
mai/2015
20/07/2015                               3,21                          401.409,56                        349.670,77                         51.738,79 
mai/2015
30/07/2015                               3,36                          420.179,38                        349.670,77                         70.508,61 
jun/2015
10/08/2015                               3,49                          439.819,09                        352.833,12                         86.985,97 
jun/2015
20/08/2015                               3,47                          437.828,10                        352.833,12                         84.994,98 
jun/2015
31/08/2015                               3,65                          459.451,73                        352.833,12                      106.618,61 
jul/2015
10/09/2015                               3,87                          488.828,94                        353.756,95                      135.071,99 
jul/2015
21/09/2015                               3,98                          503.029,75                        353.756,95                      149.272,80 
jul/2015
30/09/2015                               3,97                          501.854,78                        353.756,95                      148.097,82 
ago/2015
13/10/2015                               3,82                          482.343,81                        353.152,91                      129.190,90 
ago/2015
20/10/2015                               3,87                          487.477,14                        353.152,91                      134.324,23 
ago/2015
30/10/2015                               3,86                          486.619,48                        353.152,91                      133.466,57 
set/2015
10/11/2015                               3,80                          475.975,83                        350.949,92                      125.025,91 
set/2015
20/11/2015                               3,70                          463.755,26                        350.949,92                      112.805,33 
set/2015
30/11/2015                               3,85                          482.543,61                        350.949,92                      131.593,69 
out/2015
10/12/2015                               3,77                          457.825,75                        340.219,25                      117.606,50 
out/2015
21/12/2015                               3,98                          483.901,13                        340.219,25                      143.681,88 
out/2015
30/12/2015                               3,90                          474.387,14                        340.219,25                      134.167,89 
nov/2015
11/01/2016                               4,01                          482.413,31                        336.452,85 
145.960,46
                   
nov/2015
20/01/2016                               4,00                          480.646,93                        336.452,85 
144.194,08
                   
nov/2015
01/02/2016                               4,00                          480.646,93                        336.452,85 
144.194,08
                   
dez/2015
10/02/2016                               4,00                          475.215,61                        332.650,92 
142.564,68
                   
dez/2015
22/02/2016                               4,00                          475.215,61                        332.650,92 
142.564,68
                   
dez/2015
30/02/2016                               4,00                          475.215,61                        332.650,92 
142.564,68
                   
