Decreto Presidencial n.º 178/20 de 25 de junho

Detalhes

• Diploma: Decreto Presidencial n.º 178/20 de 25 de junho
• Entidade Legisladora: Presidente da República
• Publicação: Diário da República Iª Série n.º 92 de 25 de Junho de 2020 (Pág. 3511)

Assunto

Altera os artigos 1.º, 2.º, 3.º, 4.º, 6.º, 7.º, 8.º, 10.º, 11.º, 17.º, 18.º, 19.º, 22.º, 23.º, 24.º, 25.º, 26.º, 28.º, 29.º, 30.º, 31.º, 32.º, 33.º, 34.º, 36.º, 37.º, 39.º, 40.º, 41.º, 44.º, 45.º, 46.º, 47.º, 49.º, 50.º, 51.º, 52.º, 55.º, 56.º, 57.º, 58.º, 59.º, 61.º, 62.º, 63.º, 65.º, e 66.º do Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro, que aprova o Regulamento do Tarifário, e adita os artigos 7.º-A e 28.º-A. - Revoga os n.os 1 e 2 do artigo 31.º, o n.º 4 do artigo 66.º, o artigo 67.º e o artigo 68.º, e republica o referido Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro.

Conteúdo do Diploma

Considerando que o Instituto Regulador dos Serviços de Electricidade e de Agua é a entidade reguladora que tem, entre outras atribuições, a de fomentar o desenvolvimento do Sector Eléctrico e a sustentabilidade financeira dos seus agentes, visando a manutenção do equilíbrio económico-financeiro do sistema: Havendo necessidade de se proceder à alteração do Regulamento do Tarifário com a introdução da metodologia da receita anual requerida, definindo-se os níveis de receita para cada empresa da cadeia de valor do Sector Eléctrico Público, de modo a garantir a sustentabilidade financeira do sector e, ao mesmo tempo, a sua operação eficiente e prosseguir com a implementação das melhores práticas regulatórias internacionais, dotando o Regulador de atribuições na fixação e aprovação de metodologias e tarifas: Atendendo o disposto no n.º 1 do artigo 41.º da Lei n.º 27/15, de 14 de Dezembro, que altera a Lei n.º 14-A/96, de 31 de Maio - Lei Geral de Electricidade: O Presidente da República decreta, nos termos da alínea l) do artigo 120.º e do n.º 3 do artigo 125.º, ambos da Constituição da República de Angola, o seguinte: DECRETO PRESIDENCIAL QUE ALTERA O DECRETO PRESIDENCIAL N.º 4/11, DE 6 DE JANEIRO, QUE APROVA O REGULAMENTO DO TARIFÁRIO

Artigo 1.º (Alteração ao Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro)

Os artigos 1.º, 2.º, 3.º, 4.º, 6.º, 7.º, 8.º, 10.º, 11.º, 17.º, 18.º, 19.º, 22.º, 23.º, 24.º, 25.º, 26.º, 28.º, 29.º, 30.º, 31.º, 32.º, 33.º, 34.º, 36.º, 37.º, 39.º, 40.º, 41.º, 44.º, 45.º, 46.º, 47.º, 49.º, 50.º, 51.º, 52.º, 55.º, 56.º, 57.º, 58.º, 59.º, 61.º, 62.º, 63.º, 65.º e 66.º do Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro, que aprova o Regulamento do Tarifário, passam a ter a seguinte redacção: «ARTIGO 1.º (Objecto) 1. [...] 2. Adicionalmente, o presente Regulamento estabelece a forma como os custos do orçamento da Entidade Reguladora do Sector são suportados.

ARTIGO 2.º (Âmbito) O presente Regulamento aplica-se a todas as pessoas físicas ou colectivas que se dediquem às actividades de produção, transporte, distribuição, comercialização e utilização de energia eléctrica em regime de serviço público.

ARTIGO 3.º (Definições)Para efeitos de aplicação do presente Diploma, adoptam- se as seguintes definições:

• a) [...] b) [...] c) [...] d) [...] e) [...] f) [...] g) [...] h) [...] i) (...] j) [...] k) [...] l) [...] m) [...] n) [...] o) [...] p) [...] q) [...] r) [...] s) [...) t) [...] u) [...] v) [...] w) [...] x) [...] y) [...] z) [...] aa) [...] bb) [...] cc) [...] dd) [...] ee) [...] ff) [...]
• gg) [...] hh) «Receita Anual Requerida (RAR)», valor global da remuneração pelo custo dos serviços de todas as empresas reguladas, que actuam na cadeia de valor do fornecimento da energia eléctrica, compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com retorno adequado para o capital prudentemente investido;
• ii) «Receita Anual Requerida de Distribuição», valor global da remuneração do custo da actividade da empresa regulada que actua no segmento da distribuição de energia eléctrica;
• jj) «Recepção de Energia Eléctrica», entrada física de energia eléctrica;
• kk) «Rede», conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos, ligados entre si com vista a transportar energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores;
• ll) «Rede Nacional de Transporte (RNT)», rede utilizada para transporte de energia eléctrica entre regiões ou entre países, para alimentação de redes subsidiárias, compreendendo a rede de muito alta tensão, a rede de interligação, o despacho nacional e os bens e direitos conexos;
• mm) «Serviços de Sistema», serviços necessários para a operação do sistema eléctrico com adequados níveis de segurança, estabilidade e qualidade de serviço;
• nn) «Sistema Eléctrico Isolado (SEI)», sistema de abastecimento autónomo, sem ligação a uma rede vizinha, ou seja, sem ligação à RNT;
• oo) «Sistema Eléctrico Não Vinculado (SENV)», subsistema do sistema eléctrico nacional cujo funcionamento se rege por uma lógica de mercado assente em contratos livremente estabelecidos entre produtores e clientes;
• pp) «Sistema Eléctrico Público (SEP)», subsistema do sistema eléctrico nacional que tem como objectivo a satisfação das necessidades da generalidade dos clientes de energia eléctrica em regime de serviço de utilidade pública;
• qq) «Transporte», recepção, transmissão e entrega de energia eléctrica através da RNT;
• rr) «Uso de Rede», utilização das redes e instalações do Sistema Eléctrico Público (SEP), nos termos do presente Regulamento;
• ss) «Taxa de ligação», custos directamente associados à ligação do utilizador final e não incluídos no RAR de distribuição;
• tt) «Utilizador das Redes», pessoa singular ou colectiva que celebrou um Acordo de Acesso às Redes.

ARTIGO 4.º (Princípios gerais)O presente Regulamento obedece aos seguintes princípios gerais:

• a) Sustentabilidade do Sector - Compete à Entidade Reguladora do Sector a aprovação de mecanismos regulatórios e de tarifas de forma a assegurar receitas suficientes para cobrir os custos das entidades que operem com eficiência e eficácia;
• b) Electrificação Global do País - A Entidade Reguladora do Sector promove mecanismos regulatórios que permitam a implementação de uma política visando a electrificação global do País;
• c) Promoção da Eficiência Económica - A Entidade Reguladora do Sector incentiva a progressiva redução dos custos através da racionalidade e eficácia dos meios utilizados nas diversas fases, desde a produção ao consumo, assim como o transporte, distribuição, fornecimento e utilização eficiente da electricidade, através da fixação de metodologias tarifárias adequadas;
• d) Tarifa Máxima - As tarifas fixadas pela Entidade Reguladora do Sector estabelecem os preços máximos permitidos, vigentes em termos reais no regime de tarifas plurianuais, tendo em conta o disposto na alínea seguinte. A regulação económica é feita por preço limite, visando o incentivo por eficiência e adoptando o preço limite por categoria tarifária, de acordo com os artigos 41.º e 43.º da Lei Geral de Electricidade;
• e) Tarifas de Custo Mínimo e Compatíveis com a Qualidade do Serviço - A Entidade Reguladora do Sector assegura o mínimo custo possível para os consumidores que seja compatível com a qualidade do serviço prestado;
• f) Equilíbrio Económico-financeiro das Empresas que Operem de Forma Eficiente - A Entidade Reguladora do Sector deve criar mecanismos que assegurem aos agentes a obtenção do equilíbrio económico-financeiro necessário ao cumprimento, de forma eficiente, das obrigações previstas nos respectivos contratos de concessão e/ou títulos de licença, através de uma razoável taxa de remuneração da actividade;
• g) [...] h) Promoção da Eficiência Energética - A Entidade Reguladora do Sector promove o fomento do uso eficiente da energia eléctrica, fixando metodologias tarifárias adequadas;
• i) Tarifa Uniforme para Todo o País - A Entidade Reguladora do Sector assegura a aplicação de uma tarifa uniforme por categoria tarifária para todo o País, não sendo permitida a aplicação de uma tarifa diferenciada, em função da localização geográfica, para agentes que pertençam à mesma categoria tarifária;
• j) Transparência na Determinação das Tarifas - O processo de determinação das tarifas por parte da Entidade Reguladora do Sector é realizado mediante mecanismos transparentes de consulta a todas as partes interessadas.

CAPÍTULO II

Receita Anual Requerida

SECÇÃO I

Componentes da Receita Anual Requerida ARTIGO 6.º (Custos afectos ao serviço)1. São componentes do custo do serviço:

• a) Custo da actividade de produção através da RAR da produção própria do produtor e distribuidor, assim como custos associados aos Contratos de Aquisição de Energia por parte do Comprador Único, ao longo do período tarifário de 4 (quatro) anos;
• b) Custo da actividade de transporte, através da RAR da rede de transporte, ao longo do período tarifário de 4 (quatro) anos;
• c) Custo da actividade de distribuição e comercialização, através da RAR da rede de distribuição do Distribuidor, ao longo do período tarifário de 4 (quatro) anos.

2. Para efeitos do referido na alínea a) do número anterior o custo da actividade de produção inclui perdas técnicas de energia e potência consideradas eficientes, e perdas não técnicas de energia consideradas inevitáveis.

ARTIGO 7.º (Cálculo da receita anual requerida)

1. A remuneração aceite para as empresas reguladas de produção, transporte e distribuição é calculada com base na metodologia denominada RAR.
2. A RAR é calculada através da seguinte fórmula geral, onde os segmentos considerados são produção, transporte, distribuição e comercialização: RARti = RCti + DEPti + OPEXti + WCAtiOnde: RARti : Receita Anual Requerida no Segmento «i», no ano «t»: RCti: Remuneração do Capital no Segmento «i», no ano «t» DEPti: Depreciação Regulatória no Segmento «i», no ano «t» OPEXti: Despesas Operacionais no Segmento «i», no ano «t» WCAti: Custo Financeiro do Fundo de Maneio no segmento «i», no ano «t» 3. A Remuneração do Capital, em cada ano do período tarifário, é calculada multiplicando a Base Regulatória de Capital (BRC) líquida na metade do ano (média do valor no começo e no final do ano) pela Taxa de Remuneração do Capital.
3. A BRC líquido no final de cada ano é calculada como a soma da BRC neta no começo do ano, mais as adições (CAPEX), menos a depreciação regulatória, menos as baixas de activos e menos as contribuições de terceiros.
4. A BRC considerada para o cálculo da Remuneração do Capital e a depreciação regulatória inclui os investimentos de reabilitação e expansão do sistema ao longo do período tarifário nos planos de reabilitação e expansão aprovados pela Entidade Reguladora do Sector, a partir de uma projecção de Demanda Base previamente definida.
5. Os activos reconhecidos na BRC devem cumprir duas condições:
   • a) Serem reconhecidos na BRC somente a partir da data do comissionamento;
   • b) Ter uma utilidade comprovada para o sistema, sendo apenas considerado os incluídos no plano de investimentos (CAPEX) aprovado pela Entidade Reguladora do Sector.
6. A Entidade Reguladora do Sector define e dirige o processo pelo qual as empresas elaboram os seus respectivos planos a partir de uma projeção de demanda base comum, elaborada pela Concessionária da Rede Nacional de Transporte como Comprador Único e Operador do Sistema.
7. A Taxa de Remuneração do Capital é real, antes dos impostos e os prazos de Depreciação Regulatória por grupo homogéneo de activos são estabelecidos pela Entidade Reguladora do Sector em cada período tarifário.
8. Os Custos Operacionais nas actividades de produção, transporte, distribuição e comercialização são determinados pela Entidade Reguladora do Sector, através de metodologias específicas a definir em cada revisão tarifária.
9. O Custo Financeiro do Fundo de Maneio é determinado pela Entidade Reguladora do Sector a partir do volume de negócios de cada empresa tendo por base prazos médios de pagamento e taxas de financiamento médias de mercado.

