PRORET — proret submodulo 3.1A V 1.2 Anexo XXV

## **ANEXO XXV** 

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

**Submódulo 3.1 A** 

## **PROCEDIMENTOS GERAIS** 

**Versão 1.2** 

## **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 procedimentos deste submódulo são aplicáveis aos reajustes e revisões tarifárias de concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica, prorrogadas nos termos do Decreto n° 8.461/2015, ou que assinaram o termo aditivo ao contrato de concessão nos termos do Despacho nº 2.194/2016. 

## **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; 

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; Pesquisa e Desenvolvimento - P & D; Programa de Eficiência Energética – PEE; e 

iv. receita Irrecuperável. 

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 ao valor da componente tarifária Fio B aplicado ao mercado de referência, atualizado pelo IPCA menos o fator X, subtraído os valores de Ultrapassagem de Demanda, Excedente dos Reativos e Outras Receitas, conforme regulação constante neste submódulo. 

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. O mercado de Referência utilizado na energia requerida deve ser composto pelos montantes de energia elétrica medidos no “Período de Referência”. 

12. Os montantes faturados e medidos 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. 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 a data-limite definida pelo Submódulo 10.2 para cálculo das atualizações monetárias constantes do reajuste tarifário, 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). 

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

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

15. 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). 

16. 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. 

17. 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. 

18. 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 DE REFERÊNCIA – RR0** 

19. A Receita de Referência (RR0) 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 do Último Reposicionamento Tarifário e o "Mercado de Referência", portanto, excluídos o PIS/PASEP, a COFINS, o ICMS, os subsídios cobertos pela Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, e os componentes financeiros exógenos ao reajuste econômico. 

20. As informações necessárias ao cálculo da Receita de Referência – RR0 são obtidas por meio do Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica – SAMP. 

21. Na apuração da Receita de Referência – RR0 serão utilizadas as tarifas econômicas homologadas na Data do Último Reposicionamento Tarifário, com seu valor integral ou com desconto, de modo idêntico ao critério adotado na última revisão tarifária da distribuidora. 

22. A informação relativa aos mercados faturado e medido 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. 

23. 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 de Referência (RR0), utilizando-se a respectiva tarifa econômica com seu valor integral, vedada a concessão de ajustes compensatórios futuros em relação a esse mercado. 

24. Ressalvado o caso a que se refere o item precedente, se utilizadas tarifas com seu valor integral na formação da Receita de Referência (RR0), 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 CDE, conforme regulamento. 

25. Se consideradas tarifas com desconto na formação da Receita de Referência (RR0), 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. 

26. Quando forem utilizadas tarifas com desconto para o mercado da Subclasse Residencial Baixa Renda na apuração da Receita de Referência (RR0), 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”. 

27. 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”** 

28. O Valor da Parcela “A” (VPA), considerando-se as condições vigentes 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, 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 n° 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 ACR-médio, 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 faturados de demanda de potência no Período de Referência, observando a Contratação Eficiente, valorados pelas respectivas tarifas econômicas; 

xi. para os demais itens da Parcela “A” (Encargos Setoriais, Conexão de uso exclusivo, TUSDg-ONS e TUSDg-T): valores vigentes; 

xii. para as Receitas Irrecuperáveis: Soma da Receita Requerida (Parcela A + Parcela B), excetuando a própria Receita Irrecuperável, de todos os itens financeiros e da receita de bandeiras realizada nos últimos 12 meses, incluindo a estes os valores correspondentes aos tributos ICMS, PIS, COFINS e PASEP, e multiplicado por um valor correspondente a um percentual médio de Receitas Irrecuperáveis, conforme fórmula paramétrica definida no submódulo 2.2A do PRORET. 

## **4.4. PARCELA “B”** 

## **4.4.1 - Primeiro Processo Tarifário Após a Data Referência de Alteração Contratual (DR1)** 

29. Define-se como Data Referência de Alteração Contratual a data de assinatura do termo aditivo ao contrato de concessão, nos termos do Despacho nº 2.194/2016, ou a data de publicação deste PRORET, o que ocorrer por último. 

30. No caso do primeiro processo tarifário após a Data Referência de Alteração Contratual, denominado de DR1, o Valor da Parcela “B” considerando-se as condições vigentes e o Mercado de Referência, (VPB0), e o valor final de aplicação da Parcela “B” na Data do Reajuste em Processamento, (VPB1), são calculados da seguinte forma: 

## Onde: 

VPB0DR1: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B; Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; 

Período de Referência: 12 (doze) meses anteriores ao mês do reajuste tarifário anual ou revisão tarifária periódica em processamento, quando for o caso; 

VPB1DR1: Valor da Parcela B econômico na data do reajuste em processamento; 

Fator DR1: Fator que ajusta a Receita de Parcela B vigente, retirando os valores de Receita Irrecuperável e incluindo os valores de OR (como proporção dos valores considerados na última revisão tarifária); ORDR1: Valores de Outras Receitas apurados no período de referência, atualizados conforme o submódulo 2.7A; 

UD, ERDR1: Valores de Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados entre a Data Referência de Alteração Contratual e DR1, atualizados conforme o submódulo 2.1A; e ONS: Encargo de ONS vigente em DR1. 

