VOTO PROCESSOS: 48500.000936/2012-78 e 48500.001450/2012-57. INTERESSADO: Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - Sulgipe. RELATOR: Diretor Romeu Donizete Rufino. RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica – SRE e Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD. ASSUNTO: Abertura de Audiência Pública com vistas a colher subsídios e informações para aprimoramento da proposta referente à Terceira Revisão Tarifária Periódica da Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - Sulgipe, a vigorar a partir de 14 de dezembro de 2012, bem como para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da referida concessionária para o período de 2013 a 2016. I – RELATÓRIO O Contrato de Concessão n. 091/1999, que regula a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica na área de concessão da Sulgipe, define a data de 14 de dezembro de 2012 para a realização da terceira revisão tarifária periódica. 2. As metodologias aplicáveis ao 3CRTP são definidas nos Módulos 2 e 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET, que tratam, respectivamente, do cálculo da revisão tarifária e da estrutura tarifária aplicável. 3. Por sua vez, os procedimentos para definição dos limites de continuidade dos indicadores coletivos DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras das distribuidoras de energia elétrica estão estabelecidos no Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição – PRODIST. 4. Em 4 de junho de 2012, a SRD encaminhou1 à Sulgipe a proposta preliminar dos limites para os indicadores DEC e FEC para o período de 2013 a 2016, a qual apresentou2 suas considerações em 10 de julho de 2012. 5. Em 5 de junho de 2012, a SRE solicitou3 à Concessionária as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária, as quais foram encaminhadas4 em 21 de maio de 2012.

1 Ofício n. 0222/2012-SRD/ANEEL. 2 Correspondência DS n. 542/2012. 3 Ofício n. 089/2011-SRE/ANEEL. 4 Carta DS n. 537/2012.

6. A proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à Sulgipe em 21 de agosto de 2012 e a seu Conselho de Consumidores no dia 22 de agosto de 2012, os quais encaminharam suas contribuições em 29 e 28 de junho de 2012, respectivamente. 7. Em 4 de setembro de 2012, a SRD consolidou5 a proposta preliminar de limites de DEC e FEC, para o período de 2013 a 2016. 8. Em 5 de setembro de 2012, a SRE apresentou6 a proposta de revisão tarifária da Sulgipe a ser submetida à Audiência Pública. 9. É o relatório. II – FUNDAMENTAÇÃO DA PROPOSTA DE REVISÃO TARIFÁRIA II.1. Reposicionamento Tarifário e efeito médio para os consumidores cativos

10. Conforme detalhado na Nota Técnica n. 308/2012-SRE/ANEEL, a revisão tarifária da Sulgipe conduz a um efeito tarifário médio para os consumidores cativos da distribuidora de 0,94% em 14 de dezembro de 2012. 11. O reposicionamento tarifário calculado foi de 4,31%. Ao reposicionamento foram adicionados os componentes financeiros7, que correspondem a 2,45%, e foram subtraídos os componentes financeiros incluídos no reajuste tarifário anterior, correspondentes a 5,82%. Essas movimentações tarifárias combinadas resultam no efeito médio percebido pelos consumidores de 0,94% [4,31% + 2,45% - 5,82%]. 12. O gráfico a seguir demonstra com maior clareza o cálculo do efeito médio para os consumidores em função da revisão tarifária.

5 Nota Técnica n. 0133/2012-SRD/ANEEL. 6 Nota Técnica n. 308/2012-SRE/ANEEL. 7 Os componentes financeiros considerados em um determinado cálculo tarifário “permanecem” nas tarifas pelo período de um ano, portanto, a cada processo de reajuste ocorre a “saída” de um conjunto de componentes financeiros e a “entrada” de outro conjunto com valores diferentes.