ARTIGO 8.º (Custos de produção transferíveis para as tarifas)1. São transferíveis para as tarifas os seguintes custos de produção:

• a) Custos de contratos celebrados ou em processo de negociação antes da entrada em vigor do presente Regulamento desde que homologados pela Entidade Reguladora do Sector;
• b) Custos de contratos posteriores à aplicação do presente Regulamento e que cumpram as condições estabelecidas no artigo 10.º do presente Regulamento;
• c) Custos de Produção em Sistemas Isolados (CGSI).

2. Para efeitos da alínea c) do número anterior, até que os CGSI sejam incorporados no sistema eléctrico público interligado, os custos de produção das centrais com potência nominal instalada menor ou igual a 1MW são calculados pelos titulares da respectiva licença e adicionados ao Custo de Aquisição ao Produtor (CAP), após prévia aprovação pela RNT, na sua função de Comprador Único, e pela Entidade Reguladora do Sector, podendo este não autorizar custos de produção superiores aos valores médios eficientes de referência.
3. As centrais com potência nominal instalada superior a 1MW devem celebrar previamente um contrato com a RNT.

ARTIGO 10.º (Reconhecimento dos custos nas tarifas) 1. [...] 2. [...] 3. As modificações introduzidas por acordo entre as partes aos contratos autorizados, cujos custos de produção devam ser afectos às tarifas, apenas são consideradas para esse efeito após aprovação pela Entidade Reguladora do Sector.

ARTIGO 11.º (Requisitos dos contratos) 1. [...] a) [...] b) [...] c) Resultar de ofertas de fornecimento obtidas em processos concorrenciais, conduzidos pelo Comprador Único sob a supervisão da Entidade Reguladora do Sector, de acordo com o disposto no presente Regulamento;

• d) [...] e) [...] f) O prazo de vigência de um contrato é proposto pelo Comprador Único e aprovado pela Entidade Reguladora do Sector, e tem uma duração mínima de 10 anos;
• g) Devem ser cumpridas todas as exigências impostas pela Entidade Reguladora do Sector no sentido de garantir as condições concorrenciaisdo processo de licitação.

2. Previamente ao concurso, a Entidade Reguladora do Sector define as condições e critérios básicos que devem constar do caderno de encargos, a elaborar pelo Órgão de tutela nos termos do artigo 10.º do Decreto n.º 47/01, de 20 de Julho, que aprova o Regulamento da Produção de Energia Eléctrica, os quais são incluídos no contrato.
3. Por determinação do Ministério da Energia e Águas e ouvidas as estruturas locais competentes, a Entidade Reguladora do Sector pode incluir condições para a localização eficiente de nova produção, salvo nos casos em que essa decisão cabe ao Conselho de Ministros, nos termos da Lei n.º 27/15, de 14 de Dezembro, que altera a Lei n.º 14-A/96, de 31 de Maio, Lei Geral de Electricidade e da Lei n.º 5/02, de 16 de Abril de Delimitação de Sectores da Actividade Económica.
4. É da competência da Entidade Reguladora do Sector verificar o cumprimento das normas e condições específicas estabelecidas, podendo exigir a introdução das modificações que considerar necessárias antes da sua aprovação.

SUBSECÇÃO IV

Disposições Gerais ARTIGO 17.º (Remuneração do Distribuidor) Para efeitos da remuneração do distribuidor, é feita uma distinção entre a RAR de Distribuição e a Taxa de Ligação.

ARTIGO 18.º (Receita Anual Requerida da Distribuição) 1. As receitas garantidas pela RAR aos distribuidores que desenvolvam a sua actividade de forma prudente e eficiente devem ser suficientes para manter uma boa qualidade do serviço de distribuição e para permitir ampliar as instalações de modo a satisfazer o crescimento do mercado com uma utilização razoável.

2. A RAR da Distribuição é calculada para um determinado número de Áreas de Distribuição Tipo (ADT), diferenciadas por um conjunto de variáveis relevante, tais como consumo por unidade de superfície, consumo per capita, consumidores por unidade de superfície, idade das instalações, justificativas de diferenças nos custos eficientes da actividade de distribuição.
3. As Áreas de Distribuição Tipo (ADT) são determinadas pela Entidade Reguladora do Sector através de procedimentos publicamente divulgados.
4. A área de concessão de uma empresa de distribuição tem um RAR de distribuição equivalente para cada um de seus componentes calculada como a média ponderada da RAR de Distribuição das Áreas de Distribuição Tipo (ADT) aplicáveis à área de concessão, utilizando factores de ponderação pertinentes para o componente da RAR de distribuição equivalente considerada.

ARTIGO 19.º (Componentes)1. A RAR de distribuição é expressa através dos seguintes componentes:

• a) Custos operacionais, calculados relativamente a uma empresa de referência para cada Área de Distribuição Tipo (ADT);
• b) Uma remuneração justa dos investimentos eficientes.

2. Para efeitos do referido na alínea a) do número anterior, os custos operacionais devem considerar, entre outras, as actividades a seguir especificadas:

• a) Comerciais: gestão comercial, leitura, facturação, entrega de facturas, cobrança, gestão de perdas;
• b) Distribuição: operação, manutenção, gestão de activos, engenharia;
• c) Administrativo e finanças: contabilidade, recursos humanos, sistemas, logística, gestão financeira, tesouraria;
• d) Administração: conselho, direcção.

ARTIGO 22.º (Actividades não reguladas) 1. [...]

2. [...] 3. [...] 4. Nos cálculos a efectuar os distribuidores dão cumprimento às instruções contabilísticas estabelecidas ou a estabelecer pela Entidade Reguladora do Sector.

ARTIGO 23.º (Estudos de custos) 1. Os componentes da RAR de Distribuição e da Taxa de Instalação são calculados para cada ADT e para cada distribuidor, mediante estudos de custos contratados pela Entidade Reguladora do Sector.

2. O Distribuidor pode apresentar uma proposta a Entidade Reguladora do Sector em relação aos componentes da RAR de Distribuição que é submetida à apreciação do Conselho Tarifário.
3. As condições e prazos para apresentação da proposta por parte do Distribuidor são estabelecidos pela Entidade Reguladora do Sector.

SECÇÃO III

Revisão de Custos Aceites ARTIGO 24.º (Tratamento regulatório de custos afundados) 1. A pedido da concessionária, a Entidade Reguladora do Sector pode alterar as tarifas de forma a ter em conta custos de investimento afundados devido a mudança de regras ou o progresso técnico. 2. A alteração tarifária só pode ter lugar se os custos referidos no número anterior forem custos de investimento em activos físicos ou custos em recursos humanos reconhecidos pela Entidade Reguladora do Sector como eficientes relativamente à data e condições em que foram gerados. 3. [...] 4. [...] 5. Os Custos Extraordinários de Transição à Eficiência (CETE) são de carácter temporário, devendo a Entidade Reguladora d Sector estabelecer o correspondente período de amortização.

SECÇÃO IV

Taxa de Ligação ARTIGO 25.º (Determinação) 1. A Taxa de Ligação é determinada em função do custo directo dos materiais e equipamentos constitutivos da instalação de ligação do utilizador final à rede de distribuição e do custo directo da respectiva montagem. 2. Constituem parte da instalação de ligação do utilizador final, o ramal de ligação, o equipamento de medição e o respectivo equipamento de protecção e o corte da instalação. 3. A Taxa de Ligação é estabelecida em função da extensão e características da ligação, medida entre o ponto de ligação com a rede de distribuição e a localização do equipamento de medição. 4. Para o estabelecimento da Taxa de Ligação é definido um encargo base, que inclui uma extensão de ligação de até 30 (trinta) metros, e um encargo adicional por cada metro a mais. 5. A Taxa de Ligação também pode ser estabelecida em função do tipo de equipamento de medição, de acordo com a opção tarifária. 6. Para efeitos da cobrança da Taxa de Ligação podem ser previstos sistemas de pagamento em prestações, levando em consideração a taxa de custo de capital que se aplica à empresa.

CAPÍTULO III

Estrutura Tarifária e Preços Máximos

SECÇÃO I

Disposições Gerais ARTIGO 26.º (Objecto) 1. [...] 2. [...] 3. O Regime Tarifário é o de preços máximos vigenteem termos reais num regime de tarifas 4 anos.

ARTIGO 28.º (Aditividade tarifária) 1. [...] 2. Os encargos de potência reflectem a RAR das actividades de produção, a RAR da entidade responsável pela actividade de transporte, enquanto Comprador Único e a RAR de Distribuição.

3. [...] 4. [...] ARTIGO 29.º (Perdas de distribuição transferíveis para as tarifas)1. As perdas nas redes de distribuição incluem perdas técnicas e não técnicas.
4. As perdas técnicas transferíveis para as tarifas são as correspondentes à rede eficiente de referência.
5. A Entidade Reguladora do Sector incorpora sinais de eficiência para redução das perdas não técnicas transferíveis para as tarifas, com base em estudos técnicos.

ARTIGO 30.º (Aprovação da Estrutura Tarifária) 1. A Estrutura Tarifária é estabelecida pela Entidade Reguladora do Sector sob proposta do Distribuidor visando assegurar a Receita Anual Requerida das empresas reguladas e homologada pelo Titular do Departamento Ministerial responsável pelas Finanças Públicas.

2. A proposta deve ajustar-se aos princípios e critérios estabelecidos no presente Regulamento.

ARTIGO 31.º (Modificações) 1. [Revogado] 2. [Revogado] 3. O Distribuidor pode propor o estabelecimento de modificações à Estrutura Tarifária não contemplada no Diploma vigente, que são analisadas pela Entidade Reguladora do Sector, antes de submetidas à homologação do Órgão competente.

4. As modificações aprovadas pela Entidade Reguladora do Sector entram em vigor no momento da fixação tarifária correspondente ao início de um novo período de regulação.

SECÇÃO II

Factores de Responsabilidade da Carga ARTIGO 32.º (Objectivo) A definição de factores de responsabilidade da carga tem por objectivo identificar os parâmetros que permitam estabelecer a responsabilidade relativa dos consumidores, consoante a tensão de ligação e as características do seu consumo, nos custos de transporte, na RAR de Distribuição e nos custos de produção.

ARTIGO 33.º (Obrigações das partes) 1. Os estudos para obtenção dos factores de responsabilidade da carga são da responsabilidade dos distribuidores e são executados em conformidade com os termos de referência, preparados pela Entidade Reguladora do Sector.

2. Os resultados dos estudos são actualizados a cada quatro anos ou sempre que a Entidade Reguladora do Sector o considerar necessário.

ARTIGO 34.º (Factores de responsabilidade da carga) 1. Os factores de responsabilidade da carga são obtidos com base em amostras estatisticamente representativas, em conformidade com as instruções a estabelecer pela Entidade Reguladora do Sector.

2. Esses factores são representativos, entre outros, dos seguinte aspectos:
   • a) Contribuição das pontas máximas individuais dos clientes para a ponta global do sistema e sua incidência nos custos de capacidade de transporte e distribuição;
   • b) Consumos de energia dos clientes nos períodos horários preestabelecidos e seu reflexo nos custos de produção.

ARTIGO 36.º (Definição) 1. [...] a) [...] b) Custos de Produção em Sistemas Isolados (CGSI), calculados pelo Comprador Único e aprovados pela Entidade Reguladora do Sector;

• c) [...] d) [...] e) [...] f) [...]

2. A aplicação da fórmula de Custos Equivalentes de Potência (CEP) e Energia (CEE) é feita pelo Comprador Único e o seu resultado enviado a Entidade Reguladora do Sector para apreciação, aprovação e divulgação generalizada.

ARTIGO 37.º (Informação a remeter a Entidade Reguladora do Sector) O Comprador Único transmite a Entidade Reguladora do Sector, até 31 de Outubro do ano «t-1» do período de regulação, o resultado da aplicação da fórmula de Custos Equivalentes de Potência e Energia para o ano «t», acompanhado das seguintes informações:

• a) [...] b) [...] c) [...] d) [...] e) [...] f) [...] g) [...] ARTIGO 39.º (Custos previsionais e custos reais) 1. […] 2. [...] 3. [...] 4. Nos 2 (dois) primeiros anos do primeiro período de regulação não se aplica qualquer ajuste aos proveitos autorizados à concessionária da RNT ((DEPt-2 = 0).

5. Os eventuais desvios nestes dois anos têm incidência nas tarifas do terceiro e quarto ano.

SECÇÃO II

Fundo de Compensação ARTIGO 40.º (Administração) 1. [...] 2. É aberta uma conta bancária, designada pela Entidade Reguladora do Sector, cuja movimentação é exclusivamente destinada ao maneio do Fundo.

ARTIGO 41.º (Mecanismo de ajuste por compensação) 1. As dotações ou pagamentos do Fundo de Compensação, cujo objectivo é a aplicação de uma tarifa uniforme em todo o País, são calculadas mensalmente pelo Comprador Único para cada distribuidor.

