PRORET — Proret Submod 3.1 V 1.4C aren20221003

## **ANEXO XXIV** 

**Módulo 3: Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição** 

## **Submódulo 3.1** 

## **PROCEDIMENTOS GERAIS** 

**Versão 1.4 C** 

## **1. OBJETIVO** 

1. Estabelecer os procedimentos gerais, bem como os critérios a serem utilizados no Reajuste Tarifário Anual (RTA) das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. 

## **2. ABRANGÊNCIA** 

2. Os critérios e procedimentos definidos neste Submódulo são aplicáveis aos reajustes tarifários anuais e, no que couber, nas revisões tarifárias periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, independentemente da sua eventual situação de inadimplência com as obrigações intrassetoriais. 

## **3. REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA** 

3. No Reajuste Tarifário Anual (RTA), cabe à ANEEL homologar reajustes das tarifas observando estritamente o que estabelecem as leis e normas referentes ao assunto, além das disposições previstas nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica. 

4. As tarifas definidas no contrato de concessão, em conjunto com as regras de reajuste e revisão descritas no mesmo, são suficientes para a adequada prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica e manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato. 

5. O valor das tarifas é reajustado com periodicidade anual, na data de aniversário estabelecida no contrato de concessão, exceto nos anos em que é realizada a Revisão Tarifária Periódica (RTP). 

6. Para fins de reajuste tarifário, a receita da distribuidora, excluídos o PIS/PASEP (Programa de Integração Social / Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público), a COFINS (Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social) e o ICMS (Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação), é dividida em duas parcelas: Parcela “A” e Parcela “B”. 

7. A Parcela “A” envolve os custos relacionados às atividades de geração e transmissão de energia elétrica, além dos encargos setoriais previstos em legislação específica. Trata-se de custos cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora. 

8. Constituem os custos relativos à Parcela “A” da receita: 

i. compra de energia elétrica em função do “Mercado de Referência”, que inclui o montante de energia elétrica proveniente dos empreendimentos de geração própria; 

ii. conexão e uso das instalações de transmissão e distribuição de energia elétrica; e 

iii. Encargos Setoriais previstos em legislação específica, tais como: Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH para fins de geração de energia elétrica, quando aplicável; Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE; Conta de Desenvolvimento Energético - CDE; 

Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA; Encargo de Serviços do Sistema - ESS; Encargo de Energia de Reserva - EER; Contribuição ao Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; Pesquisa e Desenvolvimento - P & D; Programa de Eficiência Energética – PEE. 

9. A Parcela “B” compreende os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa, por exemplo, os custos operacionais, a remuneração do capital e a quota de reintegração. 

10. À Parcela “B” corresponde o valor remanescente da receita da distribuidora, excluído o PIS/PASEP, a COFINS e o ICMS, após a dedução da “Parcela A”. 

11. O “Mercado de Referência” é composto pelos montantes de energia elétrica, de demanda de potência e de uso do sistema de distribuição, faturados no “Período de Referência” a outras concessionárias e permissionárias de distribuição, consumidores, autoprodutores e centrais geradoras que façam uso do mesmo ponto de conexão para importar ou injetar energia elétrica, bem como, pelos montantes de demanda de potência contratada pelos demais geradores para uso do sistema de distribuição. 

12. Os montantes faturados de qualquer mês do “Período de Referência” são aqueles registrados no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. 

13. O “Período de Referência” compreende o ciclo de 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste em processamento. 

14. A Data de Referência Anterior (DRA) é definida como sendo a data de vigência do último processo tarifário homologado pela ANEEL. 

15. A Data do Reajuste em Processamento (DRP) é a data de vigência do Reajuste Tarifário Anual em análise a ser homologado pela ANEEL. 

