VOTO. RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação Econômica SRE e Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição - SRD.

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1 VOTO PROCESSO: / e / INTERESSADO: Elektro Eletricidade e Serviços S/A ELEKTRO. RELATOR: Diretor Edvaldo Alves de Santana. 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 Elektro Eletricidade e Serviços S/A - ELEKTRO, bem como para o estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade de Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DEC e de Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora FEC dos conjuntos da referida concessionária, para o período de 2013 a I. RELATÓRIO O Contrato de Concessão nº 187/98 definiu a data de 27/8/2011 para a realização da terceira revisão tarifária periódica da Elektro Eletricidade e Serviços S/A - ELEKTRO. 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. Tais módulos foram aprovados por meio das Resoluções Normativas 457/2011 e 464/ 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. Devido à extensão das discussões relativas às metodologias para o 3CRTP, não houve tempo hábil para se proceder à revisão tarifária da ELEKTRO na data definida no Contrato de Concessão. De acordo com a disciplina definida pela Resolução Normativa (REN) 433/2011, que veio a ser substituída pela REN 471/2011, as tarifas vigentes à época foram prorrogadas, não tendo o consumidor percebido qualquer movimentação tarifária naquela oportunidade. A variação de receita decorrente do produto do mercado de referência do reajuste tarifário de 2012 pela diferença entre as tarifas efetivamente aplicadas no período de vigência da revisão tarifária e as definidas na homologação dos resultados definitivos, será equacionada e considerada como componente financeiro nos reajustes seguintes sendo, portanto, a postergação da revisão tarifária neutra para concessionária e consumidores. 5. Em 31/1/2012, por meio do Ofício nº 0054/2012-SRD/ANEEL, a SRD apresentou à ELEKTRO proposta preliminar de limites para os indicadores DEC e FEC. Em 8/3/2012 foi realizada na SRD reunião prevista no cronograma do processo, na qual a ELEKTRO apresentou suas considerações em relação à proposta. Em 19/3/2012, por meio da Correspondência nº CT/R/059/2012, a ELEKTRO apresentou sua manifestação com sua contraproposta de limites de DEC e FEC.

2 6. Em 19/3/2012, a Concessionária encaminhou as informações iniciais para subsidiar o cálculo da revisão tarifária (Carta CT/R/055/2012-ELEKTRO). 7. Em 17/4/2012 a proposta preliminar da revisão tarifária foi encaminhada à ELEKTRO e ao Conselho de Consumidores da ELEKTRO. Em 24/4/2012 ambos trouxeram suas contribuições à proposta preliminar, que foram avaliadas e, quando pertinente, incorporadas à Nota Técnica nº 109/2012- SRE/ANEEL, de 2/5/2012, que detalha a proposta de revisão tarifária da ELEKTRO a ser submetida à Audiência Pública. 8. A SRD, por meio da Nota Técnica nº 0061/2012-SRD/ANEEL, de 30/4/2012, analisou a manifestação da ELEKTRO e consolidou a proposta preliminar de limites de DEC e FEC, para o período de 2013 a 2015, para ser submetida à Audiência Pública. 9. É o relatório. II. II.1. FUNDAMENTAÇÃO Resultados relevantes 10. A revisão tarifária periódica das distribuidoras consiste, essencialmente, no cálculo do Fator X, conforme determina a Subcláusula Oitava da Cláusula Oitva do Contrato de Concessão nº 187/98, e, adicionalmente, do Reposicionamento Tarifário (RT). 11. O valor do Fator X a ser considerado nos reajustes da ELEKTRO até a próxima revisão tarifária é de 3,33%, ainda devendo ser somado o Componente Q definido em cada processo de reajuste, conforme explicado mais adiante. 12. Conforme detalhado na Nota Técnica nº 109/2012-SRE/ANEEL, a revisão tarifária da ELEKTRO conduzirá a um efeito tarifário médio para os consumidores de -6,20%. 13. O reposicionamento tarifário calculado foi de -2,53%. Como, no processo de revisão, também são realizadas diversas etapas do processo de reajuste, ao reposicionamento tarifário, de -2,53%, foram adicionados os componentes financeiros 1, que correspondem a 0,15%. Foram então subtraídos os componentes financeiros incluídos no reajuste tarifário anterior, correspondentes a 3,82% da receita. Essas movimentações tarifárias combinadas resultam no efeito médio percebido pelos consumidores: [-2,53% + 0,15% -3,82% = -6,20%]. O gráfico a seguir mostra com maior clareza o cálculo do efeito médio para os consumidores em função da revisão tarifária. 1 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.