2. Ajuste por Compensação (AC) é igual a: (j = 1, ..., d) (m = 1, ..., 12)Em que: d: número total de distribuidores; RPj,m: Receitas obtidas pelo distribuidor «j» no mês «m» por aplicação das tarifas vigentes; CEPj,m: Custos Equivalentes de compra de Potência pelo distribuidor «j» no mês «m»; CEEj,m: Custos Equivalentes de compra de Energia pelo distribuidor «j» no mês «m»; RARj,m: RAR de Distribuição, isto é, proveitos autorizados ao distribuidor «j» no mês «m». A RAR de Distribuição é obtida pela metodologia de fixação de tarifas elaborada e aprovada pela Entidade Reguladora do Sector.

ARTIGO 44.º (Tarifas promocionais) 1. As tarifas constantes do Edital Tarifário, aprovadas pelo Órgão competente, são tarifas máximas.

2. Sem prejuízo do disposto no número anterior, os Distribuidores podem aplicar tarifas mais convenientes ou pacotes promocionais a determinadas categorias de clientes.
3. Uma tarifa ou pacote promocional é considerado mais conveniente quando o cliente assim o preferir, ao invés do regime geral.
4. A tarifa ou pacote promocional deve cumprir os seguintes requisitos:
   • a) Não prejudicar outro ou outros grupos de consumidores;
   • b) Ser aplicável a toda a área da concessão do Distribuidor;
   • c) Ter um prazo de vigência determinado;
   • d) Não poder ser invocada para reivindicação de receita adicional pelos Distribuidores.

ARTIGO 45.º (Período de regulação) 1. A Entidade Reguladora do Sector fixa e pública, no início de cada período de regulação, os valores iniciais dos Custos Eficientes do Sistema de Transporte (CEST), os Custos Eficientes de Referência e a RAR da Distribuição e as Taxas de Instalação, assim como as fórmulas d ajuste e a data da entrada em vigor.

2. Na mesma ocasião, a Entidade Reguladora do Sector fixa a Estrutura Tarifária, os valores base e as fórmulas de indexação das tarifas aplicáveis no Sistema Eléctrico Público.
3. [...] ARTIGO 46.º (Ajustes periódicos) 1. [...] 2. Antes do início de cada período de regulação, a Entidade Reguladora do Sector aprova as fórmulas de ajuste das tarifas para o período de regulação seguinte, nas quais se explicitam as variáveis a considerar, a representatividade de cada variável, a fonte de informação de cada variável e a respectiva forma de cálculo.
4. A RAR e as tarifas finais são determinadas em cada período tarifário, definido nos termos do artigo 28.º-A, pela Entidade Reguladora do Sector, através de revisões tarifárias principais, e são ajustadas ao longo do período tarifário por meio de dois mecanismos:
   • a) Transferência de custos variáveis de produção para as tarifas finais em cada três meses, em função do critério a ser estabelecido pela Entidade Reguladora do Sector;
   • b) Ajuste, trimestral, semestral ou anual, de outros custos com base na inflação e na taxa de câmbio, dependendo da estabilidade desses parâmetros, aplicando uma fórmula paramétrica definida pela Entidade Reguladora do Sector.
5. A Entidade Reguladora do Sector pode definir procedimentos de estabilização tarifária para mitigar mudanças nos valores dos encargos tarifários resultantes das variações dos aportes hidrológicos no sistema.

ARTIGO 47.º (Ajustes extraordinários) 1. [...] 2. [...] 3. A Entidade Reguladora do Sector decide sobre a solicitação referida no número anterior no prazo de 90 dias, após a apresentação feita pela concessionária.

ARTIGO 49.º (Publicidade) Os editais tarifários devem ser publicados no Diário da República e nas páginas da internet da Entidade Reguladora do Sector e das concessionárias, e divulgadas por outros meios de fácil acesso da população.

CAPÍTULO V

Custos com a Entidade Reguladora do Sector ARTIGO 50.º (Custos do orçamento) 1. Os Custos da Função Reguladora (CFR) correspondem aos custos do orçamento da Entidade Reguladora do Sector. 2. Anualmente, antes do início do ano civil, a Entidade Reguladora do Sector envia à entidade concessionária da RNT o valor anual, correspondente aos Custos da Função Reguladora (CFR) aprovados pelos Titulares dos Departamentos Ministeriais responsáveis pela energia e águas e pelas finanças públicas. 3. A entidade concessionária da RNT deposita o valor anual dos CFR em duas quotas semestrais iguais, na conta bancária que a Entidade Reguladora do Sector dispõe para este fim. 4. A entidade concessionária da RNT dispõe de um prazo máximo de 10 dias, anteriores a 1 de Janeiro e 1 de Julho de cada ano, para efectuar o depósito.

ARTIGO 51.º (Recursos orçamentais não executados) 1. Os recursos orçamentais da Entidade Reguladora do Sector não utilizado num ano civil podem ser transferidos para o ano seguinte, sendo incorporados no respectivo orçamento.

2. [...] ARTIGO 52.º (Fiscalização e aplicação do Regulamento) A fiscalização e aplicação do disposto no presente Regulamento são da competência da Entidade Reguladora do Sector.

ARTIGO 55.º (Admissibilidade de petições, queixas ou reclamações) 1. As entidades interessadas podem apresentar a Entidade Reguladora do Sector petições, queixas ou reclamações contra acções ou omissões das entidades reguladas que intervêm no SEP, que possam constituir o não cumprimento das regras impostas pelo presente Regulamento e não revistam natureza contratual.

2. [...] ARTIGO 56.º (Forma e formalidades) As petições, queixas ou reclamações dirigidas a Entidade Reguladora do Sector, ao abrigo do estabelecido no n.º 1 do artigo 55.º, são obrigatoriamente apresentadas por escrito, devendo as mesmas preencher os requisitos seguintes:
   • a) Identificação do interessado;
   • b) Identificação da entidade regulada;
   • c) Fundamentos de facto e de direito que as justificam e os meios de prova, de acordo com as normas do procedimento administrativo.

ARTIGO 57.º (Instrução) 1. A instrução e decisão sobre as petições, queixas ou reclamações apresentadas cabem aos Órgãos competentes da Entidade Reguladora do Sector, aplicando-se as disposições constantes das normas do procedimento e da actividade administrativa, em matéria de prazos e forma.

2. Os interessados têm o dever de colaborar com a Entidade Reguladora do Sector, facultando-lhe todas as informações e elementos de prova que tenham na sua posse relacionados com os factos a ele sujeitos, bem como o de proceder à realização das diligências necessárias para o apuramento da verdade que não possam ou não tenham de ser feitas por outras entidades.

ARTIGO 58.º (Decisões da Entidade Reguladora do Sector) 1. As decisões da Entidade Reguladora do Sector sobre petições, queixas ou reclamações são vinculativas para as entidades do SEP abrangidas, produzindo efeitos a partir da data da sua notificação.

2. As decisões da Entidade Reguladora do Sector, previstas no número anterior, não prejudicam o recurso pelos interessados aos tribunais ou à arbitragem voluntária prevista neste capítulo, para efeitos de indemnização pelos danos causados.

ARTIGO 59.º (Reclamações de decisões e deliberações da Entidade Reguladora do Sector) 1. Sem prejuízo da sua impugnação para a Sala do Cível e Administrativo do Tribunal Provincial competente, os interessados podem apresentar reclamação de decisões e deliberações tomadas por Órgãos da Entidade Reguladora do Sector.

2. As reclamações das decisões e deliberações tomadas por Órgãos da Entidade Reguladora do Sector são apresentadas nos termos previstos nas normas do procedimento e da actividade administrativa.
3. As reclamações são dirigidas ao Órgão competente da Entidade Reguladora do Sector devidamente fundamentadas e, sempre que possível, acompanhadas da indicação dos meios de prova adequados, sem prejuízo do recurso para o Órgão superior.

SECÇÃO III

Reclamações Junto das Entidades do SEP ARTIGO 61.º (Tratamento das reclamações) 1. [...] 2. [...] 3. [...] 4. Sem prejuízo do recurso aos tribunais judiciais e arbitrais, nos termos da lei, se não for obtida junto à entidade do SEP uma resposta atempada ou fundamentada ou a mesma não resolver satisfatoriamente a reclamação apresentada, os interessados podem solicitar a apreciação e intervenção da Entidade Reguladora do Sector, individualmente ou através de organizações representativas dos seus interesses. 5. A apreciação e intervenção da Entidade Reguladora do Sector devem ser solicitadas por escrito, invocando os factos que motivaram a reclamação e apresentando todos os elementos de prova respeitantes à questão de que a parte interessada disponha. 6. No âmbito da actuação prevista no presente artigo, a Entidade Reguladora do Sector tem por objectivo promover a resolução de conflitos através da mediação e conciliação, aplicando-se as regras da Secção IV.

SECÇÃO IV

Resolução de Conflitos ARTIGO 62.º (Arbitragem voluntária) 1. [...] 2. [...] 3. Ainda para efeitos do disposto no n.º 1, a Entidade Reguladora do Sector pode promover, no quadro das suas competências específicas, a criação de centros de arbitragem, nos termos da Lei n.º 16/03, de 25 de Julho.

ARTIGO 63.º (Mediação e conciliação de conflitos) 1. A mediação e a conciliação são procedimentos de resolução extrajudicial de conflitos, com carácter voluntário, cujas decisões são da responsabilidade das partes em conflito, na medida em que a solução para o conflito concreto não é imposta pela Entidade Reguladora do Sector.

2. Através da mediação e da conciliação, a Entidade Reguladora do Sector pode, respectivamente, recomendar a resolução do conflito e sugerir que esta seja obtida através da conciliação das posições das partes em relação ao conflito.
3. No âmbito dos procedimentos de resolução extrajudicial de conflitos, identificados no número anterior a entidade de SEP responsável pelo objecto da reclamação deve disponibilizar a Entidade Reguladora do Sector, no prazo máximo de 20 dias úteis, as informações que lhe sejam solicitadas para a devida apreciação do conflito.
4. [...] 5. As demais regras aplicáveis aos procedimentos de mediação e conciliação são as constantes do Regulamento de Mediação e Conciliação de Conflitos aprovado pela Entidade Reguladora do Sector, de acordo com a Lei n.º 16/03, de 25 de Julho.
5. A intervenção da Entidade Reguladora do Sector, através dos procedimentos descritos no presente artigo, não suspende quaisquer prazos de recurso às instâncias judiciais e outras que se mostrem competentes.

ARTIGO 65.º (Frequência de fixação das tarifas) 1. [...] 2. A título excepcional, por decisão da Entidade Reguladora do Sector, ouvido o Conselho Tarifário, pode ocorrer uma revisão antecipada.

3. [...] 4. [...] ARTIGO 66.º (Período de regulação) 1. [...] 2. [...] 3. [...] 4. [Revogado] 5. A duração dos períodos de regulação seguintes é fixada pela Entidade Reguladora do Sector ouvido o Conselho Tarifário.»

Artigo 2.º (Aditamento)

São aditados ao Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro, os artigos 7.º-A e 28.º-A com a seguinte redacção: «ARTIGO 7.º-A (Fixação e ajuste da RAR) A Entidade Reguladora do Sector fixa e ajusta periodicamente a Receita Anual Requerida das empresas do Sector Eléctrico sob a aplicação das bases metodológicos nos termos do presente Regulamento.

ARTIGO 28.º-A (Determinação das tarifas anuais) 1. O período tarifário é definido em diploma próprio pela Entidade Reguladora do Sector, devendo o mesmo ser plurianual.

2. Os preços máximos propostos pela Entidade Reguladora do Sector devem:
   • a) Corresponder ao peso de cada categoria de clientes nos Custos do Sistema definidos através da Receita Anual Requerida;
   • b) Garantir a recuperação da RAR sob condições da demanda base projectada, representada pelo consumo de energia, demanda máxima e número de clientes, ao longo do período tarifário;
   • c) Ser únicos em termos reais ao longo do período tarifário;
   • d) Ser uniformes no território de Angola para cada categoria de usuários.»

Artigo 3.º (Revogação)

São revogados os n.os 1 e 2 do artigo 31.º, o n.º 4 do artigo 66.º, o artigo 67.º e o artigo 68.º do Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro.

Artigo 4.º (Republicação)

É republicado o Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro, com a redacção actual, anexo ao presente DecretoPresidencial, de que é parte integrante.

Artigo 5.º (Dúvidas e omissões)

As dúvidas e as omissões resultantes da interpretação e da aplicação do presente Diploma são resolvidas pelo Presidente da República.

