Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de ... · Resolução Normativa nº 464/2011 28/11/2011 1.1 Revisão aprovada após realização da AP 080/2011 Resolução Normativa

A G Ê N C I A N A C I O N A L D E E N E R G I A E L É T R I C A

Módulo 7: Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição

S u b m ó d u l o 7 . 3

T A R I F A S D E A P L I C A Ç Ã O

Revisão Motivo da revisão Instrumento de

aprovação pela ANEEL Data de Vigência

1.0 Primeira versão aprovada

(após realização da AP 120/2010) Resolução Normativa nº

464/2011 28/11/2011

1.1 Revisão aprovada após realização da

AP 080/2011 Resolução Normativa nº

478/2012 18/04/2012



498/2012 02/07/2012



543/2013 02/04/2013

ProretPro ced im ento s d e Regulação Tarifária

Procedimentos de Regulação Tarifária

Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência

TARIFAS DE APLICAÇÃO 7.3 1.3 D.O.U. 05/04/2013

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7.1ÍNDICE

1. OBJETIVO .............................................................................................................................. 34 2. ABRANGÊNCIA ...................................................................................................................... 34 3. TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – TUSD DE APLICAÇÃO ................... 34

3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD INTEGRAL ................................................................................ 34 3.2. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA ................................................................. 45 3.3. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE FINANCEIRA ................................................................. 45 3.4. COMPONENTE DE CUSTO TARIFÁRIO PERDAS NÃO TÉCNICAS ........................... 45 3.5. DETERMINAÇÃO DA TUSD MODALIDADE TARIFÁRIA HORÁRIA BRANCA ............. 46

4. TARIFA DE ENERGIA – TE DE APLICAÇÃO ......................................................................... 56 4.1. DEFINIÇÃO DA TE INTEGRAL ..................................................................................... 67 4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA ...................................................................... 67 4.3. DEFINIÇÃO DA TE BASE FINANCEIRA ....................................................................... 67 4.4. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO ............................................................................... 67 4.5 DEFINIÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS ............................................................... 78

5. MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO ............................................................................ 89 6. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR COOPERATIVAS ................ 910

6.1 AUTORIZADAS .............................................................................................................. 910 6.2 PERMISSIONÁRIAS ...................................................................................................... 910

7. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR CENTRAIS GERADORAS ... 911 8. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR UNIDADES CONSUMIDORAS

DO SUBGRUPO A1 ........................................................................................................... 1011 9. CÁLCULO DO ENCARGO DE CONEXÃO ENTRE DISTRIBUIDORAS E TRATAMENTO

DADO AOS CUSTOS ASSOCIADOS NO PROCESSO TARIFÁRIO ........ Erro! Indicador não definido.12

10. AJUSTE NOS NÍVEIS TARIFÁRIOS ................................................................................... 1112 11. DIVULGAÇÃO DA INFORMAÇÃO.......................................................................................... 13

11.1. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS ............................................................................................. 13 11.2. EFEITO AO CONSUMIDOR ...................................................................................... 1314




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7.11. OBJETIVO 1. Estabelecer a metodologia de cálculo das Tarifas de Aplicação, necessárias para a

definição da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD e da Tarifa de Energia – TE.

2. ABRANGÊNCIA 2. Aplica-se a todas as revisões tarifárias de concessionárias de serviço público de

distribuição de energia elétrica, a partir do terceiro ciclo de revisão tarifária periódica (3CRTP) e reajustes subsequentes.

3. TARIFAS DE USO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO – TUSD DE APLICAÇÃO 3. A TUSD será formada pelos componentes tarifários: TUSD Transporte, TUSD

Perdas e TUSD Encargos.

4. O cálculo da TUSD de Aplicação subdivide-se em trêsduas etapas: definição da TUSD integral, da TUSD base econômica e da TUSD base financeira.

