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VOTO 
PROCESSO: 48500.005410/2015-27 
INTERESSADO: Consumidores e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. – Eletropaulo 
RELATOR: Diretor André Pepitone da Nóbrega 
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE GESTÃO TARIFÁRIA – SGT 
ASSUNTO: Análise do pedido de Revisão Tarifária Extraordinária da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São 
Paulo S.A. – Eletropaulo 
I. RELATÓRIO 
A Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. – Eletropaulo, sediada na cidade de São 
Paulo, no estado de São Paulo, atende a 6,5 milhões de consumidores e possui faturamento anual de R$ 15,1 
bilhões. 
2. 
Por intermédio da Resolução Homologatória nº 1.858, de 27 de fevereiro de 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 de 2015. 
3. 
Consoante informações da Superintendência de Gestão Tarifária – SGT, a cobertura tarifária 
adicional decorrente da RTE da Eletropaulo representou o efeito médio percebido pelos consumidores de 31,94% 
em relação às tarifas que haviam sido definidas no reajuste de 4 de julho de 2014. 
4. 
Na RTE de março de 2015, a cobertura do encargo 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 pelo teto do Preço de Liquidação de Diferenças – PLD. 
5. 
Por meio da Resolução Homologatória no 1.920, de 30 de junho de 2015, a ANEEL homologou o 
resultado da quarta revisão tarifária periódica, estabeleceu a receita anual referente às instalações de conexão e 
fixou as Tarifas de Energia - TE e as de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD..

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6. 
Mediante a Carta EM/VPA/GRE 0025/15, de 18 de novembro de 2015, a Eletropaulo solicitou 
Revisão Tarifária Extraordinária, para recompor o equilíbrio econômico-financeiro da Distribuidora. 
7. 
Em 14 de dezembro de 2015, o Processo foi distribuído, por sorteio, a esta Relatoria. 
8. 
Após a instrução processual, a SGT, pela Nota Técnica nº 26/2016-SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro 
de 2016, analisou o pedido de RTE. 
II. FUNDAMENTAÇÃO 
 
9. 
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. CVA de CDE: “[...] o valor elevado em formação se justifica pelo saldo inicial que foi formado entre a 
data de corte da CVA e a data da RTP [...]”; 
b. CVA Energia:  
[...] o principal valor corresponde à ITAIPU, ocasionado também pelo saldo inicial formado entre a 
data de corte da CVA e a data da RTP, e pelo atual nível da taxa de câmbio, a qual, igualmente, 
aumenta os custos sem cobertura tarifária: o dólar para repasse de Itaipu, na RTP15 foi de 3,12 
R$/US$, enquanto o dólar de pagamento está, atualmente, no nível de 3,86  R$/US$, uma 
variação de 20% [...];  
c. Parcela B: “[...] Quando se analisa o impacto do mercado na receita de Parcela B da distribuidora, 
considerando-se o período de julho a setembro de 2015 em comparação ao período do ano 
anterior, verifica-se uma perda estimada de R$ 32 milhões [...]”; 
d. impactos financeiros da redução das tarifas dos consumidores ABRACE: “[...] Estima-se que esta 
alteração gere um ativo regulatório, a ser repassado no IRT 2016, da ordem de 50 milhões [...]”.  
10. 
Inicialmente, a Distribuidora informou que os valores acumulados sem cobertura tarifária até 
setembro/2015 somariam R$ 1.491,5 milhões, conforme a Tabela 1: 
Tabela 1 – Ativos e passivos regulatórios informados no pedido de RTE da Eletropaulo até set/2015

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Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2016. 
11. 
Em resposta ao Ofício nº 178/2015-SGT/ANEEL, de 10 de dezembro de 2015, que solicitou 
informações complementares, a Concessionária atualizou os valores do “CVA em formação” para dezembro de 
2015, razão pela qual a soma de ativos e passivos foi reduzida para R$ 1.005,00 milhão. A Tabela 2 apresenta os 
valores alegadamente acumulados até dezembro/2015: 
Tabela 2 - Valores acumulados sem cobertura tarifária até dezembro/2015 
 