Artigo 6.º (Entrada em vigor)

O presente Decreto Presidencial entra em vigor na data da sua publicação. Apreciado pela Comissão Económica do Conselho de Ministros, em Luanda, aos 28 de Abril de 2020.

• Publique-se. Luanda, aos 29 de Maio de 2020. O Presidente da República, JOÃO MANUEL GONÇALVES LOURENÇO.

ANEXO

A que se refere o artigo 4.º do Decreto Presidencial que altera o Decreto Presidencial n.º 4/11, de 6 de Janeiro REPUBLICAÇÃO DO DECRETO PRESIDENCIAL N.º 4/11, DE 6 DE

JANEIRO REGULAMENTO DO TARIFÁRIO

CAPÍTULO I DISPOSIÇÕES GERAIS

Artigo 1.º (Objecto)

1. O presente Regulamento, elaborado ao abrigo do artigo 41.º da Lei Geral de Electricidade, conjugado com a alínea a) do n.º 1 do artigo 7.º do Decreto Presidencial n.º 59/16, de 16 de Março, estabelece as disposições relativas aos critérios e métodos para a formulação de tarifas e preços de energia eléctrica a serem praticados pelas entidades por ele abrangidas, a definição dos custos a transferir para as tarifas, a determinação dos proveitos permitidos, o processo de cálculo e determinação das tarifas, os procedimentos a adoptar para a fixação das tarifas, sua alteração e publicação, bem como as obrigações das entidades do Sector Eléctrico, nomeadamente em matéria de prestação de informação.
2. Adicionalmente, o presente Regulamento estabelece a forma como os custos do orçamento da Entidade Reguladora do Sector são suportados.

Artigo 2.º (Âmbito)

O presente Regulamento aplica-se a todas as pessoas físicas ou colectivas que se dediquem às actividades de produção, transporte, distribuição, comercialização e utilização de energia eléctrica em regime de serviço público.

Artigo 3.º (Definições)

Para efeitos de aplicação do Presente Diploma, adoptam-se as seguintes definições:

• a) «Acordo de Acesso às Redes», acordo que tem por objecto as condições técnicas e comerciais necessárias ao uso das redes do SEP;
• b) «Alta Tensão (AT)», tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 35kV e igual ou inferior a 60kV;
• c) «Aquisição de Energia Eléctrica», compra de energia eléctrica;
• d) «Área de Distribuição Tipo», parte da área de concessão de uma empresa de distribuição cujas características de densidade de consumos, densidade de clientes, consumos unitários, entre outras variáveis, a diferenciam da restante área da concessão relativamente aos custos da actividade de distribuição;
• e) «Baixa Tensão (BT)», tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1kV;
• f) «Barramento», ponto de ligação ou nó de uma rede eléctrica o qual interliga centros de produção de energia, activa e reactiva, cargas ou terminais de linhas de transmissão de energia;
• g) «CAPM (Capital Asset Pricing Model)», modelo utilizado para estimar o custo dos capitais próprios de uma empresa e que assume que o respectivo custo de oportunidade é igual à taxa de remuneração que é possível obter em investimentos sem risco, acrescida de um prémio de risco;
• h) «Cliente», pessoa singular ou colectiva que, através de um contrato de fornecimento ou de um Acordo de Acesso às Redes, compra energia eléctrica para consumo próprio;
• i) «Cliente Não Vinculado», entidade que obteve autorização de adesão ao SENV concedida pelo Entidade Reguladora do Sector;
• j) «Cliente Vinculado», entidade que adquire toda a sua energia ao SEP;
• k) «Comprador Único», entidade concessionária da RNT responsável pela compra da energia eléctrica aos produtores vinculados e sua venda integral aos distribuidores, no sistema eléctrico público;
• l) «Consumidor», entidade que recebe energia eléctrica para utilização própria;
• m) «Contrato de Aquisição de Energia (CAE)», contrato celebrado entre um produtor vinculado e a entidade concessionária da RNT relativo às condições de aquisição de energia activa e serviços de sistema e às condições particulares de exploração dos grupos e da central de produção de energia eléctrica;
• n) «Contrato de Garantia de Abastecimento no SEP», contrato celebrado entre a entidade concessionária da RNT e um agente de oferta, fornecedor de energia eléctrica através de contratos bilaterais físicos, ligado fisicamente às redes do SEP, mediante o qual a primeira se compromete a garantir um determinado abastecimento de energia eléctrica, sob determinadas condições;
• o) «Distribuição», veiculação de energia eléctrica através de redes em alta, média ou baixa tensão;
• p) «Distribuidor Vinculado», entidade titular de concessão ou licença vinculada de distribuição de energia eléctrica;
• q) «Entrega de Energia Eléctrica», alimentação física de energia eléctrica;
• r) «Fornecedor», entidade que coloca energia eléctrica na rede, correspondendo a um produtor não vinculado ou a um autoprodutor, que pretenda exercer o direito de fornecer energia eléctrica por acesso às redes, ao abrigo de legislação específica;
• s) «Fornecimento de Energia Eléctrica», venda de energia eléctrica;
• t) «Média Tensão (MT)», tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1kV e igual ou inferior a 35kV;
• u) «Muito Alta Tensão (MAT)», tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 60kV;
• v) «Operador de Rede», entidade titular de concessão ou de licença, ao abrigo da qual é autorizada a exercer a actividade de transporte ou de distribuição de energia eléctrica, incluindo os operadores de sistemas isolados;
• w) «Período», intervalo de tempo utilizado para efeitos de cálculos das tarifas;
• x) «Período de Controle», período utilizado para verificação do cumprimento das metas de qualidade de serviço, normalmente suposto igual a 1 (um) ano;
• y) «Período de Regulação», período para o qual foram antecipadamente definidos valores para um conjunto de parâmetros utilizados no cálculo das tarifas e que se mantêm constantes durante todo o período;
• z) «Período Horário», intervalo de tempo no qual a energia activa é facturada ao mesmo preço;
• aa) «Período Tarifário», período durante o qual as tarifas se mantêm constantes, salvo a ocorrência de situações excepcionais que justifiquem uma revisão extraordinária;
• bb) «Ponto de Entrega», ponto da rede onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede;
• cc) «Ponto de Ligação», ponto da rede electricamente identificável a que se liga uma carga, uma outra rede, um grupo gerador ou um conjunto de grupos geradores;
• dd) «Posto ou Período Horário», intervalo de tempo durante o qual a energia eléctrica é facturada ao mesmo preço;
• ee) «Produtor não Vinculado», entidade titular de uma concessão ou licença não vinculada de produção de energia eléctrica;
• ff) «Produtor Vinculado», entidade titular de uma concessão ou licença vinculada de produção de energia eléctrica;
• gg) «Recepção de Energia Eléctrica», entrada física de energia eléctrica;
• hh) «Receita Anual Requerida (RAR)», valor global da remuneração pelo custo dos serviços de todas as empresas reguladas, que actuam na cadeia de valor do fornecimento da energia eléctrica, compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com retorno adequado para o capital prudentemente investido;
• ii) «Receita Anual Requerida de Distribuição», valor global da remuneração do custo da actividade da empresa regulada que actua no segmento da distribuição de energia eléctrica;
• jj) «Recepção de Energia Eléctrica», entrada física de energia eléctrica;
• kk) «Rede», conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos, ligados entre si com vista a transportar energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores;
• ll) «Rede Nacional de Transporte (RNT)», rede utilizada para transporte de energia eléctrica entre regiões ou entre países, para alimentação de redes subsidiárias, compreendendo a rede de muito alta tensão, a rede de interligação, o despacho nacional e os bens e direitos conexos;
• mm) «Serviços de Sistema», serviços necessários para a operação do sistema eléctrico com adequados níveis de segurança, estabilidade e qualidade de serviço;
• nn) «Sistema Eléctrico Isolado (SEI)», sistema de abastecimento autónomo, sem ligação a uma rede vizinha, ou seja, sem ligação à RNT;
• oo) «Sistema Eléctrico Não Vinculado (SENV)», subsistema do sistema eléctrico nacional cujo funcionamento se rege por uma lógica de mercado assente em contratos livremente estabelecidos entre produtores e clientes;
• pp) «Sistema Eléctrico Público (SEP)», Subsistema do sistema eléctrico nacional que tem como objectivo a satisfação das necessidades da generalidade dos clientes de energia eléctrica em regime de serviço de utilidade pública;
• qq) «Transporte», recepção, transmissão e entrega de energia eléctrica através da RNT;
• rr) «Uso de Rede», utilização das redes e instalações do Sistema Eléctrico Público (SEP), nos termos do presente Regulamento;
• ss) «Taxa de Ligação», custos directamente associados à ligação do utilizador final e não incluídos no RAR de distribuição;
• tt) «Utilizador das Redes», pessoa singular ou colectiva que celebrou um Acordo de Acesso às Redes.

Artigo 4.º (Princípios Gerais)

O presente Regulamento obedece aos seguintes princípios gerais:

• a) Sustentabilidade do Sector - compete a Entidade Reguladora do Sector a aprovação de mecanismos regulatórios e de tarifas de forma a assegurar receitas suficientes para cobrir os custos das entidades que operem com eficiência e eficácia;
• b) Electrificação Global do País - A Entidade Reguladora do Sector promove mecanismos regulatórios que permitam a implementação de uma política visando a electrificação global do País;
• c) Promoção da Eficiência Económica - A Entidade Reguladora do Sector incentiva a progressiva redução dos custos através da racionalidade e eficácia dos meios utilizados nas diversas fases, desde a produção ao consumo, assim como o transporte, distribuição, fornecimento e utilização eficiente da electricidade, através da fixação de metodologias tarifárias adequadas;
• d) Tarifa Máxima - as tarifas fixadas pela Entidade Reguladora do Sector estabelecem os preços máximos permitidos, vigentes em termos reais no regime de tarifas plurianuais, tendo em conta o disposto na alínea seguinte. A regulação económica é feita por preço limite, visando o incentivo por eficiência e adoptando o preço limite por categoria tarifária, de acordo com os artigos 41.º e 43.º da Lei Geral de Electricidade;
• e) Tarifas de custo mínimo e compatíveis com a qualidade do serviço - A Entidade Reguladora do Sector assegura o mínimo custo possível para os consumidores que seja compatível com a qualidade do serviço prestado;
• f) Equilíbrio Económico-Financeiro das Empresas que Operem de Forma Eficiente - A Entidade Reguladora do Sector deve criar mecanismos que assegurem aos agentes a obtenção do equilíbrio económico-financeiro necessário ao cumprimento, de forma eficiente, das obrigações previstas nos respectivos contratos de concessão e/ou títulos de licença, através de uma razoável taxa de remuneração da actividade;
• g) Subsídios Directos e Explícitos - Os subsídios aos consumidores devem ser directos e explícitos e processados através de um mecanismo claro e transparente;
• h) Promoção da Eficiência Energética - A Entidade Reguladora do Sector promove o fomento do uso eficiente da energia eléctrica, fixando metodologias tarifárias adequadas;
• i) Tarifa Uniforme para Todo o País - A Entidade Reguladora do Sector assegura a aplicação de uma tarifa uniforme por categoria tarifária para todo o País, não sendo permitida a aplicação de uma tarifa diferenciada, em função da localização geográfica, para agentes que pertençam à mesma categoria tarifária;
• j) Transparência na Determinação das Tarifas – O processo de determinação das tarifas por parte da Entidade Reguladora do Sector é realizado mediante mecanismos transparentes de consulta a todas as partes interessadas.

Artigo 5.º (Utilização das Redes do SEP por Entidades do SENV)

1. Os produtores não vinculados e os clientes não vinculados ligados fisicamente às redes do SEP têm direito ao acesso e uso da RNT e das redes de distribuição em AT e MT, nos termos estabelecidos no Regulamento de Acesso às Redes e Interligações.
2. O acesso e uso das redes do SEP está dependente do pagamento das tarifas relativas ao Uso dos Serviços de Sistema, de Uso da Rede de Transporte e de Uso das Redes de Distribuição, nas condições estabelecidas no Regulamento de Acesso às Redes e Interligações.

CAPÍTULO II RECEITA ANUAL REQUERIDA

SECÇÃO I COMPONENTES DA RECEITA ANUAL REQUERIDA

Artigo 6.º (Custos Afectos ao Serviço)

1. São componentes do custo do serviço:
   • a) Custo da Actividade de Produção através da RAR da produção própria do Produtor e Distribuidor, assim como custos associados aos Contratos de Aquisição de Energia por parte do Comprador Único, ao longo do período tarifário de 4 (quatro) anos;
   • b) Custo da Actividade de Transporte, através da RAR da rede de transporte, ao longo do período tarifário de 4 (quatro) anos;
   • c) Custo da actividade de distribuição e comercialização, através da RAR da rede de distribuição do Distribuidor, ao longo do período tarifário de 4 (quatro) anos.
2. Para efeitos do referido na alínea a) do número anterior o custo da actividade de produção inclui perdas técnicas de energia e potência consideradas eficientes, e perdas não técnicas de energia consideradas inevitáveis.