I. TUSD integralbase econômica: corresponde à TUSD, sem incidência de

qualquer benefício tarifário;

II.I. TUSD base econômica: corresponde à TUSD, após incidência de benefícios tarifários, a ser utilizada para obtenção da Receita Anual ou Receita Requerida da distribuidora; e

III.II. TUSD base financeira: corresponde à TUSD base econômica adicionada dos

componentes tarifários financeiros para aplicação aos usuários do sistema de distribuição, denominada TUSD de Aplicação.

3.1. DEFINIÇÃO DA TUSD INTEGRALECONÔMICA 5. A TUSD integraleconômica corresponde ao produto das Tarifas de Referência,

definidas no Submódulo 7.2, por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário.




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7.16. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD integraleconômica

é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzidos os estabelecidos nos parágrafos 37, 3933, 38 e 44421, e a receita de referência.

7. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo Mercado de Referência, por componente de custo tarifário.

3.2. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE ECONÔMICA 8. A TUSD base econômica corresponde ao produto da TUSD integral por um fator

multiplicativo, para cada componente de custo tarifário.

9. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzidos o estabelecido no parágrafo 37, e a receita correspondente ao produto da TUSD integral pelo Mercado de Referência Ajustado.

3.3. DEFINIÇÃO DA TUSD BASE FINANCEIRA 10.8. A TUSD base financeira corresponde ao produto da TUSD base econômica por um

fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário.

11.9. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TUSD base financeira é obtido por meio dos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET, deduzidos os alocados conforme estabelecido no parágrafo 37.

12.10. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelos mesmos critérios de definição: i) das Tarifas de Referência; ii) do componente de custo tarifário perdas não técnicas; ou iii) pelo critério percentual.

3.4. COMPONENTE DE CUSTO TARIFÁRIO PERDAS NÃO TÉCNICAS 13. O componente de custo tarifário perdas não técnicas da TUSD PERDAS, em

R$/MWh, será obtido da seguinte forma:

a) o custo de perdas não técnicas, definido nos processos de reajuste ou revisão tarifária, será distribuído proporcionalmente entre os subgrupos tarifários de

1 Tarifas para asReceita relacionada a concessionárias, permissionárias, para os geradores e para as

unidades consumidoras do subgrupo A1.




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7.1acordo com os componentes tarifários da TUSD integral e o Mercado de Referência não ajustado;

b) o valor obtido, conforme alínea anterior, será dividido pelo montante de energia, associado ao subgrupo tarifário, obtendo o respectivo componente de custo tarifário.

3.5. DETERMINAÇÃO DA TUSD MODALIDADE TARIFÁRIA HORÁRIA BRANCA 14.11. A TUSD Transporte da modalidade tarifária horária Branca será formada pelos

postos tarifários estabelecidos Submódulo 7.1 e terá os seguintes valores: I. para o posto tarifário ponta será equivalente a 5 (cinco) vezes o valor da tarifa no

posto fora ponta;

II. para o posto tarifário intermediário será equivalente a 3 (três) vezes o valor da tarifa no posto fora ponta; e

III. para o posto tarifário fora ponta será equivalente ao produto da TUSD da modalidade tarifária Convencional Monômia pelo parâmetro kz, calculado para cada subgrupo tarifário da distribuidora com base nos perfis típicos de consumo.

12. Os ..valores descritos no parágrafo anterior são passíveis de flexibilização, conforme item 11 do Submódulo 7.1 do PRORET.

4. TARIFA DE ENERGIA – TE DE APLICAÇÃO 15.13. A TE será formada pelos componentes tarifários: TE Energia, TE Perdas, TE

Encargos e TE Transporte.

16.14. O cálculo da TE de Aplicação subdivide-se em trêsduas etapas: definição da TE integral, da TE base econômica e da TE base financeira.