16. Caso o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) ou o Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) do último mês do Período de Referência não tenha sido divulgado oficialmente pela Fundação Getúlio Vargas - FGV e pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE até o 10º (décimo) dia anterior à Data do Reajuste em Processamento (DRP), será considerada para aquele mês a projeção mais recente do respectivo índice (média mensal), informada no Sistema de Expectativas de Mercado do Banco Central do Brasil (Focus), disponível para consulta na internet (www.bcb.gov.br), ressalvado o caso em que a divulgação oficial ocorrer até o dia anterior ao da deliberação do processo tarifário, quando deverá ser considerado o índice definitivo. 

## **4. PROCEDIMENTOS GERAIS DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – RTA** 

## **4.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS DO PROCESSO DE REAJUSTE TARIFÁRIO** 

17. O “Mercado de Referência” registrado no Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP, referente ao “Período de Referência” do reajuste em processamento, deve ser objeto de detalhada conferência por parte da distribuidora, de modo que 

sejam regularizadas eventuais inconsistências até o quadragésimo quinto dia anterior à data do reajuste tarifário anual (D-45). 

18. Observado esse mesmo prazo de quarenta e cinco dias da data do reajuste em processamento (D45), a distribuidora, quando acessante, deve encaminhar à ANEEL, por meio eletrônico, cópia dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição ou respectivos Aditivos relativos ao “Período de Referência” do reajuste em processamento, juntamente com cópia das correspondentes faturas mensais, para fins de avaliação dos montantes contratados e consequente consideração no cálculo da cobertura tarifária desse custo de transmissão. 

19. O prazo estabelecido para regularização das informações de mercado no SAMP e para envio dos documentos referentes ao CUSD não exime a distribuidora da responsabilidade de fornecer, nos prazos indicados, outras informações, planilhas e documentos pertinentes ao cálculo tarifário, que venham a ser requeridos pela ANEEL. 

20. A Memória de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual (RTA), depois de homologado pela Diretoria da ANEEL, ficará disponível, para conhecimento da sociedade, no sítio da ANEEL na internet. 

## **4.2. RECEITA ANUAL – RA0** 

21. A Receita Anual (RA0), também denominada “Receita de Referência”, é definida como a Receita Anual de Fornecimento, Suprimento, Consumo de Energia Elétrica e Uso dos Sistemas de Distribuição, calculada com base nas tarifas econômicas homologadas na Data de Referência Anterior (DRA) e o "Mercado de Referência", portanto, excluídos o PIS/PASEP, a COFINS, o ICMS e os componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico. 

22. As informações necessárias ao cálculo da Receita Anual – RA0 são obtidas por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. 

23. Na apuração da Receita Anual – RA0 serão utilizadas as tarifas econômicas homologadas na DRA, com seu valor integral ou com desconto, de modo idêntico ao critério adotado na última revisão tarifária da distribuidora. 

24. A informação relativa ao mercado faturado no último mês do “Período de Referência” será estimada, repetindo-se os montantes realizados no mês imediatamente anterior, podendo os valores do penúltimo mês, se provisórios, ser alterados uma única vez até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora. 

25. Caso a distribuidora possua mercado faturado referente à venda de energia elétrica a consumidores cativos, a valores inferiores aos homologados pela ANEEL, esse mercado deverá ser considerado na formação da Receita Anual (RA0), utilizando-se a respectiva tarifa econômica com seu valor integral, vedada a concessão de ajustes compensatórios futuros em relação a esse mercado. 

26. Ressalvado o caso a que se refere o item precedente, se utilizadas tarifas com seu valor integral na formação da Receita Anual (RA0), a perda de receita correspondente aos descontos previstos na legislação, concedidos pela distribuidora nos 12 (doze) meses subsequentes ao reajuste em 

processamento, será custeada com recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, conforme regulamento. 

27. Se consideradas tarifas com desconto na formação da Receita Anual (RA0), quando previsto na legislação pertinente, todas as tarifas da distribuidora serão suficientemente majoradas para suprir a perda de receita relativa aos subsídios tarifários concedidos pela distribuidora nos 12 (doze) meses subsequentes ao do reajuste em processamento, vedada a concessão de ajustes compensatórios futuros em decorrência de eventuais variações de mercado. 