Artigo 7.º (Cálculo da Receita Anual Requerida)

1. A remuneração aceite para as empresas reguladas de produção, transporte e distribuição é calculada com base na metodologia denominada RAR.
2. A RAR é calculada através da seguinte fórmula geral, onde os segmentos considerados são produção, transporte, distribuição e comercialização: RARti = RCti + DEPti + OPEXti + WCAtiOnde: RARti : Receita Anual Requerida no Segmento «i», no ano «t»: RCti: Remuneração do Capital no Segmento «i», no ano «t» DEPti: Depreciação Regulatória no Segmento «i», no ano «t» OPEXti: Despesas Operacionais no Segmento «i», no ano «t» WCAti: Custo Financeiro do Fundo de Maneio no segmento «i», no ano «t» 3. A Remuneração do Capital, em cada ano do período tarifário, é calculada multiplicando a Base Regulatória de Capital (BRC) líquida na metade do ano (média do valor no começo e no final do ano) pela Taxa de Remuneração do Capital.
3. A BRC líquido no final de cada ano é calculada como a soma da BRC neta no começo do ano, mais as Adições (CAPEX), menos a Depreciação Regulatória, menos as Baixas de Activos e menos as Contribuições de Terceiros.
4. A BRC considerada para o cálculo da Remuneração do Capital e a Depreciação Regulatória inclui os investimentos de reabilitação e expansão do sistema ao longo do período tarifário nos planos de reabilitação e expansão aprovados pela Entidade Reguladora do Sector, a partir de uma projeção de Demanda Base previamente definida.
5. Os activos reconhecidos na BRC devem cumprir duas condições:
   • a) Serem reconhecidos na BRC somente a partir da data do comissionamento;
   • b) Ter uma utilidade comprovada para o sistema, sendo apenas considerado os incluídos no plano de investimentos (CAPEX) aprovado pela Entidade Reguladora do Sector.
6. A Entidade Reguladora do Sector define e dirige o processo pelo qual as empresas elaboram os seus respectivos planos a partir de uma projeção de demanda base comum, elaborada pela Concessionária da Rede Nacional de Transporte como Comprador Único e Operador do Sistema.
7. A Taxa de Remuneração do Capital é real, antes dos impostos e os prazos de Depreciação Regulatória por grupo homogéneo de activos são estabelecidos pela Entidade Reguladora do Sector em cada período tarifário.
8. Os Custos Operacionais nas actividades de produção, transporte, distribuição e comercialização são determinados pela Entidade Reguladora do Sector, através de metodologias específicas a definir em cada revisão tarifária.
9. O Custo Financeiro do Fundo de Maneio é determinado pela Entidade Reguladora do Sector a partir do volume de negócios de cada empresa, tendo por base prazos médios de pagamento e taxas de financiamento médias de mercado.

Artigo 7.º-A (Fixação e Ajuste da RAR)

A Entidade Reguladora do Sector fixa e ajusta periodicamente a Receita Anual Requerida das empresas do Sector Eléctrico sob a aplicação das bases metodológicos nos termos do presente Regulamento.

Artigo 8.º (Custos de Produção Transferíveis para as Tarifas)

1. São transferíveis para as tarifas os seguintes custos de produção:
   • a) Custos de contratos celebrados ou em processo de negociação antes da entrada em vigor do presente Regulamento desde que homologados pela Entidade Reguladora do Sector;
   • b) Custos de contratos posteriores à aplicação do presente Regulamento e que cumpram as condições estabelecidas no artigo 10.º do presente Regulamento;
   • c) Custos de Produção em Sistemas Isolados (CGSI).
2. Para efeitos da alínea c) do número anterior, até que os CGSI sejam incorporados no sistema eléctrico público interligado, os custos de produção das centrais com potência nominal instalada menor ou igual a 1MW são calculados pelos titulares da respectiva licença e adicionados ao Custo de Aquisição ao Produtor (CAP), após prévia aprovação pela RNT, na sua função de Comprador Único, e pela Entidade Reguladora do Sector, podendo este não autorizar custos de produção superiores aos valores médios eficientes de referência.
3. As centrais com potência nominal instalada superior a 1MW devem celebrar previamente um contrato com a RNT.

Artigo 9.º (Custo de Aquisição ao Produtor)

1. Os custos de produção transferíveis para as tarifas (Custo de Aquisição ao Produtor) são calculados pelo Comprador Único de acordo com o estabelecido no presente Regulamento e no Regulamento de Relações Comerciais.
2. O Custo de Aquisição ao Produtor (CAP) reflecte os custos da componente de energia e da componente de potência. O primeiro denomina-se Custo de Aquisição de Energia ao Produtor (CAEP), e o segundo, Custo de Aquisição de Potência ao Produtor (CAPP) e são calculados de acordo com o estabelecido no artigo 35.º do presente Regulamento.

Artigo 10.º (Reconhecimento dos Custos nas Tarifas)

1. Para que os custos de aquisição da electricidade, contratualmente definidos, sejam afectos às tarifas devem cumprir as condições que se estabelecem no presente Regulamento e ser o resultado de procedimentos concorrenciais ou corresponder a contratos preexistentes à data de entrada em vigor do presente Regulamento.
2. Aos Contratos preexistentes com a concessionária da RNT ou com os distribuidores são aplicadas exigências idênticas às previstas para os contratos resultantes de procedimentos concorrenciais referidos no número anterior.
3. As modificações introduzidas por acordo entre as partes aos contratos autorizados, cujos custos de produção devam ser afectos às tarifas, apenas são consideradas para esse efeito após aprovação pela Entidade Reguladora do Sector.

Artigo 11.º (Requisitos dos Contratos)

1. Com a entrada em vigor do presente Regulamento, todos os novos contratos com a RNT, na sua qualidade de Comprador Único, devem respeitar as seguintes exigências, para que os seus preços sejam afectos às tarifas:
   • a) Conformar-se com as regras estabelecidas no presente Regulamento;
   • b) Incluir penalidades pelo não cumprimento dos fornecimentos comprometidos, de modo a permitir aos distribuidores compensarem os clientes finais de acordo com o estabelecido no presente Regulamento;
   • c) Resultar de ofertas de fornecimento obtidas em processos concorrenciais, conduzidos pelo Comprador Único sob a supervisão da Entidade Reguladora do Sector, de acordo com o disposto no presente Regulamento;
   • d) Com o objectivo de maximizar a concorrência e promover a apresentação de ofertas de nova produção, o anúncio do concurso deve realizar-se com uma antecedência suficiente e ser-lhe dada adequada publicidade;
   • e) Os cronogramas para as licitações e os prazos contratuais são estabelecidos de forma a que os vencimentos dos contratos se produzam de forma escalonada;
   • f) O prazo de vigência de um contrato é proposto pelo Comprador Único e aprovado pelo Entidade Reguladora do Sector, e tem uma duração mínima de 10 anos;

• g) Devem ser cumpridas todas as exigências impostas pela Entidade Reguladora do Sector no sentido de garantir as condições concorrenciais do processo de licitação.

2. Previamente ao concurso, a Entidade Reguladora do Sector define as condições e critérios básicos que devem constar do caderno de encargos, a elaborar pelo Órgão de tutela nos termos do artigo 10.º do Decreto n.º 47/01, de 20 de Julho, que aprova o Regulamento da Produção de Energia Eléctrica, os quais são incluídos no contrato.
3. Por determinação do Ministério da Energia e Águas e ouvidas as estruturas locais competentes, a Entidade Reguladora do Sector pode incluir condições para a localização eficiente de nova produção, salvo nos casos em que essa decisão cabe ao Conselho de Ministros, nos termos da Lei n.º 27/15, de 14 de Dezembro, que altera a Lei n.º 14-A/96, de 31 de Maio, Lei Geral de Electricidade e da Lei n.º 5/02, de 16 de Abril de Delimitação de Sectores da Actividade Económica.
4. É da competência da Entidade Reguladora do Sector verificar o cumprimento das normas e condições específicas estabelecidas, podendo exigir a introdução das modificações que considerar necessárias antes da sua aprovação.

Artigo 12.º (Critério de Adjudicação)

A selecção da entidade concessionária e a adjudicação do correspondente contrato são da responsabilidade do órgão de tutela, nos termos do artigo 10.º do Decreto n.º 47/01, de 20 de Julho, devendo para esse efeito, ser critério relevante o do menor custo final de fornecimento.

SECÇÃO II CUSTOS DE TRANSPORTE

SUBSECÇÃO I DISPOSIÇÕES GERAIS

Artigo 13.º (Tratamento Diferenciado)

1. A forma de cálculo dos custos da RNT reconhecidos para efeitos do cálculo da remuneração admissível é diferente para as instalações preexistentes à data de entrada em vigor do presente Regulamento e para cada tipo de novas expansões, resultantes de novas instalações.
2. Os custos eficientes da RNT reflectem os custos de ambas as situações.

Artigo 14.º (Proveitos Autorizados)

Os proveitos autorizados à RNT pela sua actividade de transportadora incluem:

• a) Os custos eficientes de investimento;
• b) Os custos eficientes de operação e manutenção;
• c) Outros custos necessários para desenvolver a actividade de forma eficiente;
• d) Uma rentabilidade justa sobre os seus investimentos eficientes.

SUBSECÇÃO II REMUNERAÇÃO ADMISSÍVEL PARA INSTALAÇÕES PREEXISTENTES

Artigo 15.º (Critérios de Cálculo)

A remuneração admitida para as instalações da RNT preexistentes à entrada em vigor do presente Regulamento é calculada de acordo com os seguintes critérios:

• a) Os custos eficientes de investimento são calculados como a anuidade equivalente do Valor Novo de Reposição (VNR) das instalações preexistentes, nas seguintes condições:
• i) A vida útil técnica aceite das instalações é determinada através de estudos técnicos independentes;
• ii) A remuneração aceitável é dada pela taxa de remuneração fixada para cada período de regulação.
• b) Os custos admitidos de administração, operação e manutenção correspondem a valores de empresas exploradas de forma eficiente e são baseados numa análise por comparação («benchmarking») internacional de empresas de transporte. Como critério de comparação é adoptado um coeficiente que calcule os gastos de administração, operação e manutenção como uma percentagem do Valor Novo de Reposição (VNR) das instalações reais de cada empresa considerada. Este coeficiente deve ser ajustado de forma a considerar os custos de operação e dos materiais de reposição no País, assim como a produtividade da mão-de-obra local;
• c) Outros gastos, incluindo a tributação do sector.

SUBSECÇÃO III REMUNERAÇÃO ADMISSÍVEL DAS EXPANSÕES

Artigo 16.º (Critério de Remuneração e de Incorporação nas Tarifas)

1. Os investimentos na expansão da RNT são remunerados de acordo com o estabelecido no artigo 15.º do presente Regulamento.
2. No início de cada ano, durante o período de regulação, são incorporados na base de remuneração os custos das instalações da RNT que entraram em serviço durante o ano anterior.

SUBSECÇÃO IV DISPOSIÇÕES GERAIS

Artigo 17.º (Remuneração do Distribuidor)

Para efeitos da remuneração do distribuidor, é feita uma distinção entre a RAR de Distribuição e a Taxa de Ligação.

Artigo 18.º (Receita Anual Requerida da Distribuição)

1. As receitas garantidas pela RAR aos distribuidores que desenvolvam a sua actividade de forma prudente e eficiente devem ser suficientes para manter uma boa qualidade do serviço de distribuição e para permitir ampliar as instalações de modo a satisfazer o crescimento do mercado com uma utilização razoável.
2. A RAR da distribuição é calculada para um determinado número de Áreas de Distribuição Tipo (ADT), diferenciadas por um conjunto de variáveis relevante, tais como consumo por unidade de superfície, consumo per capita, consumidores por unidade de superfície, idade das instalações, justificativas de diferenças nos custos eficientes da actividade de distribuição.
3. As Áreas de Distribuição Tipo (ADT) são determinadas pela Entidade Reguladora do Sector através de procedimentos publicamente divulgados.
4. A área de concessão de uma empresa de Distribuição tem um RAR de Distribuição equivalente para cada um de seus componentes calculada como a média ponderada da RAR de Distribuição das Áreas de Distribuição Tipo (ADT) aplicáveis à área de concessão, utilizando factores de ponderação pertinentes para o componente da RAR de Distribuição equivalente considerada.