Fonte: Nota Técnica no 26/2016-SGT/ANEEL, de 12 de fevereiro de 2016. 
12. 
Quanto aos itens relacionados à “CVA a amortizar”, que, como a Tabela 1, totalizam R$ 673 
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. 
CVA em formação
CVA a amortizar
CVA Total 
Base: Set/15
Base Set/15
Base Set/15
Compra de Energia 
683,9
1285,1
1969
ESS
147,3
-370,3
-223
CDE
645
412,8
1057,8
Proinfa
-0,2
-8,2
-8,4
Rede Básica
9,4
24,2
33,6
T.Itaipu
1,8
7
8,8
Sobrecontratação
-95,8
-359,2
-455
Neutralidade dos Encargos
66,7
15
81,7
Reversão RTE
-651,7
-358,3
-1010
Outros
12,2
24,7
36,9
TOTAL
818,5
673
1491,5
CVA em formação
Base: Dez/15
Compra de Energia 
814,06
ESS
34,8
CDE
770,5
Proinfa
-0,2
Rede Básica
16,6
T.Itaipu
2,9
Sobrecontratação
-88,2
Neutralidade dos Encargos
95,7
Reversão RTE
-673,6
Outros
32,4
TOTAL
1005,00
  CVA em formação CVA a amortizar    CVA Total
  Base: Set/15  Base Set/15  
Compra de Energia  683,9  1285,1  
ESS  147,3  -370,3  
CDE  645  412,8  
Proinfa  -0,2  -8,2  
Rede Básica  9,4  24,2  
T.Itaipu  1,8  7  
Sobrecontratação  -95,8  -359,2  
Neutralidade dos Encargos  66,7  15  
Reversão RTE  -651,7  -358,3  
Outros  12,2  24,7  
TOTAL  818,5  673  
  CVA em formação  
  Base: Dez/15  
Compra de Energia  814,06  
ESS  34,8  
CDE  770,5  
Proinfa  -0,2  
Rede Básica  16,6  
T.Itaipu  2,9  
Sobrecontratação  -88,2  
Neutralidade dos Encargos  95,7  
Reversão RTE  -673,6  
Outros  32,4  
TOTAL  1005,00  

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13. 
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. 
14. 
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. 
15. 
Relativamente aos custos com o despacho térmico e o risco hidrológico, aos quais a Eletropaulo 
alegou estar exposta, a SGT afirmou que os argumentos da Concessionária não prosperavam, por considerar que já 
teriam sido implementadas medidas para mitigar os desequilíbrios.  
16. 
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 Eletropaulo, atinentes a esses custos, somaram R$ 1.297 milhão 
em 2015. 
17. 
Destacou que, por meio do Despacho nº 3.887, de 1º de dezembro de 2015, foram definidos os 
valores a serem repassados às concessionárias de distribuição de energia elétrica credoras da Conta Bandeiras, 
entre as quais a própria Eletropaulo, de R$ 33,3 milhões. O fato demonstraria que os recursos provenientes dos 
adicionais da Conta Bandeiras mitigaram sensivelmente os custos incorridos pela Concessionária em 2015, não 
havendo razão para tratar do tema em procedimento extraordinário de revisão tarifária. 
18. 
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 justificasse a revisão extraordinária.

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19. 
Assim, a SGT recomendou, com o que se concorda, que eventuais diferenças, para mais ou para 
menos, sejam tratadas no próximo processo tarifário por meio dos mecanismos ordinários de compensação. 
20. 
Referentemente aos impactos financeiros da redução das tarifas dos consumidores da ABRACE, a 
SGT frisou que, no próximo processo tarifário da Concessionária, seria calculado componente financeiro 
correspondente à diferença entre a tarifa de equilíbrio apurada na revisão tarifária de 2015 e as diferenciadas 
fixadas para os associados da ABRACE, com vigência a partir de 3 de julho de 2015.   
21. 
Quanto ao impacto da crise econômica sobre mercado da Eletropaulo, a SGT destacou não haver 
previsão em regulamento, para compensar eventuais perdas financeiras suportadas pelas concessionárias. As 
variações de mercado ocasionadas por fatos externos ao controle das concessionárias são consideradas como risco 
da atividade no regime de regulação por preço-teto.  
22. 
Após fixada a tarifa, aumento ou redução de mercado, que podem implicar perdas ou ganhos de 
Parcela B, são considerados fatos decorrentes do risco do negócio, não sendo previstas intervenções a fim de 
mitigar possíveis perdas ou ganhos. 
23. 
A SGT acrescentou que 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. Sobre 
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.  
24. 
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. 
25. 
Quanto a esse aspecto, a SGT comunicou que, de fato, a cobertura tarifária mensal utilizada na 
RTE da Eletropaulo, realizada 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.