28. Quando forem utilizadas tarifas com desconto para o mercado da Subclasse Residencial Baixa Renda na apuração da Receita Anual (RA0), a este valor deve ser adicionado o montante anual da subvenção econômica oriunda da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), homologado pela ANEEL no “Período de Referência”. 

29. Caso algum valor mensal da referida subvenção esteja pendente de aprovação até o trigésimo dia anterior à data de aniversário contratual da distribuidora, este deverá ser estimado, repetindo-se o valor do mês imediatamente anterior que tiver sido homologado pela ANEEL. 

## **4.3. PARCELA “A”** 

30. O Valor da Parcela “A” (VPA0), considerando-se as condições vigentes na Data de Referência Anterior (DRA) e o “Mercado de Referência”, é calculado da seguinte forma: 

i. Para a energia elétrica comprada: montante de “Energia Elétrica Comprada” valorado pelo “Preço Médio de Repasse” que foi considerado no reajuste ou revisão do ano anterior; 

ii. Para a conexão aos sistemas de transmissão e/ou distribuição e para as componentes TUSDg-T e TUSDg-ONS: os valores considerados no reajuste ou revisão do ano anterior, 

iii. Para o uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição: os montantes de demanda de potência contratados no período de referência e de energia elétrica associada, valorados pelas respectivas tarifas consideradas no reajuste ou revisão do ano anterior; e 

iv. Para os demais itens da Parcela “A”, os valores resultantes da aplicação dos componentes tarifários correspondentes, vigentes na Data de Referência Anterior (DRA), ao “Mercado de Referência”, de modo a assegurar a neutralidade econômica dos Encargos Setoriais. 

31. A Energia Elétrica Comprada, também denominada Energia Requerida, constitui o volume de energia elétrica (MWh) e potência (kW) adquirido para o atendimento a consumidores e outras concessionárias e permissionárias de distribuição no “Período de Referência”, acrescido de: 

i. perdas elétricas do sistema de distribuição, às quais se subdividem em técnicas e não-técnicas, conforme tratamento a elas estabelecido na Revisão Tarifária Periódica (RTP); e 

ii. perdas associadas ao transporte de Itaipu e na Rede Básica, inclusive as provenientes das Demais Instalações da Transmissão – DIT de uso compartilhado, quando aplicável. 

32. O Preço Médio de Repasse na DRA corresponde ao resultado da divisão entre o custo total (R$) e o montante total (MWh) da Energia Elétrica Comprada do balanço energético da distribuidora relativo ao processo tarifário anterior. 

33. O Valor da Parcela “A” (VPA1), considerando-se as condições vigentes na Data do Reajuste em Processamento (DRP) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma: 

i. para a energia elétrica comprada por meio de contratos firmados anteriormente à Lei nº 10.848/2004: o preço de repasse de cada contrato aplicado ao montante de energia elétrica que poderá ser atendido pelo mesmo contrato nos 12 (doze) meses subsequentes; 

ii. para a energia elétrica proveniente de Itaipu: a tarifa de repasse estabelecida em ato específico da ANEEL aplicada ao montante de demanda de potência (kW) que poderá ser disponibilizado por Itaipu nos 12 (doze) meses subsequentes; 

iii. para a energia elétrica proveniente dos empreendimentos de geração própria: o valor da geração própria (VGP) estabelecido pela ANEEL na última Revisão Tarifária Periódica (RTP), atualizado até a Data do Reajuste em Processamento (DRP), aplicado ao montante de geração própria (MGP) definido na mesma Revisão Tarifária Periódica (RTP) da distribuidora, ressalvado as alterações do volume de geração decorrentes de causas estruturais, devidamente comprovadas; 

iv. para a energia elétrica proveniente do PROINFA: o montante de energia elétrica associado ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), que poderá ser disponibilizado nos 12 (doze) meses subsequentes, será valorado como energia comprada a custo zero, visto que seu custo efetivo está classificado na Parcela “A” como encargo setorial; 