Artigo 19.º (Componentes)

1. A RAR de Distribuição é expressa através dos seguintes componentes:
   • a) Custos operacionais, calculados relativamente a uma empresa de referência para cada Área de Distribuição Tipo (ADT);
   • b) Uma remuneração justa dos investimentos eficientes.
2. Para efeitos do referido na alínea a) do número anterior, os custos operacionais devem considerar, entre outras, as actividades a seguir especificadas:

• a) Comerciais: gestão comercial, leitura, facturação, entrega de facturas, cobrança, gestão de perdas;
• b) Distribuição: operação, manutenção, gestão de activos, engenharia;
• c) Administrativo e finanças: contabilidade, recursos humanos, sistemas, logística, gestão financeira, tesouraria;
• d) Administração: conselho, direcção.

Artigo 20.º (Custo de Investimento)

1. O custo unitário de investimento na rede de distribuição é calculado a partir da anuidade constante do custo de capital correspondente ao Valor Novo de Reposição (VNR) da rede existente, optimizada para cumprir normas de qualidade definidas no Regulamento da Qualidade de Serviço.
2. A anuidade é calculada considerando uma vida útil das Instalações de Distribuição de 30 anos.

Artigo 21.º (Investimentos Realizados por Terceiros)

1. Os investimentos em activos de distribuição realizados por terceiros não fazem parte da Base Regulatória de Capital (BRC).
2. Relativamente aos activos mencionados no número anterior, o distribuidor tem direito a uma remuneração pelos respectivos custos de operação e manutenção eficientes.
3. O distribuidor recebe também uma anuidade constante, correspondente à amortização dos activos mencionados no n.º 1, com a qual tem a obrigação de repor, no final da vida útil, o investimento, de acordo com as normas de qualidade definidas no Regulamento da Qualidade de Serviço.
4. A anuidade é calculada considerando a taxa de actualização fixada para cada período de regulação.

Artigo 22.º (Actividades não Reguladas)

1. Se as instalações do distribuidor forem também utilizadas para actividades distintas da actividade de distribuição, esse facto deve ser tido em conta no cálculo dos proveitos autorizados.
2. Para efeitos do número anterior, deve ser determinada a proporção das instalações utilizada para as actividades não reguladas. Essa proporção é denominada Coeficiente de Ajuste da Base Regulatória de Capital (CABRC).
3. O CABRC é determinado, para cada ano do período de regulação, tendo em atenção as Receitas Permitidas (RP) para a actividade de distribuição e um factor de correcção, função das Receitas de Outras Actividades (ROA) desenvolvidas nas instalações não utilizadas em exclusivo para a actividade de distribuição.
4. Nos cálculos a efectuar os distribuidores dão cumprimento às instruções contabilísticas estabelecidas ou a estabelecer pela Entidade Reguladora do Sector.

Artigo 23.º (Estudos de Custos)

1. Os componentes da RAR de Distribuição e da Taxa de Instalação são calculados para cada ADT e para cada distribuidor, mediante estudos de custos contratados pela Entidade Reguladora do Sector.
2. O Distribuidor pode apresentar uma proposta a Entidade Reguladora do Sector em relação aos componentes do RAR de Distribuição que é submetida à apreciação do Conselho Tarifário.
3. As condições e prazos para apresentação da proposta por parte do Distribuidor são estabelecidos pela Entidade Reguladora do Sector.

SECÇÃO III REVISÃO DE CUSTOS ACEITES

Artigo 24.º (Tratamento Regulatório de Custos Afundados)

1. A pedido da concessionária, a Entidade Reguladora do Sector pode alterar as tarifas de forma a ter em conta custos de investimento afundados devido a mudança de regras ou o progresso técnico.
2. A alteração tarifária só pode ter lugar se os custos referidos no número anterior forem custos de investimento em activos físicos ou custos em recursos humanos reconhecidos pela Entidade Reguladora do Sector como eficientes relativamente à data e condições em que foram gerados.
3. As tarifas não podem ser alteradas em resultado de custos gerados por ineficiência na operação da empresa.
4. Para efeitos de alteração de tarifas, os custos referidos nos números anteriores são denominados Custos Extraordinários de Transição à Eficiência (CETE) e são adicionados aos Custos Equivalentes de Potência (CEP), de acordo com o estabelecido no artigo 38.º do presente Regulamento.
5. Os Custos Extraordinários de Transição à Eficiência (CETE) são de carácter temporário, devendo a Entidade Reguladora do Sector estabelecer o correspondente período de amortização.

SECÇÃO IV TAXA DE LIGAÇÃO

Artigo 25.º (Determinação)

1. A Taxa de Ligação é determinada em função do custo directo dos materiais e equipamentos constitutivos da instalação de ligação do utilizador final à rede de distribuição e do custo directo da respectiva montagem.
2. Constituem parte da instalação de ligação do utilizador final o ramal de ligação, o equipamento de medição e o respectivo equipamento de protecção e o corte da instalação.
3. A Taxa de Ligação é estabelecida em função da extensão e características da ligação, medida entre o ponto de ligação com a rede de distribuição e a localização do equipamento de medição.
4. Para o estabelecimento da Taxa de Ligação é definido um encargo base, que inclui uma extensão de ligação de até 30 (trinta) metros, e um encargo adicional por cada metro a mais.
5. A Taxa de Ligação também pode ser estabelecida em função do tipo de equipamento de medição, de acordo com a opção tarifária.
6. Para efeitos da cobrança da Taxa de Ligação podem ser previstos sistemas de pagamento em prestações, levando em consideração a taxa de custo de capital que se aplica à empresa.

CAPÍTULO III ESTRUTURA TARIFÁRIA E PREÇOS MÁXIMOS

SECÇÃO I DISPOSIÇÕES GERAIS

Artigo 26.º (Objecto)

1. A Estrutura Tarifária é aplicada pela concessionária da RNT e pelas empresas de distribuição aos utilizadores ligados às suas redes.
2. A referida estrutura define as categorias tarifárias a aplicar, as condições de aplicação e as fórmulas que estabelecem tal estrutura.
3. O Regime Tarifário é o de preços máximos vigente em termos reais num regime de tarifas 4 (quatro) anos.

Artigo 27.º (Critérios para a Fixação da Estrutura Tarifária)

1. A Estrutura Tarifária reflecte de forma simples, directa e explícita os custos económicos, de acordo com critérios de eficiência relativos aos componentes de produção, transporte e distribuição.
2. A Estrutura Tarifária reflecte os custos a que os utilizadores dão origem, segundo as características do consumo e o nível de tensão a que estão ligados, independentemente de seu carácter social ou jurídico e do destino final dado à energia consumida.
3. As categorias tarifárias devem ser discriminadas por nível de tensão e incluir um encargo de potência, o qual reflecte os custos fixos associados aos investimentos em activos físicos.
4. Conforme os avanços que se registem nas tecnologias comercialmente disponíveis para medição e controle dos consumos, e com base numa análise custo-benefício, são aplicadas categorias tarifárias horosazonais, reflectindo as diferenças de custos de produção em função do nível de carga do sistema e da época do ano.

Artigo 28.º (Aditividade Tarifária)

1. A definição da Estrutura Tarifária é realizada mediante fórmulas que reflictam a forma como os preços dos componentes assinalados se adicionam.
2. Os encargos de potência reflectem a RAR das actividades de produção, a RAR da entidade responsável pela actividade de transporte, enquanto Comprador Único e a RAR de Distribuição.
3. Os encargos de energia reflectem os Custos de Aquisição de Energia ao Produtor (CAEP) por parte do Comprador Único e o custo das perdas técnicas eficientes de energia nas redes, diferenciadas por nível de tensão.
4. O encargo fixo da tarifa inclui uma parcela relativa ao custo eficiente da actividade comercial.

Artigo 28.º-A (Determinação das Tarifas Anuais)

1. O período tarifário é definido, em diploma próprio pela Entidade Reguladora do Sector, devendo o mesmo ser plurianual.
2. Os Preços Máximos propostos pela Entidade Reguladora do Sector devem:
   • a) Corresponder ao peso de cada categoria de clientes nos Custos do Sistema definidos através da Receita Anual Requerida;
   • b) Garantir a recuperação da RAR sob condições da demanda base projectada, representada pelo consumo de energia, demanda máxima e número de clientes, ao longo do período tarifário;
   • c) Ser únicos em termos reais ao longo do período tarifário;

• d) Ser uniformes no território de Angola para cada categoria de usuários.

Artigo 29.º (Perdas de Distribuição Transferíveis para as Tarifas)

1. As perdas nas redes de distribuição incluem perdas técnicas e não técnicas.
2. As perdas técnicas transferíveis para as tarifas são as correspondentes à rede eficiente de referência.
3. A Entidade Reguladora do Sector incorpora sinais de eficiência para redução das perdas não técnicas transferíveis para as tarifas, com base em estudos técnicos.

Artigo 30.º (Aprovação da Estrutura Tarifária)

1. A Estrutura Tarifária é estabelecida pela Entidade Reguladora do Sector sob proposta do Distribuidor visando assegurar a Receita Anual Requerida das empresas reguladas e homologada pelo Titular do Departamento Ministerial responsável pelas finanças públicas.
2. A proposta deve ajustar-se aos princípios e critérios estabelecidos no presente Regulamento.

Artigo 31.º (Modificações)

1. O Distribuidor pode propor o estabelecimento de modificações à Estrutura Tarifária não contemplada no diploma vigente, que são analisadas pela Entidade Reguladora do Sector, antes de submetidas à homologação do Órgão competente.
2. As modificações aprovadas pela Entidade Reguladora do Sector entram em vigor no momento da fixação tarifária correspondente ao início de um novo período de regulação.

SECÇÃO II FACTORES DE RESPONSABILIDADE DA CARGA

Artigo 32.º (Objectivo)

A definição de factores de responsabilidade da carga tem por objectivo identificar os parâmetros que permitam estabelecer a responsabilidade relativa dos consumidores, consoante a tensão de ligação e as características do seu consumo, nos custos de transporte, na RAR de Distribuição e nos custos de produção.

Artigo 33.º (Obrigações das Partes)

1. Os estudos para obtenção dos factores de responsabilidade da carga são da responsabilidade dos distribuidores e são executados em conformidade com os termos de referência, preparados pela Entidade Reguladora do Sector.
2. Os resultados dos estudos são actualizados a cada quatro anos ou sempre que a Entidade Reguladora do Sector o considerar necessário.

Artigo 34.º (Factores de Responsabilidade da Carga)

1. Os factores de responsabilidade da carga são obtidos com base em amostras estatisticamente representativas, em conformidade com as instruções a estabelecer pela Entidade Reguladora do Sector.
2. Esses factores são representativos, entre outros, dos seguintes aspectos:
   • a) Contribuição das pontas máximas individuais dos clientes para a ponta global do sistema e sua incidência nos custos de capacidade de transporte e distribuição;

• b) Consumos de energia dos clientes nos períodos horários pré-estabelecidos e seu reflexo nos custos de produção.

CAPÍTULO IV CÁLCULO DAS TARIFAS REGULADAS

SECÇÃO I CUSTOS EQUIVALENTES DE ENERGIA E POTÊNCIA

Artigo 35.º (Mecanismo de Transferência para as Tarifas Finais)

Os custos não controláveis de aquisição de energia e potência, pelo distribuidor, nas condições estabelecidas no presente Regulamento, e de uso da Rede de Transporte são totalmente transferidos para as tarifas, definindo-se, para esse efeito, um Custo Equivalente de compra de Potência (CEP) e um Custo Equivalente de compra de Energia (CEE).

Artigo 36.º (Definição)

1. Os Custos Equivalentes de compra de Potência (CEP) e Energia (CEE) são aqueles que, aplicados respectivamente potência total e à energia total que o distribuidor prevê comprar, conduzem a um valor igual à totalidade dos proveitos permitidos ao distribuidor. Esses preços são formados considerando:
   • a) Custos de produção dos Contratos de Aquisição de Energia;
   • b) Custos de Produção em Sistemas Isolados (CGSI), calculados pelo Comprador Único e aprovados pela Entidade Reguladora do Sector;
   • c) Pagamentos à RNT a título de Uso da Rede de Transporte;
   • d) Pagamentos de Serviços de Sistema;
   • e) Custos da Função Regulatória (CFR);
   • f) Taxa por outros serviços do Comprador Único que o distribuidor deva pagar.
2. A aplicação da fórmula de Custos Equivalentes de Potência (CEP) e Energia (CEE) é feita pelo Comprador Único e o seu resultado enviado a Entidade Reguladora do Sector para apreciação, aprovação e divulgação generalizada.