3 Tarifa Tarifa Financeiros 3,82% Efeito Consumidor: --6,20% Reposicionamento: -2,53% Financeiros - 0,15% Econômico = Parcela A + Parcela B Econômico = Parcela A + Parcela B Último Reajuste Revisão Tarifária 14. A tabela a seguir sintetiza o efeito médio por Subgrupo/Classe tarifária. Tabela 1 Efeito médio por Subgrupo Tarifário Subgrupo/Classe Efeito Médio (%) A2 (88 a 138 kv) -17,76% A3 (69 kv) -8,34% A3a (30 a 44 kv) -2,13% A4 (2,4 a 25 kv) -3,00% B1 (Baixa Tensão Residencial e Baixa Renda) -7,78% B2 (Baixa Tensão - Rural) -2,04% B3 (Baixa Tensão Demais Classes) -1,86% B4 (Baixa Tensão Iluminação Pública) -3,80% Média -6,20% 15. Os Subgrupos B2 e B3 irão sentir queda menor devido à alteração da forma de cálculo da tarifa da classe rural baixa tensão e demais classes que, a partir da publicação do Submódulo 7.3 do PRORET, passam a ter como meta 70% e 100% da tarifa do consumidor residencial respectivamente. Com o objetivo de mitigar um maior impacto na classe rural baixa tensão foi considerado o percentual de 62,56% da tarifa residencial B1, ao invés dos 58,90% que vigoravam anteriormente. Essa alteração representa um terço em direção à meta de 70%. Em relação ao B3 (Demais classes) foi considerado a meta final de 100% da tarifa do consumidor residencial. O mesmo submódulo dispõe, ainda, que a equalização da tarifa do B2 em 70% da tarifa residencial será aplicada à classe Rural baixa tensão em todas as concessionárias do país. A forma da transição do patamar vigente para o de 70% deve ser discutida em cada processo tarifário e é, portanto, objeto da Audiência Pública da revisão da ELEKTRO.

4 II.2. Fator X 16. O Fator X corresponde a um valor a ser subtraído ou acrescido da variação do IGPM, que serve para atualizar a Parcela B, quando da execução dos reajustes tarifários anuais entre revisões periódicas, com vistas a compartilhar com os consumidores os ganhos de produtividade estimados para o período. 17. Neste terceiro ciclo de revisões, 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). 18. 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 ELEKTRO, o valor do Componente Pd é de 1,33%. 19. 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 ELEKTRO é de 2,00%, o que quer dizer que a cada reajuste tarifário a Parcela B da ELEKTRO será reduzida para que o valor regulatório de custos operacionais convirja para o valor indicado pelo método de benchmarking. 20. A partir do reajuste de 2013 da ELEKTRO, será ainda apurado o Componente Q do Fator X, que tem por finalidade incentivar a melhoria da qualidade, alterando as tarifas para mais ou para menos, de acordo com o comportamento de indicadores de qualidade DEC e FEC. 21. Dessa forma, o valor de Fator X a ser considerado nos reajustes da ELEKTRO até a próxima revisão tarifária seria de 3,33%, ainda devendo ser somado o Componente Q definido em cada processo de reajuste. II.3. Reposicionamento tarifário (RT) equilíbrio econômico-financeiro 22. O RT envolve a redefinição das tarifas em nível compatível com o equilíbrio econômicofinanceiro do contrato de concessão. No RT, o reequilíbrio econômico-financeiro da concessão se dá por meio do ajuste das tarifas homologadas no último reajuste tarifário, para mais ou para menos, considerando a relação entre a receita requerida e a verificada. 23. A receita requerida corresponde à receita compatível com a cobertura dos custos operacionais eficientes e com o retorno adequado para o capital prudentemente investido. Tal receita é composta pela soma da Parcela A e Parcela B, conforme detalhado mais adiante. No caso, a receita requerida, composta conforme tabela abaixo, é menor do que a verificada, o que explica o reposicionamento tarifário de -2,53%. Na tabela abaixo são apresentados os valores de cada um dos itens de receita na revisão tarifária, o impacto de cada componente no reposicionamento tarifário, bem como a participação percentual na receita requerida.