Figura 1 - Efeito médio percebido pelos consumidores

13. A tabela a seguir sintetiza o efeito médio por Subgrupo/Grupo tarifário.

Tabela 1 - Efeito médio por Subgrupo Tarifário

Subgrupo/Classe Efeito Médio

(%)

Efeito médio para o Grupo A ( 2,3 kV) -2,98%

A3 (69 kV) -16,31%

A4 (2,4 a 25 kV) 5,58%

Efeito médio para o Grupo B (≤ 2,3 kV) 3,26%

B1 (Baixa Tensão – Residencial e Baixa Renda) 1,49%

B2 (Baixa Tensão - Rural) 6,49%

B3 (Baixa Tensão – Demais Classes) 6,44%

B4 (Baixa Tensão – Iluminação Pública) 6,49%

Efeito médio total 0,94%

14. O maior aumento tarifário percebido pelos Subgrupos B2, B3 e B4 em relação ao B1 se deve à alteração da relatividade das tarifas dessas classes em relação ao residencial conforme estabelece o Submódulo 7.3 do PRORET. Porém, os valores ali definidos, se aplicados sem nenhuma transição, implicariam em maior aumento tarifário para tais subgrupos (B2, B3 e B4). Assim, o resultado aqui apresentado considera um avanço inicial, de maneira a mitigar o impacto percebido se a convergência tarifária fosse feita de forma imediata e integral. Portanto, para cada subgrupo tarifário (B2, B3 e B4) propõe-se valores intermediários entre o patamar vigente e aqueles definidos no referido submódulo, conforme quadro abaixo, de modo que o próximo passo poderá ser dado nos processos tarifários seguintes, observando os critérios de conveniência, oportunidade e modicidade tarifária.

Tabela 2 – Tarifas e Equalização

Relação das tarifas dos subgrupos B com a B1 -Residencial

Vigente Transição

Proposta do Submódulo 7.3

B2 - Rural 59,77% 62,71% 70,00%

B3 - Demais classes 95,35% 100,00% 100,00%

B4a - Iluminação Pública 49,12% 51,54% 55,00%

B4b - Iluminação Pública 53,91% 56,54% 60,00%

15. A tabela a seguir apresenta os valores de cada um dos itens da receita verificada, da receita requerida na revisão tarifária, o impacto de cada componente no reposicionamento, bem como a participação percentual de cada item na receita requerida.

Tabela 3 - Revisão Tarifária da Sulgipe

Descrição

Receita

Último IRT

(R$ mil)

Receita

Verificada

(R$ mil)

Receita

Requerida

(R$ mil)

Variação

(%)

Impacto

Revisão

Tarifária (%)

Part Receita

Reajuste (%)

Part Receita

Revisão (%)