jan/2016
10/03/2016                               4,00                          323.391,34                        334.249,87 
10.858,53
-                      
jan/2016
22/03/2016                               4,00                          323.391,34                        334.249,87 -                      10.858,53 
TOTAL
                   17.795.942,48                  13.787.160,00 
4.008.782,48
competência  Data de Vencimento da
Fatura  Tx de câmbio
(R$/US$)  Faturado (R$)  Cobertura (R$)  Diferença (R$)
nov/2014  09/01/2015  2,66  224.010,89  197.999,76  26.011,12
nov/2014  20/01/2015  2,62  221.178,83  197.999,76  23.179,06
nov/2014  30/01/2015  2,66  224.348,04  197.999,76  26.348,27
dez/2014  10/02/2015  2,81  234.198,05  196.000,80  38.197,25
dez/2014  20/02/2015  2,87  239.412,83  196.000,80  43.412,04
dez/2014  27/02/2015  2,88  240.105,36  196.000,80  44.104,56
jan/2015  10/03/2015  3,13  378.484,18  194.409,78  184.074,40
jan/2015  20/03/2015  3,24  392.078,80  194.409,78  197.669,02
jan/2015  01/04/2015  3,15  381.580,47  194.409,78  187.170,68
fev/2015  10/04/2015  3,08  372.388,38  322.412,45  49.975,93
fev/2015  20/04/2015  3,05  368.493,84  322.412,45  46.081,38
fev/2015  30/04/2015  2,99  361.998,90  322.412,45  39.586,45
mar/2015  12/05/2015  3,04  375.639,39  346.188,63  29.450,76
mar/2015  26/05/2015  3,13  387.545,81  346.188,63  41.357,18
mar/2015  03/06/2015  3,12  385.481,04  346.188,63  39.292,41
abr/2015  15/06/2015  3,10  383.651,19  346.188,63  37.462,56
abr/2015  22/06/2015  3,08  380.201,66  346.188,63  34.013,03
abr/2015  30/06/2015  3,10  383.515,18  346.188,63  37.326,55
mai/2015  10/07/2015  3,19  398.262,52  349.670,77  48.591,75
mai/2015  20/07/2015  3,21  401.409,56  349.670,77  51.738,79
mai/2015  30/07/2015  3,36  420.179,38  349.670,77  70.508,61
jun/2015  10/08/2015  3,49  439.819,09  352.833,12  86.985,97
jun/2015  20/08/2015  3,47  437.828,10  352.833,12  84.994,98
jun/2015  31/08/2015  3,65  459.451,73  352.833,12  106.618,61
jul/2015  10/09/2015  3,87  488.828,94  353.756,95  135.071,99
jul/2015  21/09/2015  3,98  503.029,75  353.756,95  149.272,80
jul/2015  30/09/2015  3,97  501.854,78  353.756,95  148.097,82
ago/2015  13/10/2015  3,82  482.343,81  353.152,91  129.190,90
ago/2015  20/10/2015  3,87  487.477,14  353.152,91  134.324,23
ago/2015  30/10/2015  3,86  486.619,48  353.152,91  133.466,57
set/2015  10/11/2015  3,80  475.975,83  350.949,92  125.025,91
set/2015  20/11/2015  3,70  463.755,26  350.949,92  112.805,33
set/2015  30/11/2015  3,85  482.543,61  350.949,92  131.593,69
out/2015  10/12/2015  3,77  457.825,75  340.219,25  117.606,50
out/2015  21/12/2015  3,98  483.901,13  340.219,25  143.681,88
out/2015  30/12/2015  3,90  474.387,14  340.219,25  134.167,89
nov/2015  11/01/2016  4,01  482.413,31  336.452,85  145.960,46
nov/2015  20/01/2016  4,00  480.646,93  336.452,85  144.194,08
nov/2015  01/02/2016  4,00  480.646,93  336.452,85  144.194,08
dez/2015  10/02/2016  4,00  475.215,61  332.650,92  142.564,68
dez/2015  22/02/2016  4,00  475.215,61  332.650,92  142.564,68
dez/2015  30/02/2016  4,00  475.215,61  332.650,92  142.564,68
jan/2016  10/03/2016  4,00  323.391,34  334.249,87  - 10.858,53
jan/2016  22/03/2016  4,00  323.391,34  334.249,87  - 10.858,53
TOTAL      17.795.942,48  13.787.160,00  4.008.782,48

41. 
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.  
 
42. 
Neste caso, o saldo acumulado até o reajuste de 2016 é desfavorável à concessionária em R$ 4,008 
milhões.  
                                                                     
43. 
Com o objetivo de analisar a magnitude do descasamento de cobertura de ITAIPU (de R$ 4,008 
milhões) e da CDE (R$ 1,2 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.  
 
44. 
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.  
 
45. 
No gráfico abaixo é analisado o grau de comprometimento do EBITDA5 regulatório6, 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, 49% e 14% do EBITDA 
regulatório e da Parcela B definidos no último processo tarifário.  
 
 
 
5 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.  
6 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.

95,98 
34,95 
10,44 
5,21 
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
 
 
Gráfico 1 – Comprometimento da Parcela B, do EBITDA regulatório e da Receita Requerida 
 
 
46. 
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 operacionais7.  
 
 
 
 
7 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 3 de fevereiro para 22 de março.

5,21 
4,10 
2,31 1,84 2,19 
24,51 
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
 
Gráfico 2 – Comprometimento do Fluxo de Caixa 
 
47. 
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 tarifário ordinário.  
 
48. 
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.  
 
49. 
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).    
 
50. 
Nesse sentido, entendo 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.  
 
51. 
Em relação aos demais itens de custos, entendo que as 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 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.
4,10  2,31  1,84  2,19  24,51

III – DIREITO 
 
 
52. 
Este voto encontra amparo legal no seguinte dispositivo: no art. 3°, inciso XVIII, da Lei 9.427 de 1996 
e inciso IV do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335 de 1997. 
 
IV – DISPOSITIVO 
 
53. 
Diante do exposto e do que consta do Processo 48500.005415/2015-50, voto por conhecer do pedido 
de Revisão Tarifária Extraordinária formulado pela Companhia Luz e Força de Mococa - CPFL Mococa, para, no 
mérito, negar-lhe provimento. 
Brasília, 26 de janeiro de 2016. 
 
 
JOSÉ JURHOSA JUNIOR 
Diretor