I. TE integralbase econômica: corresponde à TE, sem incidência de qualquer

benefício tarifário;

II.I. TE base econômica: corresponde à TE, após incidência de benefícios tarifários, a ser utilizada para obtenção da Receita Anual ou Receita Requerida da distribuidora; e

III.II. TE base financeira: corresponde à TE base econômica adicionada dos

componentes tarifários financeiros para aplicação aos usuários do sistema de distribuição, quando cabível, denominada TE de Aplicação.




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7.1 4.1. DEFINIÇÃO DA TE INTEGRALECONÔMICA

17.15. A TE integraleconômica corresponde ao produto das Tarifas de Referência, definidas no Submódulo 7.2, por um fator multiplicativo, para cada componente de custo tarifário.

18.16. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TE integraleconômica é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzido o estabelecido no parágrafo 37, e a receita de referência.

19.17. A receita de referência corresponde ao produto das Tarifas de Referência pelo Mercado de Referência, por componente de custo tarifário.

4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE ECONÔMICA

20. A TE base econômica corresponde ao produto da TE integral por um fator


21. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TE base econômica é obtido pela razão entre o custo regulatório, deduzido o estabelecido no parágrafo 37, e a receita corresponde ao produto da TE integral pelo Mercado de Referência Ajustado.

4.3.4.2. DEFINIÇÃO DA TE BASE FINANCEIRA 22.18. A TE base financeira corresponde ao produto da TE base econômica por um fator


23.19. O fator multiplicativo por componente de custo tarifário da TE base financeira é obtido por meio dos custos financeiros estabelecidos no Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição, do PRORET, deduzidos os alocados conforme estabelecido no parágrafo 37.

24.20. Os componentes tarifários financeiros poderão ser apurados pelo mesmo critério de definição das Tarifas de Referência da TE.

4.43. DEFINIÇÃO DA TE SUPRIMENTO

25.21. A TE suprimento, aplicada às concessionárias e às permissionárias de distribuição

com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, será obtida da seguinte forma:




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7.1

a) os componentes de custos da TE, salvo o relativo à energia comprada para revenda para suprimento, deverádeverão ser divididodivididos pelo Mercado de Referência de energia da concessionária supridora;

b) a energia comprada para revenda para suprimento deverá ser dividida pelo

montante de energia regulatório excluído o do PROINFA.

26.22. Não se aplicaaplicam os componentes de custos tarifários Encargos de Serviços do Sistema – ESS e Perdas na Rede Básica associadas ao mercado da distribuidora para a concessionária ou permissionária suprida que seja agente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

27.23. Não se aplica o componente tarifário TE TRANSPORTE para a concessionária ou

permissionária suprida que seja detentora de quota-parte de Itaipu.

4.54 DEFINIÇÃO DAS BANDEIRAS TARIFÁRIAS 28.24. O sistema de bandeiras tarifárias é representado por:

a) Bandeira Tarifária Verde; b) Bandeira Tarifária Amarela; e c) Bandeira Tarifária Vermelha.

29.25. A bandeira tarifária verde corresponde à TE base financeira e será caracterizada

pela incidência de:

(i) ESS por Segurança Energética – ESS_SE médio, obtido com base no histórico dos meses em que o Custo Marginal de Operação – CMO e ESS_SE for inferior ao valor de referência de R$ 100,00/MWh; e

(ii) Preço de Liquidação de Diferenças – PLD médio, obtido com base no histórico dos meses em que a soma de CMO e ESS_SE for inferior ao valor de referência de R$ 100,00/MWh, para fins de cálculo dos preços dos contratos de compra de energia por disponibilidade.

30.26. A regra descrita no parágrafo anterior refere-se ao procedimento geral. Entretanto,

esta poderá ser ajustada nos processos tarifários, conforme participação dos contratos de disponibilidade na composição do custo de compra de energia para revenda das distribuidoras, buscando minimizar possíveis diferenças entre receitas e despesas provenientes da aplicação das bandeiras tarifárias.




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7.131.27. Os valores das bandeiras tarifárias amarela e vermelha serão definidos por meio de

Resolução específica.