5 Descrição Tabela 2 Revisão Tarifária da ELEKTRO Revisão (R$) Impacto na Revisão Tarifária (%) Part. Receita(%) 1. PARCELA A ( ) ,62% 69,96% 1.1 Encargos Setoriais ,21% 17,89% RGR ,06% 1,48% CCC ,62% 6,39% CFURH 0 0,00% 0,00% TFSEE ,04% 0,29% CDE ,48% 4,42% PROINFA ,01% 2,00% P&D (Eficiência Energética) ,08% 1,12% O N S 137 0,00% 0,00% ESS ,10% 2,20% 1.2 Transmissão ,85% 15,49% Rede Básica ,83% 7,14% Rede Básica Fronteira ,35% 5,09% Itaipu ,12% 1,38% Conexão ,12% 1,11% CUSD ,11% 0,65% Outros ,03% 0,11% 1.3 Compra energia ,56% 36,59% CCEAR Existente ,41% 18,74% CCEAR Nova ,85% 10,15% Contratos Bilateriais ,04% 0,34% Itaipu ,65% 7,36% Geração Própria 0 0,00% 0,00% Outros 0 0,00% 0,00% 2. PARCELA B ( ) ,15% 30,04% 2.1 Custos Operacionais + Anuidades ,49% 17,84% 2.2 Remuneração ,58% 6,52% 2.3 Depreciação ,95% 5,55% 2.4 Receitas Irrecuperáveis ,13% 0,64% 2.5 Outras Receitas ,01% -0,52% 3. Reposicionamento Econômico -2,53% 4. Componentes Financeiros ,15% 5. Reposicionamento com Financeiros -2,38% 6. Financeiros retirados do IRT anterior -3,82% 7. Efeito para Consumidor -6,20% 8. Receita Verificada O reposicionamento tarifário, de -2,53%, é composto por um impacto positivo de 4,62% em razão do crescimento dos itens de Parcela A e uma redução de -7,15% em função do decréscimo da Parcela B. II.3.1. Parcela A 25. A Parcela A compreende os custos relacionados às atividades de transmissão e geração de energia elétrica, inclusive geração própria, além dos encargos setoriais definidos em legislação específica, cujos montantes e preços, em certa medida, escapam à vontade ou gestão da distribuidora.

6 26. Merece destaque, no presente caso, a majoração da quota anual da RGR, devido, principalmente, à incorporação das parcelas referentes ao período de janeiro a julho de 2011, não consideradas no reajuste anterior, em face da previsão legal de extinção desse encargo em 12/2010, que não ocorreu por força do disposto no art. 16 da Medida Provisória nº 517/2010 2, que prorrogou a vigência desse encargo até Ainda no tocante à variação nos custos da Parcela A, cumpre ressaltar a elevação do custo com aquisição de energia elétrica, motivada pelo aumento da participação dos custos da energia nova no conjunto de contratos da distribuidora. A energia nova tem preço superior ao custo médio atual da energia comprada pela distribuidora. Apesar de o preço da energia nova ter tido variação negativa, conforme tabela abaixo, o que contribuiu para o aumento foi o volume total deste tipo de contratação na carteira da Distribuidora, que alterou de 15% para 20% do total contratado. No sentido contrário, a energia proveniente de ITAIPU contribuiu para redução no custo da energia, devido ao dólar da época de R$ 1,61 (dólar de agosto de 2011). Detalhe compra de energia Montante (MWh) R$/MWh Tipo de Contrato Último IRT Revisão Var (% ) Último IRT Revisão Var (% ) CCEAR Velha ,92% 81,97 87,86 7,18% CCEAR Nova ,32% 145,37 129,22-11,11% Bilaterais ,36% 151,63 163,10 7,57% Itaipu ,52% 93,10 86,00-7,63% Proinfa ,31% - - Geração Própria Outros - 0 TOTAL ,72% 92,01 93,93 2,09% 28. Destaca-se, também, que nos últimos processos tarifários, a CCC vem apresentando queda, devido ao novo valor por MWh. Entretanto, para a ELEKTRO, o cálculo foi feito considerando a data de agosto de 2011, o que explica o aumento. 29. Por outro lado, houve redução do nível regulatório de perdas, em razão de a distribuidora ter reduzido, ao longo do ciclo, seu nível de perdas além do referencial fixado no segundo ciclo. II.3.2. Parcela B 30. A Parcela B compreende os custos próprios da atividade de distribuição e de gestão comercial dos clientes, sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela concessionária. Aqui estão, por exemplo, os investimentos e a remuneração do capital investido. 31. A redução dos itens da Parcela B se deve, principalmente, aos efeitos (4,58 pontos percentuais) da redução da Taxa de Remuneração Regulatória (WACC) e da reversão para a modicidade tarifária dos ganhos de produtividade que a concessionária teve com relação aos custos operacionais (0,49 pontos percentuais). II.4. Componentes financeiros 32. A tabela a seguir resume os componentes financeiros considerados na revisão tarifária da ELEKTRO. Entre os valores negativos destacam-se a Neutralidade dos Encargos Setoriais e o Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradores/DIT Res 497/2007. Dentre os positivos destacam-se os subsídios, em razão, basicamente, do crescimento expressivo destas classes na área de concessão da 2 De que resultou o art. 20 da Lei n , de 27 de junho de 2011.