v. para a energia elétrica referente à cota-parte de Angra 1 e 2: a tarifa calculada e homologada anualmente pela ANEEL aplicada ao montante de energia elétrica que poderá ser fornecido pelas centrais geradoras Angra 1 e 2 nos 12 (doze) meses subsequentes; 

vi. para a energia elétrica referente às Cotas das Usinas com Concessões Renovadas: a tarifa definida pela ANEEL aplicada ao montante de energia elétrica que poderá ser disponibilizado no regime de cotas pelas usinas com concessões renovadas nos termos da Lei nº 12.783, de 11/01/2013, nos 12 (doze) meses subsequentes; 

vii. para a energia elétrica comprada por meio de contratos firmados após a Lei nº 10.848/2004: o preço médio de repasse dos contratos de compra de energia elétrica de que trata o caput do art. 36 do Decreto nº 5.163/2004 (geração distribuída, CCEAR e leilão de ajuste), autorizados pela ANEEL até a Data do Reajuste em Processamento (DRP), ponderado pelos respectivos volumes contratados para entrega nos 12 (doze) meses subsequentes; 

viii. para fins de cobertura tarifária econômica nos processos de reajuste anual ou revisão periódica o “Montante de Reposição”, de que trata o art. 24 do Decreto 5.163/2004, será valorado ao preço médio dos contratos de compra de energia vigentes na data do processo tarifário; 

ix. para a energia elétrica relativa aos Sistemas Isolados: o custo médio da energia comercializada no Ambiente de Contratação Regulada – ACR do Sistema Interligado Nacional – SIN, denominado ACRmédio, aplicado ao montante de energia elétrica proveniente de geração própria e contratos preexistentes em 30/07/2009, desde que o ACR-médio seja inferior ao custo total de geração de que tratam o art. 3º da Lei nº 12.111, de 9/12/2009, e o art. 11 do Decreto nº 7.246, de 28/07/2010; 

x. para o uso dos sistemas de transmissão e/ou distribuição: montantes de demanda de potência contratados no Período de Referência, valorados pelas respectivas tarifas econômicas vigentes na Data do Reajuste em Processamento (DRP); e 

xi. para os demais itens da Parcela “A” (Encargos Setoriais, Conexão de uso exclusivo, TUSDg-ONS e TUSDg-T): valores vigentes na Data do Reajuste em Processamento (DRP). 

## **4.4. PARCELA “B”** 

34. O Valor da Parcela “B” (VPB0), considerando-se as condições vigentes na Data de Referência Anterior (DRA) e o Mercado de Referência, é calculado da seguinte forma: 

## onde: 

RA0: Receita Anual na DRA, também denominada “Receita de Referência”; e VPA0: Valor da Parcela “A”, nas condições vigentes na Data de Referência Anterior (DRA). 

35. O Valor da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento (DRP) é calculado da seguinte forma: 

VPB1 = VPB0 X (IGPM – X)      (2) 

## onde: 

VPB0: O Valor da Parcela “B” na DRA; 

IGPM: Índice Geral de Preços do Mercado, também designado IVI. É uma das versões do Índice Geral de Preços (IGP) calculado pela Fundação Getúlio Vargas (FGV); e 

X: Também designado Fator X. É o valor a ser subtraído do IGPM, ou IVI, com objetivo de compartilhar com os usuários e consumidores da distribuidora os ganhos de eficiência empresarial e da competitividade estimados para o período, contribuindo assim para a modicidade tarifária. 

36. O valor do Fator X a ser aplicado a cada Reajuste Tarifário Anual (RTA) a partir do Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária é obtido conforme metodologia de cálculo estabelecida no Submódulo 2.5 do PRORET. 

## **4.5. RECEITA ANUAL – RA1** 

37. A Receita Anual (RA1) constitui a nova receita da concessionária na Data do Reajuste em Processamento (DRP) e corresponde ao somatório das novas Parcelas “A” e “B”. Portanto: 

onde: 

VPA1: O Valor da Parcela “A” na Data do Reajuste em Processamento (DRP); e VPB1: O Valor da Parcela “B” na Data do Reajuste em Processamento (DRP). 