5. MERCADO DE REFERÊNCIA AJUSTADO

32.28. Mercado de Referência Ajustado é o mercado de referência modificado para cálculo da previsão de benefícios tarifários a ser homologada, de forma a compensar a existência de descontos e subsídios concedidos em atos legais e normativosincidentes sobre as tarifas aplicáveis aos usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica, conforme segregação abaixo: a) Carga Fonte Incentivada – parcela de mercado de carga que possui direito à

redução tarifária na TUSD devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 26, §1º, com redação dada pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007 e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004.

b) Geração Fonte Incentivada – parcela de mercado de geração que possui direito à redução tarifária na TUSD devido à aplicação da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, art. 26, §1º, com redação dada pela Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007 e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 77, de 18 de agosto de 2004.

c) Autoprodutor e Produtor Independente – parcela de mercado que não contribui com a recuperação dos custos de CCC, de acordo com a Lei nº 5.899, de 05 de julho de 1973, e Decreto nº 73.102, de 7 de novembro de 1973, de CDE, de acordo com art. 13 da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, e art. 74 do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e de PROINFA, de acordo com art. 3º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, sobre a parcela de consumo próprio.

d)c) Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento – parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, definida na resolução homologatória de cada distribuidora, conforme Decreto nº 62.724,7.891, de 23 de 17janeiro de maio de 19682013.

e)d) Rural – parcela de mercado do grupo A classificado como rural que possui direito à redução tarifária, definida na resolução homologatória de cada distribuidora, conforme Decreto nº 62.724,7.891, de 23 de 17janeiro de maio de 19682013.

f)e) Baixa Renda – parcela de mercado, beneficiário da Tarifa Social de Energia Elétrica – TSEE, que possui direito à redução tarifária e isenção de pagamento de PROINFA dada pela Lei nº 12.212, de 10 de janeiro de 2010, art. 12, que alterou a redação da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 1º, §1º e de CCC dada pela Lei nº 12.111, de 09 de dezembro de 2009, art. 13º.




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g)f) Distribuição – parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, conforme Decreto nº 4.541, de 23 de dezembro de 2002, arts. 51 e 52 e regulamentada pela Resolução Normativa ANEEL nº 206, de 22 de dezembro de 2005.51 e 52.

h)g) Irrigante Horário Especial e Aquicultura – parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, conforme Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, art. 25 com redação dada pela Lei nº 11.196, de 21 de novembro de 2005.

i)h) CooperativasCooperativa de eletrificação rural: cooperativas autorizadas: ou não regularizadas pela ANEEL, cuja parcela de mercado que possui direito à redução tarifária, conforme disposto na Portaria MINFRADecreto nº 042, de 197.891, de março23 de 1992, e pela Portaria DNAEE nº 044,janeiro de 20 de fevereiro de 19922013.

33.29. O mercado complementar aos da alínea “a” até “ih”, do parágrafo anterior, que não

possui benefício tarifário é definido como mercado normal. 34.30. Para fins de cálculo da Estrutura Tarifária a distribuidora deverá encaminhar o

Mercado de Referência segregado em mercado de TUSD (R$/kW e R$/MWh) e em mercado de TE (R$/MWh), para cada subgrupo e modalidades tarifárias definidas no Submódulo 7.1, considerando a incidência de benefícios tarifários.

35.31. A ANEEL definirá, complementarmente, a forma de envio das informações do

Mercado de Referência para os processos de reajuste e de revisão tarifária. 6. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR COOPERATIVAS

6.1 AUTORIZADAS 36.32. Para as cooperativas autorizadas, as Tarifas de Aplicação são obtidas por meio da

atualização das tarifas vigentes – TUSD e TE base econômica – pelos índices econômicos e financeiros dos reajustes ou das revisões tarifárias.