1. Parcela A (1.1 + 1.2 + 1.3) 51.711 56.303 58.365 3,66% 2,10% 57,23% 57,56%

1.1 Encargos Setoriais 8.038 8.751 6.937 -20,73% -1,84% 8,90% 6,84%

Reserva Global de Reversão – RGR 1.264 1.376 1.264 -8,16% -0,11% 1,40% 1,25%

Conta de Consumo de Comb. – CCC 3.743 4.075 2.291 -43,78% -1,81% 4,14% 2,26%

Taxa de Fisc. de Serv. de E.E. – TFSEE 177 192 244 26,72% 0,05% 0,20% 0,24%

Conta de Desenv. Energético – CDE 633 689 719 4,40% 0,03% 0,70% 0,71%

PROINFA 1.094 1.191 1.405 18,00% 0,22% 1,21% 1,39%

P&D (Eficiência Energética) 1.128 1.228 1.014 -17,42% -0,22% 1,25% 1,00%

1.2 Transmissão 7.188 7.827 8.240 5,28% 0,42% 7,96% 8,13%

Rede Básica 1.517 1.652 1.818 10,08% 0,17% 1,68% 1,79%

Rede Básica Fronteira 1.149 1.251 989 -20,98% -0,27% 1,27% 0,98%

Conexão 56 61 60 -1,29% 0,00% 0,06% 0,06%

CUSD 4.466 4.862 5.372 10,49% 0,52% 4,94% 5,30%

1.3 Compra energia 36.485 39.725 43.188 8,72% 3,52% 40,38% 42,59%

Contratos Bilateriais 36.485 39.725 43.188 8,72% 3,52% 40,38% 42,59%

2. Parcela B (2.1 + 2.2 + 2.3 + 2.4 + 2.5 + 2.6) 38.644 42.076 43.038 2,29% 0,98% 42,77% 42,44%

2.1 Custos Operacionais 25.784 28.074 30.572 8,90% 2,54% 28,54% 30,15%

2.2 Anuidades 3.251 3.540 3.527 -0,38% -0,01% 3,60% 3,48%

2.3 Remuneração 5.380 5.858 4.064 -30,63% -1,82% 5,95% 4,01%

2.4 Depreciação 4.149 4.518 4.901 8,48% 0,39% 4,59% 4,83%

2.5 Receitas Irrecuperáveis 221 241 140 -41,82% -0,10% 0,24% 0,14%

2.6 Outras Receitas -142 -154 -165 7,37% -0,01% -0,16% -0,16%

3. Parcela A + Parcela B (1+2) 90.355 98.380 101.403 3,07% 3,07% 100,00% 100,00%

4. Alocação de subsídios na tarifa econômica -1.170 0 1,24%

5. Reposicionamento Econômico (3+4) 97.210 101.403 4,31% 4,31%

6. Componentes Financeiros 2.528 2,45%

7. Financeiros Retirados do IRT anterior -5,82%

8. Efeito médio p/ consumidor (5+6+7) 0,94%

16. Verifica-se pela Tabela anterior que o reposicionamento tarifário de 4,31% é composto por um impacto positivo de 2,10% em razão do crescimento dos itens de Parcela A, de 0,98% em função do aumento da Parcela B e, ainda, pelo acréscimo de 1,24% devido ao impacto da consideração da compensação de subsídios tarifários na estrutura tarifária econômica, que no reajuste anterior compunham os componentes financeiros. Contribuíram ainda para o efeito para o consumidor o fato dos componentes financeiros da revisão terem valor inferior à retirada dos componentes financeiros considerados no reajuste anterior.

II.1.1. Parcela A 17. No que tange aos Encargos Setoriais, merece destaque a redução da quota anual de CCC, em decorrência do custo unitário proposto para o exercício de 2012, de R$ 7,75 por MWh, ser inferior ao custo unitário utilizado em 2011, de R$ 15,00 por MWh. 18. Ainda no tocante à variação nos custos da Parcela A, cumpre ressaltar a variação nos custos de compra de energia e CUSD, que correspondem a um acréscimo de 3,52% e 0,52% no IRT, respectivamente, devido, essencialmente, ao acréscimo das tarifas de suprimento da Energisa Sergipe, homologadas pela Resolução n. 1.278/2012, bem como dos montantes contratados. A Tabela abaixo detalha a variação dos montantes e preços contratados de energia em relação ao último reajuste tarifário.

Tabela 4 - Contratos de Energia

19. Cabe destacar também que houve redução do nível regulatório de perdas em razão da distribuidora ter reduzido ao longo do ciclo seu nível de perdas além do referencial fixado no segundo ciclo, o que contribui para a redução do valor do reposicionamento tarifário. II.1.2. Parcela B 20. A Parcela B é o objeto central de revisões tarifárias periódicas e compreende o custo de administração, operação e manutenção e o custo anual dos ativos. Desde a segunda revisão tarifária, o crescimento da Parcela B foi de 40,8%, resultado alcançado pelo efeito combinado das variações de 29,3% relativa ao crescimento de mercado, de 14,1% referente à atualização monetária (IGP-M - Fator X) e de -4,5% decorrente de alterações na estrutura de mercado e da fórmula paramétrica. 21. As variações na estrutura de mercado e fórmula paramétrica fizeram com que o crescimento da Parcela B fosse menor que a variação do mercado e do IGP-M deduzido do Fator X. Por consequência, isolando o efeito da atualização monetária, a Parcela B cresceu menos que o crescimento ponderado de redes, consumidores e mercado, que são utilizados para a atualização dos custos operacionais definidos no segundo ciclo. 22. Outro ponto que contribui para o incremento dos custos operacionais é a atualização de preços. Enquanto os valores considerados nas tarifas foram atualizados pelo IGP-M até o último reajuste tarifário, os valores da revisão são atualizados por um mix de IGPM e IPCA até a data da revisão.