7 ELEKTRO e os custos com a implantação do Manual de Controle Patrimonial. Quanto a este último item, tendo em vista o disposto no art. 3º da REN 367/2009, o valor proposto pela ELEKTRO foi de R$ ,00. Entretanto, entendo que tal valor, comparativamente com outras empresas até de maior porte, está muito elevado. Assim, o valor provisoriamente considerado foi de R$ ,00, até que valor regulatório seja definido pela ANEEL. Tomei como base o valor definido e fiscalizado para a Eletropaulo. Tal procedimento não causará prejuízo ao processo, uma vez tratar-se de componente financeiro. Tabela 3 Componentes Financeiros Descrição Valor (R$) CVA em processamento CVA Saldo a compensar Neutralidade encargos setoriais Subsídio - Irrigação e Aquicultura - Res 207/2006 (apurado - reversão ano anterior) Subsídio - Consumidor Livre Fonte Incentivada TUSD - Res 77/ Subsídio - Geração Fonte Incentivada TUSD G - Res 77/ Subsídio TUSDccc, cde, proinfa - APE/PIE - Res. 166/ Subsídio - Baixa Renda Subsídio - Cooperativa Sobrecontratação de energia REN n 255/2007 (Apurado + Previsão - Reversão) Exposição CCEAR entre Submercados Parcela de Ajuste RB Fronteira Ajuste Financeiro ref. concatenação dos CUSDs Parcela de Ajuste de Conexão/DIT Ajuste Financeiro referente à TUSD-G Geradoras/DIT's - Res 497/ Déficit - Programa Luz Para Todos Implantação do Manual de Controle Patrimonial - MCPSE Total Em relação ao Passivo TUSD-G Geradoras/DIT, foi considerado o pagamento das últimas parcelas da parte incontroversa. No entanto, cabe destacar que a parcela de 43,58% não pagos pela Duke continua sendo objeto de disputa judicial e não foi considerada neste cálculo tarifário. 34. Com relação ao déficit do PLpT, vale ressaltar que a última oportunidade que o mesmo será considerado como componente financeiro é a revisão tarifária do terceiro ciclo. 35. 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 12 meses. Os valores constantes da tabela tratam-se, portanto, simplesmente do ajuste entre os montantes efetivamente apurados no período de referência e a previsão feita no reajuste anterior. II.5. Gráficos 36. 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 setoriais 3 e tributos 4 : 3 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.

8 Custo de Energia 36,4% Composição da Receita sem Tributos Custo de Transmissão 15,4% RGR 1,5% Outra 17,8% CCC 6,4% TFSEE 0,3% CDE 4,4% Custo de Distribuição 30,4% Composição da Receita com Tributos ESS/EER 2,2% PROINFA 2,0% P&D 1,1% Custo de Transmissão 11,6% Encargos Setoriais 13,4% Custo de Energia 27,4% Outra 24,7% Custo de Distribuição 22,9% ICMS 18,1% PIS/COFINS 6,6% II.6. Efeitos da revisão tarifária nos reajustes subsequentes 37. Embora processada em atraso, a revisão tarifária da ELEKTRO tem vigência desde a data prevista no Contrato de Concessão, 27/8/2011. Com o objetivo de tornar neutra a postergação da revisão tarifária, será apurado um componente financeiro a partir da diferença entre as tarifas prorrogadas (que foram aplicadas) e aquelas definidas na revisão tarifária (que deveriam ter sido aplicadas), vezes o mercado de referência do reajuste tarifário de O cálculo do componente financeiro deve-se dar a partir das tarifas de Anexo I, ou seja, considerando tanto os itens econômicos da receita quanto os componentes financeiros. Como os efeitos da revisão tarifária não são uniformes, ou seja, variam de acordo com a modalidade tarifária em que o consumidor é enquadrado, a bolha financeira foi calculada por modalidade tarifária e subgrupo, tornando o ajuste mais preciso. 4 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.