## **4.6. ÍNDICE DE REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL – IRT** 

## **4.6.1. IRT ECONÔMICO** 

38. O Índice Médio de Reajuste Tarifário Anual Econômico – IRT econômico (IRTeco), conforme expressamente indicado no contrato de concessão, é dado pela divisão entre a Receita Anual na Data do Reajuste em Processamento (DRP) – RA1 – e a Receita Anual na Data de Referência Anterior (DRA) – RA0, ou seja: 

sendo: 

RA1 = VPA1 + (VPB0 X (IGPM ± Fator X)     (8) 

ou 

onde: 

VPA1: Valor da Parcela A na Data de Reajuste em Processamento (DRP); VPB0: Valor da Parcela B na Data de Referência Anterior (DRA); e VPB1:Valor da Parcela B na Data de Reajuste em Processamento (DRP). 

39. Os objetivos fundamentais da fórmula paramétrica do Índice de Reajuste Tarifário Anual — IRT econômico são: 

i. dar cobertura tarifária para os itens da Parcela “A” da receita, cujos montantes e preços, em certa medida, não são gerenciáveis pela concessionária, mediante a consideração dos valores vigentes na data do Reajuste Tarifário Anual em Processamento; e 

ii. manter o poder de compra da parcela da receita gerenciável pela concessionária (Parcela “B”) e repassar aos usuários e consumidores os ganhos de eficiência empresarial e da competitividade da concessionária (“Fator X”), por meio do produto da Parcela “B”, a preços da data do reajuste anterior, pela componente (IGPM – X). 

40. No processo de Revisão Tarifária Periódica (RTP), as tarifas abertas por modalidades da estrutura tarifária e níveis de tensão são “criadas”, isto é, elas “nascem” no processo de revisão periódica, de modo que aplicadas ao mercado de referência da concessionária produzam a “Receita Requerida” (Parcelas A e B), assegurando o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. 

41. Por seu lado, o Reajuste Tarifário Anual (RTA) tem por finalidade verificar em quantos pontos percentuais, em média, as tarifas que “nasceram” no processo de revisão periódica devem ser reajustadas para se “manter” o equilíbrio econômico-financeiro definido no momento da revisão. 

42. A finalidade da aplicação da fórmula paramétrica de cálculo do reajuste tarifário, tal como foi construída, é, tão somente, apurar a variação anual das receitas para um mesmo mercado. 

43. O Mercado de Referência utilizado no Reajuste Tarifário Anual (quantidades de energia e de demanda faturadas nos 12 meses anteriores ao mês do reajuste) não se confunde com o mercado considerado no cálculo tarifário do ano anterior, seja reajuste ou revisão, portanto, a metodologia de cálculo do Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT), segundo as regras do contrato de concessão, leva em conta os efeitos decorrentes da variação dos mercados utilizados em um ano e noutro. 

44. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) não segue necessariamente a mesma variação da inflação. A fórmula paramétrica constante do contrato de concessão considera uma Parcela “A”, que contém custos não gerenciáveis pela distribuidora, e uma Parcela “B”, de custos por ela diretamente gerenciáveis. A Parcela “B” é corrigida, unicamente, pela variação do IGPM, deduzido o compartilhamento de ganhos representado pelo “Fator X”. Já os componentes da Parcela “A” são afetados por legislações específicas e podem sofrer variações superiores ou inferiores à inflação medida no período. 