23. No sentido oposto, a produtividade considerada na atualização dos custos operacionais do segundo ciclo foi maior que o Fator X considerado nos reajustes tarifários, o que contribui para a redução dos custos operacionais regulatórios estabelecidos nesta revisão. 24. Esses efeitos combinados explicam o impacto dos custos operacionais no reposicionamento tarifário de 2,54%. O gráfico abaixo permite observar a diferença entre os custos operacionais definidos no 3CRTP e os custos operacionais existentes atualmente na tarifa da Sulgipe.

Figura 2 - Custos Operacionais 25. É importante também destacar que, a partir do terceiro ciclo de revisões tarifárias, definiu-se que seria considerado no cálculo da taxa de remuneração regulatória o Benefício Fiscal concedido às concessionárias que atuam nas áreas da SUDAM e SUDENE, dentre elas a Sulgipe. Essa consideração acentuaria a redução da taxa de remuneração na presente revisão tarifária. No entanto, há decisão judicial no sentido de impedir que a ANEEL reverta tal benefício fiscal em prol da modicidade tarifária, o que faz com que a taxa de remuneração para a Sulgipe passe de 10,19% para 11,36%. Com isso, o reposicionamento tarifário que seria de 3,72%, foi de 4,31%, o que representa o pagamento de um montante adicional de R$ 576 mil por ano nas tarifas de energia elétrica. 26. Os gráficos a seguir apresentam a participação de cada segmento de custo na composição da receita da distribuidora (sem e com tributos), ou seja, a proporção da fatura de energia elétrica que se destina (i) às atividades de geração (compra de energia), transmissão e distribuição, incluindo os custos de operação e manutenção (O&M), a depreciação dos ativos e a remuneração do capital investido; (ii) ao pagamento dos encargos setoriais8 e tributos9:

8 No primeiro gráfico, destaque especial é dado à participação, em pontos percentuais, dos principais encargos setoriais cobrados dos consumidores finais de energia elétrica e repassados pela concessionária aos seus destinatários.

9 Na construção do segundo gráfico, foram considerados apenas os tributos incidentes diretamente sobre o valor faturado pela concessionária, tendo sido utilizadas as alíquotas médias de ICMS e PIS/COFINS informadas pela distribuidora no Sistema de Acompanhamento de Mercado da ANEEL. Estes dados serão validados pela fiscalização.

Figura 3 - Composição da Receita sem Tributos

Figura 4 - Composição da Receita sem Tributos II.1.3. Componentes financeiros 27. A tabela a seguir resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da Sulgipe. Dentre os valores negativos destaca-se a Neutralidade dos Encargos Setoriais.

Tabela 5 - Componentes Financeiros

28. Dentre os componentes financeiros com valor positivo, destaca-se o déficit do Programa Luz pra Todos – PLpT. A concessionária apurou o déficit acumulado desde a última revisão tarifária no valor de R$ 7.262.764,34. No entanto, em sua fórmula de cálculo, a SULGIPE não considerou a metodologia e critérios definidos na Resolução n. 294/2007, portanto, provisoriamente, até que sejam recebidas todas as informações necessárias para o cálculo do déficit, será utilizada a média dos valores já considerados nos últimos reajustes, de R$ 1.081.136,05. 29. Além disso, a Resolução n. 1.239/2011, que homologou as tarifas em 2011, estabeleceu o valor de R$ 1.309.245,05 que deveria ser repassado pela Sulgipe à CHESF, em razão dos encargos setoriais ESS/EER de responsabilidade da Sulgipe que vinham sendo pagos pela CHESF junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica- CCEE. No último reajuste tarifário, do montante total foram considerados apenas R$ 436.415,02, sendo que o saldo remanescente seria incluído no próximo cálculo tarifário da concessionária. Esse valor, devidamente atualizado pelo IGP-M, é igual a R$ 938.064,46 . 30. Já os valores pagos após o último reajuste resultam, provisoriamente, em R$ 266.925,53 , e serão devidamente fiscalizados pela ANEEL. 31. Finalmente, ressalte-se que os subsídios tarifários também passam a ser compensados na própria estrutura tarifária, não sendo mais necessário considerar como componente financeiro a previsão de subsídio para os próximos doze meses. Assim, os valores constantes da tabela tratam-se, simplesmente do ajuste entre os montantes efetivamente apurados no período de referência e a previsão feita no reajuste anterior. II.1.4. Fator X 32. Dois componentes do Fator X são definidos no momento da revisão tarifária: o componente que trata dos Ganhos de Produtividade da Atividade de Distribuição (Pd) e o Componente de Trajetória de Eficiência dos Custos Operacionais (T). 33. O Componente Pd tem por objetivo estimar os ganhos potenciais de produtividade de uma distribuidora em função da produtividade média do setor, do crescimento do mercado e do número de