Artigo 37.º (Informação a Remeter à Entidade Reguladora do Sector)

O Comprador Único transmite a Entidade Reguladora do Sector, até 31 de Outubro do ano «t-l» do período de regulação, o resultado da aplicação da fórmula de Custos Equivalentes de Potência e Energia para o ano «t», acompanhado das seguintes informações:

• a) Valores de potência Pi e de energia Ei que o Comprador Único prevê adquirir, no ano «t», em cada Contrato de Aquisição de Energia «i» com um produtor vinculado. Para os Contratos de Aquisição de Energia que estipulem valores bem definidos de potência e de energia, os valores a usar serão os especificados no contrato. Os preços pPi e pEi são, respectivamente, os preços médios ponderados de compra de potência e energia relativos ao contrato «i», para o ano «t», sendo o método aplicável, igualmente, aos Contratos preexistentes, segundo o estabelecido no presente Regulamento;
• b) Custos de Produção em Sistemas Isolados (CGSI), de acordo com o estabelecido no artigo 8.º do presente Regulamento;
• c) Custos Eficientes do Sistema de Transporte (CEST);
• d) Custos dos Serviços de Sistema imputáveis à Energia (CSAE) e à Potência (CSAP), de acordo com o estabelecido no Regulamento de Despacho;
• e) Custos da Função Regulatória (CFR), de acordo com o estabelecido no artigo 50.º do presente Regulamento;
• f) Taxa por serviços do Comprador Único (TCU) que o distribuidor deva pagar;
• g) Desvios (DEP) entre os valores de energia e potência efectivamente pagos pelo distribuidor, no ano «t-2», e os valores previsionais utilizados no cálculo dos Custos Equivalentes de aquisição para o mesmo ano.

Artigo 38.º (Fórmulas)

1. A fórmula do Custo Equivalente de Potência (CEP) para o ano «t» reflecte o custo unitário previsional da potência máxima a adquirir pelo distribuidor, obtida a partir da potência previsional máxima a disponibilizar ao Comprador Único em cada Contrato de Aquisição de Energia «i», valorizada ao preço médio ponderado resultante das correspondentes condições contratuais, acrescida dos Custos Eficientes do Sistema de Transporte (CEST) e do custo estimado para os Serviços de Sistema imputáveis à potência (CSAP).
2. A fórmula do Custo Equivalente de compra de Energia (CEE), para o ano «t», reflecte o custo unitário previsional da energia total a adquirir pelo distribuidor, obtida a partir da energia previsional a adquirir pelo Comprador Único, em cada Contrato de Aquisição de Energia «i» e em cada Contrato preexistente, valorizada ao preço médio resultante das correspondentes condições contratuais, do Custo de Produção reconhecido dos Sistemas Isolados (CGSÍ), do custo total estimado para os Serviços de Sistema imputáveis à Energia (CSAE), do custo estimado da Taxa por outros serviços do Comprador Único, do custo da Função Reguladora (CFR) e dos desvios entre os custos previstos e os custos reais de aquisição de Energia e Potência (DEP) relativos ao ano «t-2», de acordo com o artigo 39.º do presente Regulamento.
3. As fórmulas a aplicar pelo Comprador Único para calcular o Custo Equivalente de Potência (CEP) e o Custo Equivalente de Energia (CEE) são as seguintes: Custo Equivalente de Potência (CEP): (t= 1, …n)em que: n: número de anos do período de regulação. CEPt: Custo Unitário Equivalente de Potência, no ano «t». CAPPt: Custo Total de Aquisição de Potência à produção, no ano «t». CESTt: Custos Totais Eficientes do Sistema de Transporte, no ano «t». : Potência máxima a disponibilizar ao Comprador Único pelo conjunto dos produtores do SEP, no ano «t». Pi : Potência máxima a disponibilizar ao CompradorÚnico no contrato «i», no ano «t». pPi : Preço médio unitário de aquisição de Potência no contrato «i», no ano «t». CSAPt: Custo dos Serviços de Sistema associados à Potência, no ano «t». Custo Equivalente de Energia (CEE): (t= 1, …n)em que: n: número de anos do período de regulação. CEEt: Custo Unitário Equivalente de Energia, no ano «t». CAEPt: Custo Total de Aquisição de Energia à Produção, no ano «t».

• DEPt-2: Desvios entre os custos previstos e os custos reais de aquisição de energia e potência relativos ao ano «t-2». : Energia total a adquirir pelo Comprador Único, no ano «t». Ei: Energia que o Comprador Único prevê adquirir no contrato «i», no ano «t». pEi: Preço médio unitário de aquisição de Energia no contrato «i», no ano «t». CGSIt: Custo total de Produção de Sistemas Eléctricos Isolados, no ano «t». CSAEt : Custo dos Serviços de Sistema associados à Energia, no ano «t». TCUt: Taxa por outros serviços do Comprador Único, no ano «t». CFRt: Custos da Função Regulatória, no ano «t».

Artigo 39.º (Custos Previsionais e Custos Reais)

1. Para efeitos de cálculo dos custos previsionais de energia e potência para o ano «t», o Comprador Único inclui no Documento de Transacções Económicas, a enviar a Entidade Reguladora do Sector até 31 de Maio do ano «t-l», com cópia para o distribuidor, os valores de energia e potência efectivamente facturados no âmbito de cada contrato de aquisição de energia «i» no ano «t - 2», os valores facturados dos serviços de sistema e os custos reais de uso da Rede de Transporte, a pagar pelo distribuidor, igualmente relativos ao ano «t - 2».
2. O Comprador Único calcula também o desvio entre os custos reais verificados no ano «t - 2» e os valores previsionais correspondentes, utilizados para o estabelecimento das tarifas relativas ao ano «t - 2». O desvio entre custos de aquisição reais e estimados é calculado a partir da seguinte fórmula: em que:

• Pt-2: Potência total equivalente, efectivamente adquirida pelo Comprador Único no ano «t - 2».

P0: Potência total equivalente a disponibilizar ao Comprador Único no ano «t - 2» e utilizada no cálculo das tarifas a aplicar nesse ano, de acordo com as fórmulas de preços do artigo 38.º.

• CERPt-2: Custo unitário real equivalente de aquisição de Potência no ano «t - 2».

CEP0: Custo unitário equivalente de Potência a disponibilizar no ano «t - 2», de acordo com a fórmula do preço reconhecido de aquisição de potência referida no presente Regulamento.

• Et-2: Energia total efectivamente adquirida pelo Comprador Único no ano «t - 2».

E0: Energia total que o Comprador Único previa adquirir no ano «t - 2» e utilizada no cálculo das tarifas a aplicar nesse ano, de acordo com as fórmulas de preços do artigo 38.º.

• CEREt-2: Custo unitário real equivalente de aquisição de Energia no ano «t - 2».

CEE0: Custo unitário de aquisição de Energia previsto para o ano «t - 2», de acordo com a fórmula do preço reconhecido de aquisição da energia referida neste Regulamento.

3. Os desvios no ano «t - 2» são incluídos no cálculo do Custo Equivalente de Aquisição de Energia (CEE) para o ano «t».
4. Nos 2 (dois) primeiros anos do primeiro período de regulação não se aplica qualquer ajuste aos proveitos autorizados à concessionária da RNT (DEPt-2 = 0).
5. Os eventuais desvios nestes dois anos têm incidência nas tarifas do terceiro e quarto ano.

SECÇÃO II FUNDO DE COMPENSAÇÃO

Artigo 40.º (Administração)

1. O Fundo de Compensação é administrado pelo Comprador Único.
2. É aberta uma conta bancária, designada pela Entidade Reguladora do Sector, cuja movimentação é exclusivamente destinada ao maneio do Fundo.

Artigo 41.º (Mecanismo de Ajuste por Compensação)

1. As dotações ou pagamentos do Fundo de Compensação, cujo objectivo é a aplicação de uma tarifa uniforme em todo o País, são calculadas mensalmente pelo Comprador Único para cada distribuidor.
2. Ajuste por Compensação (AC) é igual a: (j = 1, ..., d) (m = 1,..., 12)Em que: d: número total de distribuidores. RPj,m: Receitas obtidas pelo distribuidor «j» no mês «m» por aplicação das tarifas vigentes. CEPj,m: Custos Equivalentes de compra de Potência pelo distribuidor «j» no mês «m». CEEj,m: Custos Equivalentes de compra de Energia pelo distribuidor «j» no mês «m». RARj,m: RAR de Distribuição, isto é, proveitos autorizados ao distribuidor «j» no mês «m». A RAR de Distribuição é obtida pela metodologia de fixação de tarifas elaborada e aprovada pela Entidade Reguladora do Sector.

SECÇÃO III FIXAÇÃO, PUBLICAÇÃO E AJUSTE DE TARIFAS

Artigo 42.º (Editais Tarifários)

As tarifas às quais se refere o presente Regulamento são aplicadas mediante Editais Tarifários, uma vez aprovados pelo órgão competente, em conformidade com este Regulamento e demais disposições legais aplicáveis.

Artigo 43.º (Moeda)

Todas as tarifas contidas no Edital Tarifário estão expressas em moeda nacional.

Artigo 44.º (Tarifas Promocionais)

1. As tarifas constantes do Edital Tarifário, aprovadas pelo Órgão competente, são tarifas máximas.
2. Sem prejuízo do disposto no número anterior, os Distribuidores podem aplicar tarifas mais convenientes ou pacotes promocionais a determinadas categorias de clientes.
3. Uma tarifa ou pacote promocional é considerado mais conveniente quando o cliente assim o preferir, ao invés do regime geral.
4. A tarifa ou pacote promocional deve cumprir os seguintes requisitos:
   • a) Não prejudicar outro ou outros grupos de consumidores;
   • b) Ser aplicável a toda a área da concessão do Distribuidor;
   • c) Ter um prazo de vigência determinado;

• d) Não poder ser invocada para reivindicação de receita adicional pelos Distribuidores.

Artigo 45.º (Período de Regulação)

1. A Entidade Reguladora do Sector fixa e pública, no início de cada período de regulação, os valores iniciais dos Custos Eficientes do Sistema de Transporte (CEST), os Custos Eficientes de Referência e a RAR da Distribuição e as Taxas de Instalação, assim como as fórmulas de ajuste e a data da entrada em vigor.
2. Na mesma ocasião, a Entidade Reguladora do Sector fixa a Estrutura Tarifária, os valores base e as fórmulas de indexação das tarifas aplicáveis no Sistema Eléctrico Público.
3. Uma vez vencido o período de regulação e enquanto não forem fixadas as do período seguinte, as tarifas podem ser reajustadas de acordo com os procedimentos vigentes.

Artigo 46.º (Ajustes Periódicos)

1. Dentro do período de regulação, a remuneração da RNT e dos distribuidores e as Taxas de Instalação são ajustadas anualmente em função da variação dos índices incorporados na fórmula de ajuste, os quais são representativos dos preços dos elementos que compõem a remuneração.
2. Antes do início de cada período de regulação, a Entidade Reguladora do Sector aprova as fórmulas de ajuste das tarifas para o período de regulação seguinte, nas quais se explicitam as variáveis a considerar, a representatividade de cada variável, a fonte de informação de cada variável e a respectiva forma de cálculo.
3. A RAR e as tarifas finais são determinadas em cada período tarifário, definido nos termos do artigo 28.º-A, pela Entidade Reguladora do Sector, através de revisões tarifárias principais, e são ajustadas ao longo do período tarifário por meio de dois mecanismos:
   • a) Transferência de custos variáveis de produção para as tarifas finais em cada três meses, em função do critério a ser estabelecido pela Entidade Reguladora do Sector;
   • b) Ajuste, trimestral, semestral ou anual, de outros custos com base na inflação e na taxa de câmbio, dependendo da estabilidade desses parâmetros, aplicando uma fórmula paramétrica definida pela Entidade Reguladora do Sector.
4. A Entidade Reguladora do Sector pode definir procedimentos de estabilização tarifária para mitigar mudanças nos valores dos encargos tarifários resultantes das variações dos aportes hidrológicos no sistema.

Artigo 47.º (Ajustes Extraordinários)

1. As variações de custos cuja origem sejam alterações das normas tributárias (excepto no imposto sobre o rendimento ou no imposto que o substitua na medida em que a mudança tenha carácter geral e não individual ou sectorial), são transferidas, na sua totalidade, para as tarifas, de forma que seja economicamente possível para a Concessionária recuperar os custos adicionais.
2. A Concessionária pode solicitar ajustes de carácter extraordinário, baseados em circunstâncias objectivas e justificadas de aspectos não controláveis pela Concessionária desde que a mesma comprove que actuou de forma diligente.
3. A Entidade Reguladora do Sector decide sobre a solicitação referida no número anterior no prazo de 90 dias após a apresentação feita pela Concessionária.