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26. 
A SGT observou, porém, que os resultados da Audiência Pública 83/2015, que homologou as 
quotas anuais da CDE para 2016, 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 Eletropaulo, isso significaria 
cobertura a maior, favorável à Concessionária, de R$ 379,3 milhões, de janeiro de 2016 até a realização do reajuste 
tarifário em julho de 2016. A SGT observou que, considerando o resultado entre os processos tarifários de 2015 e 
2016, o saldo é favorável à Concessionária em R$ 84,2 milhões. 
27. 
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). 
28. 
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 Eletropaulo 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 que o saldo acumulado até o reajuste de 2016 seria 
desfavorável à Concessionária em R$ 297,4 milhões. 
29. 
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$ 84,2 milhões a mais) e de Itaipu (de R$ 
297,4 milhões a menos) na Parcela B da Concessionária. O Gráfico 1 apresenta o grau de comprometimento do 
EBITDA1 regulatório2, da Parcela B e da Receita Requerida da Concessionária: 
                                                     
1 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. 
2 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.

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Gráfico 1 – Comprometimento do EBITDA regulatório, da Parcela B e da Receita Requerida 
Fonte: Nota Técnica nº 26/2016-SGT/ANEEL. 
30. 
Verifica-se que o déficit projetado até a realização do próximo processo tarifário equivalerá ao 
comprometimento de 7,5% do EBITDA regulatório e 17% da Parcela B da Concessionária. 
31. 
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 
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 26/2016-SGT/ANEEL. 
15.141,98 
2.812,10 
1.228,57 
213,19 
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
213,19 
533,09 
233,79 239,22 222,47 
1.583,53 
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
213,19
533,09 233,79 239,22 222,47 1.583,53
533,09  233,79  239,22  222,47  1.583,53

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32. 
Ocorre que, apesar do descasamento da cobertura de CDE e de Itaipu (somadas), a SGT 
recomendou que o pedido de RTE fosse indeferido.  
33. 
Segundo a SGT, quando se compara o déficit projetado de CDE e Itaipu, de R$ 213 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.  
34. 
Sobre os demais itens de custos apontados pela Eletropaulo, que, consoante a Concessionária, 
contribuem para agravar a situação financeira da Distribuidora –de R$ 339 milhões3 –, entende-se que as diferenças 
devem ser corrigidas no próximo processo tarifário, a ser realizado em julho de 2016, e não mediante a realização 
de RTE.  
35. 
O financeiro de neutralidade dos encargos setoriais, de R$ 209 milhões dos R$ 339 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 ajuste nas tarifas necessariamente por RTE.  
36. 
A SGT ressaltou que, mesmo se somados os déficits apontados pela Eletropaulo para os demais 
itens com os apurados para Itaipu e CDE, o déficit estimado até o próximo processo tarifário era de R$ 552 milhões 
(R$ 213 milhões + R$ 339 milhões), equivalente ao comprometimento de, respectivamente, 45% e 20% 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. 
37. 
Como no setor de distribuição, as concessionárias possuem a garantia de que as principais 
variações de custos da 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 entende não ser o caso. 
 
                                                     
3 Estimado na Nota Técnica nº 26/2016-SGT/ANEEL.

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38. 
A realização de RTE para a Eletropaulo visaria tão somente compensar, mediante concessão de 
componente financeiro, 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 da Parcela A, a partir da publicação das novas tarifas.  
39. 
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 implicaria que os custos adicionais seriam necessariamente 
diluídos em 12 meses.   
III. DIREITO 
40. 
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. 
IV. DISPOSITIVO 
41. 
A partir de tais argumentos e do que consta no Processo nº 48500.005410/2015-27, voto por 
conhecer do pedido de Revisão Tarifária Extraordinária apresentado pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de 
São Paulo S.A. – Eletropaulo 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