unidades consumidoras da própria empresa. Na revisão tarifária da Sulgipe o valor do Componente Pd é de 1,60%. 34. O Componente T do Fator X tem por objetivo estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais regulatórios. Essencialmente, trata-se de uma transição entre metodologias diferentes para a definição de custos operacionais eficientes. O valor do componente T a ser considerado nos reajustes subsequentes da Sulgipe é de 0,57%, o que quer dizer que a cada reajuste tarifário a Parcela B da Sulgipe será reduzida para que o valor regulatório de custos operacionais convirja para o valor indicado pelo método de benchmarking. 35. A partir do reajuste de 2013 da Sulgipe será ainda apurado o Componente Q do Fator X, que tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras, alterando as tarifas para mais ou para menos de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade DEC e FEC. 36. Dessa forma, o valor de Fator X a ser considerado nos reajustes da Sulgipe até a próxima revisão tarifária seria de 2,17%, ainda devendo ser somado o Componente Q definido em cada processo de reajuste. DOS LIMITES PARA OS INDICADORES DEC E FEC II.2 Proposta de Limites de DEC e FEC 37. A proposta inicial de limites para os indicadores DEC e FEC enviados à Sulgipe pela ANEEL é apresentada na Tabela abaixo.

Tabela 6 – Proposta de limites apresentada para a Sulgipe.

Código Conjunto de Unidades

Consumidoras

DEC (Horas) FEC (Nº de Interrupções) Nº de UC's 2013 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016

12730 Convento 23 22 21 21 13 12 11 10 9.805

12733 Estância 15 15 15 14 13 12 11 10 33.966

12734 Itabaianinha 18 18 18 18 16 15 13 12 27.118

12737 Saquinho 23 22 21 20 14 13 12 11 26.198

12743 Tomar do Gerú 22 21 20 20 14 13 12 11 23.804

38. Em resposta, a Sulgipe apresentou duas contrapropostas de limites de DEC e FEC. A primeira está fundamentada na criação de um novo conjunto denominado Arauá, uma vez que a construção da Subestação de Arauá, com previsão de entrada em operação a plena carga em novembro de 2012, acarretará mudanças nos conjuntos Estância e Itabaianinha. A segunda proposta considera apenas os conjuntos vigentes, sem a criação do conjunto proposto, com pequenas alterações nos limites indicados. 39. Conforme análise da SRD, a proposta de criação desse novo conjunto está aderente ao que dispõe o Prodist, merecendo ser acolhida. Assim, será considerada para fins de análise a primeira proposta

apresentada pela Sulgipe, ilustrada na Tabela apresentada a seguir. Os campos destacados em verde indicam redução em relação dos limites em relação ao proposto pela ANEEL e o campo em amarelo significa aumento.

Tabela 7 – Contraproposta de limites apresentada pela Sulgipe.