## **4.6.2. IRT FINANCEIRO** 

45. O Índice Médio de Reajuste Tarifário Anual Financeiro – IRT financeiro (IRTfin), é dado pela divisão entre o somatório dos Componentes Financeiros apurados na Data do Reajuste em Processamento (DRP) e a Receita Anual na Data de Referência Anterior (DRA) – RA0, flexibilizada pela razão de variação de mercado (rm), se positiva, ou seja: 

onde: 

rm = MWh reajuste/revisão atual / MWh reajuste/revisão ano anterior (limite mínimo igual a zero) 

46. Os Componentes Financeiros previstos na legislação pertinente não fazem parte da base tarifária, ou seja, não compõem a tarifa econômica da distribuidora. São valores apurados anualmente, positivos ou negativos, que são repassados às tarifas da distribuidora para compensação no período de 12 (doze) meses subsequentes ao reajuste tarifário em processamento. 

47. Os critérios e procedimentos específicos relativos aos Componentes Financeiros considerados nos cálculos tarifários estão estabelecidos no Módulo 4. 

## **4.6.3. IRT TOTAL** 

48. O Índice Médio Total do Reajuste Tarifário Anual – IRTtotal é dado pela soma dos índices de reajuste econômico e financeiro, conforme segue: 

IRTtotal = IRTecon + IRTfin     (10) 

## **4.7.  RECÁLCULO DE REAJUSTE/REVISÃO DE ANOS ANTERIORES** 

49. A utilização de dados estimados de qualquer natureza nos cálculos tarifários, por si só, não ensejará recálculos posteriores, salvo quando expressamente indicado pela ANEEL nos documentos oficiais – Nota Técnica, Relatório/Voto ou Resolução – que motivaram e informaram a decisão colegiada referente ao processo de reajuste ou revisão tarifária. 

50. O recálculo de reajuste/revisão de anos anteriores poderá ocorrer em decorrência de provimento de Pedido de Reconsideração interposto tempestivamente pela concessionária ou por iniciativa da ANEEL. 

51. Para fins de recálculo de reajuste/revisão de anos anteriores por iniciativa da ANEEL, a Agência procederá conforme estabelecido nos arts. 53 e 54 da Lei nº 9.784, de 29 de janeiro de 1999, a saber: 

i. deve anular o ato administrativo quando houver vício de legalidade; 

ii. pode revogar o ato administrativo por motivo de conveniência ou oportunidade; e 

iii. tem o direito de rever o ato administrativo, adotando qualquer medida que o corrija ou impugne, observado o prazo de decadência de cinco anos. 

52. Os efeitos tarifários decorrentes de recálculo de reajuste/revisão de anos anteriores serão considerados a partir do primeiro reajuste ou revisão tarifária seguinte à respectiva decisão que tenha determinado o recálculo. 

53. O valor do componente financeiro resultante do recálculo de reajuste/revisão de ano anterior corresponderá, exceto quando envolver correções do mercado de referência, à diferença entre a receita anual obtida após o procedimento de recálculo do respectivo reajuste ou revisão tarifária e a receita anual originalmente calculada, cujo resultado deverá ser atualizado em base anual pela variação de mercado e remunerado pela Taxa Selic até o mês do reajuste/revisão em processamento, conforme fórmula de cálculo definida no Submódulo 4.4. do PRORET. 

54. Quando o recálculo de reajuste/revisão de ano anterior envolver correções do respectivo mercado de referência, o valor do componente financeiro corresponderá às diferenças entre as tarifas resultantes do recálculo e as tarifas originalmente homologadas, aplicadas ao mercado de referência do reajuste/revisão em processamento, cujo resultado deverá ser remunerado pela Taxa Selic até o mês do reajuste/revisão em processamento, conforme fórmula de cálculo definida no Submódulo 4.4. do PRORET. Neste caso, deve-se apurar o correspondente ajuste econômico necessário para corrigir a base tarifária econômica. 

55. Quando se tratar de recálculo de revisão tarifária envolvendo alteração do Valor da Parcela B (VPB) e sem correções do respectivo mercado de referência, a diferença percentual entre o VPB recalculado e o VPB original deve ser aplicada ao VPB0 (Valor da Parcela B na DRA – Data de Referência Anterior) do reajuste tarifário em processamento, de modo a representar o ajuste econômico necessário para corrigir a base tarifária econômica. 