31. Para fazer os ajustes relacionados acima na Receita Fio B (VPB0), será observada a participação de RI e OR na receita da última revisão tarifária, observando, porém, a aplicação do componente de trajetória T do Fator X, exceto para o último processo tarifário, que altera a proporção dos itens de parcela B definida no momento da revisão. Assim, o Fator DR1 é definido como: 

## Onde, 

VPBRev: Valor da Parcela B final, já descontados de Outras Receitas ou de quaisquer outros tratamentos econômicos específicos, calculado na última revisão periódica, após ajustes do componente T do Fator X; ORRev e RIRev: Valores de OR e RI, observando a participação considerada na última Revisão Tarifária, após ajustes do componente T do Fator X. 

## **4.4.2 - Processos Tarifários Subsequentes** 

32.  Para os demais processos de reajustes tarifários, o Valor da Parcela “B” (VPB0), considerando-se as condições vigentes e o Mercado de Referência, e o valor final de aplicação da Parcela “B” (VPB1) na Data do Reajuste em Processamento são calculados conforme a formulação a seguir: 

VPB0i = TUSDfio B vig x Mercado Ref               (4) 

VPB1i = VPB0i x Fator Pbi-1[x] (IPCA – X) – OR, UD, ERi         (5) 

## Onde, 

VPB0i: Valor da Parcela B, considerando as tarifas de aplicação vigentes e o mercado de referência; TUSD fio B Vigente: Valor vigente econômico correspondente ao componente tarifário do Fio B; 

Mercado Ref: Mercado de referência composto pelos montantes de energia elétrica e de demanda de potência faturados no Período de Referência; 

VPB1i: Valor da Parcela B de aplicação na data do reajuste em processamento; 

Fator Pbi-1: Fator de recomposição da Parcela B integral, que retira os valores de OR, UD e ER da Receita Fio B que foram contemplados no processo tarifário anterior; e 

OR, UD, ER: Valores de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados no período de referência e atualizados conforme o submódulo 2.1A e 2.7A. 

33. O Fator Pbi-1 é definido como a razão entre a Parcela B antes dos descontos de OR, UD e ER sobre o valor de Parcela B Final, calculados no processo tarifário anterior. Como o OR, UD e ER são deduzidos da Parcela B, esse fator sempre terá valor maior do que um. 

## Onde, 

VPB1i-1: Valor da Parcela B de aplicação, calculada no último processo tarifário; e 

OR, UD, ERi-1: Valores de Outras Receitas, Ultrapassagem de Demanda e Excedente de Reativos, apurados no último processo tarifário. 

34. 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 REQUERIDA – RR1 

35. A Receita Requerida (RR1) 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: 

VPA: 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. AJUSTES E PREVISÕES DE ITENS DA PARCELA A** 

## **4.6.1. Ajustes de itens da Parcela A** 

36. Entende-se o ajuste de itens da Parcela “A” como uma correção de valor, substituindo um valor inadequado por outro melhor, e considerando-o no processo tarifário como item financeiro. No entanto, tais ajustes só seriam possíveis por regulação da ANEEL ou por legislação setorial, não permitindo que pedidos arbitrários de ajustes sejam acatados. 

37. Em princípio, todos os itens de Ajustes deverão estar explicitamente listados no submódulo 4.4A do PRORET. Caso haja necessidade de criação de um item de ajuste que não esteja naquele submódulo, os procedimentos de cálculos de ajuste deverão seguir os Princípios Gerais contidos no mesmo submódulo, bem como deverão observar as limitações legais vigentes. 

38. Os Ajustes que não estejam no submódulo 4.4A serão analisados no caso concreto. Dessa maneira, não há garantia de que o mesmo procedimento seja aplicado para outros processos tarifários, ainda que a situação e as condições sejam semelhantes. 

## **4.6.2. Previsões de itens da Parcela A** 

39. Entende-se Previsão de itens da Parcela “A” como uma alteração nos valores econômicos baseado numa expectativa de valor futuro, que difere do valor contemplado pelo procedimento ordinário do processo tarifário. 

40. As Previsões de itens da Parcela A poderão ser incluídas nos processos tarifários desde que sejam observadas as seguintes condições: 

- Situações sistêmicas; 

- De efeito conhecido e quantificável; 

- Por decisão da Aneel ou por força de legislação. 

41. Com vistas a promover a estabilidade regulatória e manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, é recomendado que esse instrumento seja utilizado apenas em situações que vislumbrem um impacto considerável, tanto negativo quanto positivo, para as Concessionárias. 

42. A previsão apenas será considerada para situações sistêmicas, a fim de evitar que haja desequilíbrio no tratamento regulatório entre as Concessionárias e seja garantido o tratamento equânime entre elas. 

43. Por questões de assimetria de informação, a previsão não deve ser decorrente de solicitação das concessionárias, mas de alterações de custos regulatórios por decisões da ANEEL ou da legislação do setor elétrico, sobre um evento futuro. 

44. Não será acatado pedido de Previsão justificado pelo aumento de demanda do mercado em atendimento. 

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

45. 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. 

46. 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. 

47. 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. 

48. 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. 

49. 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. 

50. 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. 

51. 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** 

52. Estando a concessionária, na data do reajuste em processamento (DRP), inadimplente com suas obrigações intrassetoriais, não serão reajustados seus níveis de tarifas, se resultar em aumento de receita, 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 e Regulação Econômica – STR. 

53. 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. 

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