37. Os custos recuperados pelas cooperativas, por meio do Mercado de Referência e da tarifa definida no parágrafo anterior, devem ser deduzidos da base econômica e financeira, por componente de custo tarifário.

6.2 PERMISSIONÁRIAS




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7.138. Para as permissionárias no momento de sua revisão haverá o cálculo do desconto

em acordo com metodologia disposta no Módulo 8 a ser aplicado sobre as tarifas vigentes TUSD e TE.

IV. Nos reajustes subsequentes as tarifas serão reajustadas por índice que reflita a

variação dos componentes de custo que compõe cada tarifa.

39.33. Os custos recuperados, por meio do Mercado de Referência e da tarifa definida nos parágrafos anteriores, devem ser

deduzidos da base econômica e financeira, por componente de custo tarifário nos termos definidos no item 3.1.

7.6. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR CENTRAIS

GERADORAS

40.34. As Tarifas de Aplicação para centrais geradoras são obtidas da seguinte forma:

a) Para as centrais geradoras com tensão de conexão maior ou igual a 88 kV: sinal locacional, conforme Resolução Normativa nº 349, de 13 de janeiro de 2009, adicionado o respectivo componente tarifário financeiro; e

b) Para as centrais geradoras com tensão de conexão menor que 88 kV: atualização anual do valor vigente pelo IGP-M – Índice Geral de Preços de Mercado, apurado pela Fundação Getúlio Vargas.

41.35. Os custos recuperados pelas centrais geradoras, por meio do Mercado de

Referência e da tarifa definida no parágrafo anterior, devem ser deduzidos da base integral, econômica e financeira, por componente de custo tarifário, nos termos definidos no item 3.1.

8.7. TRATAMENTO DADO AOS CUSTOS RECUPERADOS POR UNIDADES CONSUMIDORAS DO SUBGRUPO A1

42.36. O disposto neste item aplica-se às unidades consumidoras conectadas em tensão

igual ou superior a 230 kV, classificada no subgrupo A1, que tenham celebrado Contrato de Uso dos Sistemas de Distribuição - CUSD.

43.37. Além das condições dispostas no Módulo 3 do PRODIST, a parcela do encargo vinculado ao Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD celebrado pela unidade consumidora, referente às instalações de propriedade da distribuidora, será apurada pela ANEEL, conforme Submódulo 6.3 – Encargo de Conexão A1, do PRORET.




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7.144.38. A tarifa de referência TUSD TRANSPORTE base econômicaFIO A para cada

unidade consumidora terá valor igual ao da TUST aprovado para odo ponto de conexão da Rede Básica. A tarifa de referência TUSD FIO B terá valor igual zero.

45.39. As componentes de custo tarifário da TUSD referentes às perdas técnicas, perdas não técnicas, CCC, CDE, ONS, PROINFA e da TE serão apuradas com a mesma regra definida para os demais subgrupos tarifários.

46.40. Os custos recuperados pelas unidades consumidoras do subgrupo A1, por meio do Mercado de Referência e das tarifas definidas nos parágrafos anteriores, somado ao encargo de conexão, devem ser deduzidos da base integral, econômica e financeira, por componente de custo tarifário, nos termos do item 3.1.

8. TRATAMENTO DADO À RECEITA DE ENCARGO DE CONEXÃO ÀS

INSTALAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO DE DISTRIBUIDORAS ACESSANTES

41. O disposto neste item aplica-se a receita recuperada por meio de encargo de conexão vinculado a um Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD celebrado entreas distribuidoras acessante e acessada.

42. São responsáveis pelo pagamento do encargo as distribuidoras acessantes classificadas como tipo D1 ou D3 do item 5.1 do Submódulo 7.2, conectadas em alta tensão por meio de ativos em uso exclusivo.

47.43. O encargo de conexão é calculado conforme procedimento regulamentado no item 3.1 do Submódulo 6.3 do PRORET, e considera custos regulatórios de remuneração de capital, quota de reintegração, e operação e manutenção, associados aos ativos a que se refere o parágrafo anterior.