## **4.8. DISPOSIÇÕES GERAIS** 

56. Estando a concessionária, na data do reajuste em processamento (DRP), inadimplente com suas obrigações intrassetoriais, não serão reajustados seus níveis de tarifas, conforme vedação prevista no art. 10 da Lei nº 8.631, de 4 de março de 1993. Neste caso, somente poderão ser praticadas as novas tarifas homologadas, resultantes do processo tarifário em processamento, quando comprovado o adimplemento da concessionária, sendo autorizada sua aplicação por meio de Despacho específico da Superintendência de Gestão Tarifária – SGT. 

57. Conforme Lei nº 9.784/1999 é de dez dias o prazo para interposição de recurso administrativo, contado a partir da ciência ou divulgação oficial da decisão sobre o reajuste/revisão tarifária. 

58. O recurso ou qualquer questionamento sobre os cálculos tarifários de anos anteriores quando apresentado fora do prazo recursal não poderá ser conhecido. 

## **5. FLUXOGRAMA DE CÁLCULO DO REAJUSTE TARIFÁRIO ANUAL** 

**----- Start of picture text -----**<br>
Custos de Compra de  Custos de Transporte  Encargos Setoriais na<br>Mercado de  Tarifas  Energia na DRA  de Energia na DRA  DRA<br>Montante  Referência Econômicas do  (CustoEnergia_DRA) (CustoTransporte_DRA) (CustoEncargos_DRA)<br>Subvenção CDE* (Mercado de  IRT Anterio r<br>(CDE_baixarenda) Referência) (Tarifas)<br>Receita Anual na DRA<br>(RA0 = ∑ (Mercado de  Parcela A na DRA<br>Referência X Tarifas) +  (VPA0 = CustoEncargos_DRA +<br>CDE_baixarenda) CustoTransporte_DRA +<br>CustoEnergia_DRA)<br>Conta de<br>período de referência IGP-M no  (IGPM) Parcela B na DRA  (VPB0=RA0-VPA0) Fator X Custos de Compra de  (CustoEnergia_DRP) Energia na DRP  Custos de Transporte de  (CustoTransporte_DRP) Energia na DRP  Encargos Setoriais na  (CustoEncargos_DRP) DRP Variação de Valores de Itens da Parcela Compensação de  A   (CVA)<br>Sobrecontratação<br>de Energia<br>Parcela B na DRP  (IGPM- Fator X)(VPB1 = VPB0 x  (VPACustoTransporte_DRP + 1 CustoEnergia_DRP)= CustoEncargos_DRP +  Parcela A na DRP  Financeiros = CVA + (Componentes  Componentes Financeiros (Sobrecontratação)<br>Sobrecontratação +  Déficit do Programa<br>DPLPT + DCFs) Luz para Todos<br>(DPLpT)<br>Receita Anual na  Demais<br>DRP Componentes<br> (RA1 =VPA1+VPB1) Financeiros<br> (DCFs)<br>Legenda Receita Anual na<br>IRT Econômico  IRT Financeiro Razão de Variação  DRP no reajuste/<br>Submódulo 4.1 (IRTeco=RA1/RA0) Financeiros/(RA (IRTfin =Componentes 0 X rm) (rm do Mercado   = RA0 /RA1n-1) revisão ano anterior<br>Submódulo 3.1 Submódulo 4.2 (RA1n-1)<br>Submódulo 3.2 Submódulo 4.3<br>Submódulo 3.3 Submódulo 4.4 IRT Total<br>(IRTtotal=IRTeco +  Fim<br>Submódulo 3.4 Submódulo 4.5 IRTfin)<br>**----- End of picture text -----**<br>

* O montante de subvenção CDE será utilizado na composição da Receita Anual (RA0) quando forem utilizadas tarifas com desconto para o mercado da Subclasse Residencial Baixa Renda no cálculo da RA0. 

**Figura 1 – Fluxograma de Cálculo do Reajuste Tarifário Anual**