Artigo 48.º (Revisão Tarifária Extraordinária)

Dentro de cada período de regulação a Concessionária tem direito a solicitar uma revisão tarifária completa quando o aumento do consumo acumulado a partir do último ajuste periódico, ponderado pelo número de consumidores, tiver superado os 30%.

Artigo 49.º (Publicidade)

Os editais tarifários devem ser publicados no Diário da República e nas páginas da internet da Entidade Reguladora do Sector e das concessionárias, e divulgadas por outros meios de fácil acesso da população.

CAPÍTULO V CUSTOS COM A ENTIDADE REGULADORA DO SECTOR

Artigo 50.º (Custos do Orçamento)

1. Os Custos da Função Reguladora (CFR) correspondem aos custos do orçamento da Entidade Reguladora do Sector.
2. Anualmente, antes do início do ano civil, a Entidade Reguladora do Sector envia à Entidade Concessionária da RNT o valor anual, correspondente aos Custos da Função Reguladora (CFR) aprovados pelos Titulares dos Departamentos Ministeriais responsáveis pela Energia e Águas e pelas Finanças Públicas.
3. A entidade concessionária da RNT deposita o valor anual dos CFR em duas quotas semestrais iguais, na conta bancária que a Entidade Reguladora do Sector dispõe para este fim.
4. A entidade concessionária da RNT dispõe de um prazo máximo de 10 dias, anteriores a 1 de Janeiro e 1 de Julho de cada ano, para efectuar o depósito.

Artigo 51.º (Recursos Orçamentais Não Executados)

1. Os recursos orçamentais da Entidade Reguladora do Sector não utilizados num ano civil podem ser transferidos para o ano seguinte, sendo incorporados no respectivo orçamento.
2. Os recursos referidos no número anterior integram os CFR anuais do respectivo ano.

Artigo 52.º (Fiscalização e Aplicação do Regulamento)

A fiscalização e aplicação do disposto no presente Regulamento são da competência da Entidade Reguladora do Sector.

Artigo 53.º (Pareceres Interpretativos do Ministério da Energia e Águas)

1. Qualquer pessoa física ou jurídica dedicada às actividades referidas no artigo 4.º do Decreto Presidencial n.º 2/11, de 5 de Janeiro, que aprova o Regulamento das Relações Comerciais e os consumidores ou utilizadores do serviço podem solicitar ao Ministério da Energia e Águas a resolução de dúvidas ou omissões que possam resultar da aplicação do presente Regulamento.
2. Os pareceres emitidos nos termos anteriores têm carácter vinculativo.

Artigo 54.º (Norma Remissiva)

Aos procedimentos administrativos previstos neste Regulamento e não especificamente regulados aplicam-se as disposições consagradas na legislação sobre o Procedimento Administrativo.

Artigo 55.º (Admissibilidade de Petições, Queixas ou Reclamações)

1. As entidades interessadas podem apresentar a Entidade Reguladora do Sector petições, queixas ou reclamações contra acções ou omissões das entidades reguladas que intervêm no SEP, que possam constituir o não cumprimento das regras impostas pelo presente Regulamento e não revistam natureza contratual.
2. Para efeitos do número anterior, entendem-se como regras que não revestem natureza contratual as que estão relacionadas com os cumprimentos dos deveres decorrentes da aplicação dos princípios gerais estabelecidos no presente Regulamento.

Artigo 56.º (Forma e Formalidades)

As petições, queixas ou reclamações dirigidas a Entidade Reguladora do Sector, ao abrigo do estabelecido no n.º 1 do artigo 55.º, são obrigatoriamente apresentadas por escrito, devendo as mesmas preencher os requisitos seguintes:

• a) Identificação do interessado;
• b) Identificação da entidade regulada;
• c) Fundamentos de facto e de direito que as justificam e os meios de prova, de acordo com as normas do procedimento administrativo.

Artigo 57.º (Instrução)

1. A instrução e decisão sobre as petições, queixas ou reclamações apresentadas cabem aos Órgãos competentes da Entidade Reguladora do Sector, aplicando-se as disposições constantes das normas do procedimento e da actividade administrativa, em matéria de prazos e forma.
2. Os interessados têm o dever de colaborar com a Entidade Reguladora do Sector, facultando- lhe todas as informações e elementos de prova que tenham na sua posse relacionados com os factos a ele sujeitos, bem como o de proceder à realização das diligências necessárias para o apuramento da verdade que não possam ou não tenham de ser feitas por outras entidades.

Artigo 58.º (Decisões da Entidade Reguladora do Sector)

1. As decisões da Entidade Reguladora do Sector sobre petições, queixas ou reclamações são vinculativas para as entidades do SEP abrangidas, produzindo efeitos a partir da data da sua notificação.
2. As decisões da Entidade Reguladora do Sector, previstas no número anterior, não prejudicam o recurso pelos interessados aos tribunais ou à arbitragem voluntária prevista neste capítulo, para efeitos de indemnização pelos danos causados.

Artigo 59.º (Reclamações de Decisões e Deliberações da Entidade Reguladora do Sector)

1. Sem prejuízo da sua impugnação para a Sala do Cível e Administrativo do Tribunal Provincial competente, os interessados podem apresentar reclamação de decisões e deliberações tomadas por Órgãos da Entidade Reguladora do Sector.
2. As reclamações das decisões e deliberações tomadas por Órgãos da Entidade Reguladora do Sector são apresentadas nos termos previstos nas normas do procedimento e da actividade administrativa.
3. As reclamações são dirigidas ao Órgão competente da Entidade Reguladora do Sector devidamente fundamentadas e, sempre que possível, acompanhadas da indicação dos meios de prova adequados, sem prejuízo do recurso para o Órgão superior.

SECÇÃO I RECLAMAÇÕES JUNTO DAS ENTIDADES DO SEP

Artigo 60.º (Apresentação de Reclamações)

1. Sem prejuízo do disposto no Regulamento da Qualidade do Serviço e no Regulamento de Relações Comerciais, os interessados podem apresentar reclamações junto à entidade do SEP com quem se relacionam contratual ou comercialmente, sempre que considerarem que seus direitos não foram devidamente acautelados, em violação do disposto no presente Regulamento e na demais legislação aplicável.
2. As regras relativas à forma e meios de apresentação de reclamações previstas no número anterior são às definidas nos termos do Regulamento da Qualidade do Serviço.

Artigo 61.º (Tratamento das Reclamações)

1. As entidades do SEP devem responder às reclamações que lhe são dirigidas, nos prazos e nos termos previstos no Regulamento da Qualidade do Serviço.
2. Sempre que o tratamento de uma reclamação implique a realização de diligências, designadamente visitas às instalações de utilização dos consumidores, medições ou verificação de equipamento de medição, o reclamante deve ser informado previamente dos seus direitos e obrigações, bem como dos resultados obtidos com as referidas diligências.
3. O reclamante deve ainda ser informado das acções correctivas que deve realizar se a causa da ocorrência reclamada for identificada na sua instalação de utilização, bem como sobre os encargos que eventualmente tenha de suportar em função do resultado das diligências que podem ser solicitadas.
4. Sem prejuízo do recurso aos tribunais judiciais e arbitrais, nos termos da lei, se não for obtida junto à entidade do SEP uma resposta atempada ou fundamentada ou a mesma não resolver satisfatoriamente a reclamação apresentada, os interessados podem solicitar a apreciação e intervenção da Entidade Reguladora do Sector, individualmente ou através de organizações representativas dos seus interesses.
5. A apreciação e intervenção da Entidade Reguladora do Sector devem ser solicitadas por escrito, invocando os factos que motivaram a reclamação e apresentando todos os elementos de prova respeitantes à questão de que a parte interessada disponha.
6. No âmbito da actuação prevista no presente artigo, a Entidade Reguladora do Sector tem por objectivo promover a resolução de conflitos através da mediação e conciliação, aplicando-se as regras da Secção IV.

SECÇÃO II RESOLUÇÃO DE CONFLITOS

Artigo 62.º (Arbitragem Voluntária)

1. Os conflitos emergentes do relacionamento comercial e contratual previsto no presente Regulamento devem ser, preferencialmente, resolvidos através do recurso a sistemas de arbitragem voluntária, nos termos da Lei n.º 16/03, de 25 de Julho.
2. Para efeitos do disposto no número anterior, as entidades do SEP podem propor aos seus clientes a inclusão no respectivo contrato de uma cláusula compromissória para a resolução dos conflitos que resultem do cumprimento de tais contratos.
3. Ainda para efeitos do disposto no n.º 1, a Entidade Reguladora do Sector pode promover, no quadro das suas competências específicas, a criação de centros de arbitragem, nos termos da Lei n.º 16/03, de 25 de Julho.

Artigo 63.º (Mediação e Conciliação de Conflitos)

1. A mediação e a conciliação são procedimentos de resolução extrajudicial de conflitos, com carácter voluntário, cujas decisões são da responsabilidade das partes em conflito, na medida em que a solução para o conflito concreto não é imposta pela Entidade Reguladora do Sector.
2. Através da mediação e da conciliação, a Entidade Reguladora do Sector pode, respectivamente, recomendar a resolução do conflito e sugerir que esta seja obtida através da conciliação das posições das partes em relação ao conflito.
3. No âmbito dos procedimentos de resolução extrajudicial de conflitos, identificados no número anterior a entidade de SEP responsável pelo objecto da reclamação deve disponibilizar a Entidade Reguladora do Sector, no prazo máximo de 20 dias úteis, as informações que lhe sejam solicitadas para a devida apreciação do conflito.
4. Sem prejuízo do disposto no número anterior, a não prestação, por ambas as partes em conflito, das informações necessárias e solicitadas, determina a cessação dos procedimentos de mediação ou conciliação iniciados.
5. As demais regras aplicáveis aos procedimentos de mediação e conciliação são as constantes do Regulamento de Mediação e Conciliação de Conflitos aprovado pela Entidade Reguladora do Sector, de acordo com a Lei n.º 16/03, de 25 de Julho.
6. A intervenção da Entidade Reguladora do Sector, através dos procedimentos descritos no presente artigo, não suspende quaisquer prazos de recurso às instâncias judiciais e outras que se mostrem competentes.

CAPÍTULO VI DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Artigo 64.º (Sistema Tarifário Actual)

Enquanto não forem publicadas as primeiras tarifas ao abrigo do presente Regulamento mantém-se, em vigor o sistema tarifário existente à data da sua publicação.

Artigo 65.º (Frequência de Fixação das Tarifas)

1. As tarifas estabelecidas nos termos do presente Regulamento são fixadas uma vez por ano, salvo o disposto no n.º 2 do presente artigo.
2. A título excepcional, por decisão da Entidade Reguladora do Sector, ouvido o Conselho Tarifário, pode ocorrer uma revisão antecipada.
3. O processo de alteração referido no n.º 2 pode ocorrer se, nomeadamente, no decorrer de um determinado ano o montante previsto de proveitos decorrentes da aplicação de uma ou mais tarifas reguladas, nesse ano, se afastar significativamente do montante que serviu de base ao estabelecimento das referidas tarifas, pondo em risco o equilíbrio económico-financeiro das empresas reguladas no curto prazo.
4. As novas tarifas são estabelecidas para o período até ao fim do ano em curso.

Artigo 66.º (Período de Regulação)

1. Para cada período de regulação são fixados os valores dos parâmetros incluídos nas fórmulas que estabelecem os montantes de proveitos que cada tarifa deve proporcionar às empresas reguladas.
2. Para além dos parâmetros definidos no número anterior, podem ser fixados outros parâmetros, designadamente os relacionados com a estrutura das tarifas.
3. A título excepcional, podem ser revistos os parâmetros de um determinado período de regulação no decorrer do referido período.
4. A duração dos períodos de regulação seguintes é fixada pela Entidade Reguladora do Sector ouvido o Conselho Tarifário.

Artigo 67.º (Actividades da Entidade Concessionária da RNT)

As atribuições da empresa concessionária da RNT, ao abrigo do presente Regulamento, são exercidas pela Rede Nacional de Transporte de Electricidade, Empresa Pública (RNT - E.P.), nos termos do n.º 4 do artigo 9.º da Lei Geral de Electricidade.

Artigo 68.º (Arbitragem)

Enquanto os centros de arbitragem referidos no artigo 62.º do presente Regulamento não forem criados, a promoção do recurso ao processo de arbitragem voluntária faz-se nos termos da Lei n.º 16/03, de 25 de Julho.

Artigo 69.º (Revisão do Regulamento)

Compete ao Conselho Tarifário a apresentação das propostas de revisão do presente Regulamento. O Presidente da República, JOÃO MANUEL GONÇALVES LOURENÇO.

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