48.44. Os custos recuperados pelo encargo de conexão devem ser deduzidos da base econômica, por componente de custo tarifário, nos termos do item 3.1.

9. AJUSTE NOS NÍVEISDESCONTOS TARIFÁRIOS DO GRUPO B

45. Para equalizar a relatividade de custos entre os as classes e subclasses dos

subgrupos tarifários do grupo B, respeitadas as diferenças tarifárias em cada área de concessão, a A, os descontos incidentes na tarifa de uso do sistema de distribuição e na tarifa de energia em relação das as tarifas do respectivo do respectivo subgrupo são:

a) Grupo A, - classe rural: 10% para as tarifas com a das unidades classificadas como rural;




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7.1b) Grupo A - subclasse Cooperativa de Eletrificação Rural: 30% para as tarifas

das unidades classificadas como cooperativas de eletrificação rural; e

c) Grupo A - subclasse Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento: 15% para as tarifas das unidades classificadas como Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento.

46. Para as classes e subclasses dos subgrupos do grupo B, os descontos incidentes nas tarifas são:

a) Grupo B - subclasse Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento: 15% sobre a tarifa do subgrupo B3;

a)b) Subgrupo B2 - classe Rural: 30% sobre a tarifa do subgrupo B1-, classe Residencial estará limitada à mínima atualmente verificada para as distribuidoras,

sendo:;

a) Subgrupo B2 – classe rural: 30%;

b)c) Subgrupo B2 –- subclasse serviço públicoServiço Público de irrigaçãoIrrigação: 40%;% sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial; e

c)d) Subgrupo B2 –, subclasse cooperativaCooperativa de eletrificação rural:

50%;Eletrificação Rural: 30% sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial.

d)e) Subgrupo B3 – demais classes: 0%;% sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial;

e)f)Subgrupo B4a – classe iluminação pública: 45%;% sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial; e

f)g)Subgrupo B4b – classe iluminação pública: 40%.% sobre a tarifa do subgrupo B1, classe Residencial.




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7.147. APara as unidades classificadas como cooperativas de eletrificação rural, a

transição da atual relaçãodo valor de desconto para aqueles estabelecidos nos parágrafos 43 e 44, ocorrerá em um período de 4 anos, à razão de ¼ ao ano.

48. Para as concessionárias de distribuição com mercado próprio inferior a 500 GWh/ano, o desconto incidente sobre a TUSD Fio B será retirado em um período de 4 anos, à razão de ¼ ao ano.

49. Para os limitesdemais casos a transição do atual valor de desconto para aqueles estabelecidos no parágrafo anterior44 será definida em cada processo tarifário a fim de atender aos princípios de modicidade e estabilidade tarifária.

10. DIVULGAÇÃO DA INFORMAÇÃO 1011.1. SUBSÍDIOS TARIFÁRIOS 50. Será dada publicidadeSerão homologados nos processos tarifários dosou nos

processos específicos, conforme regulamentação, os valores relacionadosreferentes aos benefícios tarifários, de que trata a alínea “a” até “ih” do parágrafo 3228 deste Submódulo, compensados na estrutura tarifáriaa serem custeados com recursos da CDE, apurados pela diferença entre os mercados de referência e de referência ajustado a TUSD e TE integral e a TUSD e TE de Aplicação, respectivamente, multiplicada pelo Mercado de Referência.

51. A cada processo tarifário, o Mercado de Referência será ajustado considerando o comportamento do mercado subsidiante e subsidiado. 10

11.2. EFEITO AO CONSUMIDOR

52.51. Para permitir a adequada divulgação dos resultados e efeitos do cálculo da TUSD e da TE, nos processos tarifários será apurado o Efeito ao Consumidor por subgrupo e modalidades tarifárias, considerando um consumidor-padrão equivalente ao Mercado de Referência Ajustado.

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