Código Conjunto de Unidades

Consumidoras

DEC (Horas) FEC (Nº de Interrupções) Nº de UC's* 2013 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016

12730 Convento 23 21 20 20 13 12 11 11 9.805

- Estância 15 15 15 15 13 12 11 10 33.287

- Itabaianinha 18 18 18 18 16 15 13 12 16.000

12737 Saquinho 22 22 21 19 14 13 12 11 26.198

12743 Tomar do Gerú 22 21 20 20 14 13 12 11 23.804

- Arauá 18 18 18 17 16 15 13 11 11.798 * Distribuição estimada em função dos percentuais informados de migração de unidade consumidoras dos conjuntos Estância (2%) e Itabaianinha (41%) para o novo conjunto Arauá.

40. A SRD considerou que a proposta da distribuidora para o novo conjunto Arauá merece ser acolhida, uma vez que os limites propostos estão aderentes ao dos conjuntos que o antecederam. Quanto aos demais conjuntos, a SRD entende não haver motivos para alterações nos limites já propostos pela ANEEL, visto que não houve apresentação de justificativas técnicas para tais alterações. 41. Concordo com a posição da SRD no que diz respeito à proposta de aumento do valor dos limites quando não justificativas técnicas para tanto. Entretanto, se a própria empresa verificou a viabilidade de se reduzir os limites propostos, tal alteração deve ser acatada. Assim, os valores finais propostos são os relacionados na Tabela abaixo.

Tabela 8 – Proposta final de limites de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras da Sulgipe.

Código Conjunto de Unidades

Consumidoras

DEC (Horas) FEC (Nº de Interrupções)

2013 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016

12730 Convento 23 21 20 20 13 12 11 10

- Estância 15 15 15 15 13 12 11 10

- Itabaianinha 18 18 18 18 16 15 13 12

12737 Saquinho 22 22 21 19 14 13 12 11

12743 Tomar do Gerú 22 21 20 20 14 13 12 11

- Arauá 18 18 18 17 16 15 13 11

42. Nas Figuras a seguir são apresentados os históricos de apuração global e os limites propostos para os indicadores DEC e FEC da Sulgipe, respectivamente. Observo que a distribuidora possui apuração inferior aos limites globais.

21,52

17,6

13,76

15,45

28,95

26,52

23,94

21,77

19,43

19,23 18,8718,38

17,85

0

5

10

15

20

25

30

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

DEC

(h

ora

s)

DEC Apurado DEC Limite Proposta AP

Figura 6 – Histórico de apuração e limites do indicador DEC global da Sulgipe.

17,63

18,82

12,81

14,26

24,6

22,05

19,25

16,69

14,72

14,10

13,10

11,87

10,78

0

5

10

15

20

25

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

FEC

(in

terr

up

çõe

s)

FEC Apurado FEC Limite Proposta AP

Figura 7 – Histórico de apuração e limites do indicador FEC global da Sulgipe.

III – DIREITO 43. A presente decisão tem amparo legal considerando (i) o art. 3° da Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com alterações dadas pela Lei n. 10.848, de 15 de março de 2004, e a explícita remissão ao art. 29 da Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, em especial ao inciso V deste; (ii) o art. 21 do Anexo I do Decreto n. 2.335, de 6 de outubro de 1997; (iii) a Cláusula Sétima do Contrato de Concessão n. 091/1999; (iv) o art. 6º da Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995; (v) o art. 2º da Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996; (vi) o art. 25 da Lei n. 9.074, de 7 de julho de 1995; (vii) a Resolução ANEEL n. 395, de 15 de dezembro de 2009; e (viii) o Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST. IV – DISPOSITIVO 44. Com base no exposto e do que consta dos Processos n. 48500.000936/2012-78 e 48500.001450/2012-57, voto pela abertura de Audiência Pública, no período de 17 de setembro a 19 de outubro de 2012, com seção presencial a ser realizada no dia 4 de outubro de 2012 na cidade de Estância/SE, com vistas a obter subsídios e informações adicionais para (i) o aprimoramento da proposta referente à Terceira Revisão Tarifária Periódica da Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - Sulgipe, a vigorar a partir de 14 de dezembro de 2012, bem como para (ii) o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da referida concessionária, para o período de 2013 a 2016.

Brasília, de setembro de 2012.

ROMEU DONIZETE RUFINO Diretor