9 39. Outra questão relevante é em que momento deve o componente financeiro ser compensado nas tarifas finais dos consumidores. A consideração de todo o componente financeiro em um único ano pode trazer elevada redução tarifária, resultante da consideração de um componente financeiro negativo da ordem 6% da receita da distribuidora. No ano seguinte, a retirada de tal financeiro traz, por si só, uma elevação tarifária dessa magnitude sobre a qual ainda incidirá o reajuste tarifário anual. O efeito seria uma tarifa com fortes oscilações, o que distorce a percepção dos consumidores quanto ao preço real do serviço de energia elétrica, prejudicando a previsibilidade quanto às despesas com energia elétrica. 40. A fim de evitar tal efeito, a sugestão da SER, com a qual concordei, é que o valor financeiro seja considerado de forma progressiva nos reajustes subsequentes da ELEKTRO, o que resultaria em reajustes tarifários menores, amortecidos por haver um montante financeiro mais negativo a cada ano, sendo considerado nas tarifas. II.7 II.7.1 Proposta de Limites para os Indicadores DEC e FEC Análise das Contribuições da Distribuidora 41. A proposta de limites para os indicadores de qualidade para os conjuntos da ELEKTRO foi obtida pela aplicação da metodologia comparativa (fundamentado em modelo matemático), conforme descrito na Nota Técnica nº 0061/2012-SRD/ANEEL. Os valores a serem submetidos à Audiência Pública consideram também a manifestação da Distribuidora. 42. A ELEKTRO solicitou a criação de um conjunto de unidades consumidoras, denominado ATIBAIA TRÊS, cujos antecessores são ATIBAIA e MAIRIPORA. A criação de tal conjunto se justifica pela instalação de nova subestação na área de concessão da ELEKTRO. A SRD acatou a reconfiguração do conjunto proposta pela ELEKTRO, uma vez que a mesma estava em acordo com os critérios de formação de conjuntos definidos no PRODIST. 43. Quanto aos demais conjuntos, a ELEKTRO solicitou elevação dos limites de DEC. A ELEKTRO apresentou contribuição que aborda a dificuldade de acesso, áreas com baixa densidade de unidades consumidoras e condições climáticas adversas. Considerando tais argumentos, a SRD acatou as propostas feitas com relação aos conjuntos ILHABELA, PARAIBUNA e CANANEIA, em função das difíceis condições de acesso, uma vez que se trata de áreas com travessias fluviais ou marítimas. A proposta apresentada para o conjunto MAIRIPORA também foi acatada em função, principalmente, da reconfiguração de conjuntos apresentadas. II.7.2 Proposta de Limites de DEC e FEC 44. A figura abaixo apresenta o histórico de apuração e os limites de DEC e FEC da ELEKTRO e a proposta da SRD após os ajustes. Em relação aos limites propostos para o período 2013 a 2015, é proposta uma redução média geométrica anual de 2,56% no DEC e 4,39% no FEC.

10 Figura 1 Histórico de apuração e proposta de limite global de DEC e FEC para a ELEKTRO. 45. Nas próximas duas figuras são apresentados os histogramas dos limites de 2012 (vigentes) e 2015 (propostos) dos conjuntos da ELEKTRO. Para o DEC, verifica-se que não haverá mais conjuntos com limites superiores a 26 horas em Já para o FEC, não haverá mais conjuntos com limites superiores a 13 ocorrências nesse mesmo ano. Com base nos histogramas apresentados, a proposta para o período de 2013 a 2015 irá reduzir a distância entre os limites dos conjuntos, levando a uma maior uniformização da continuidade prestada pela distribuidora aos seus consumidores. Figura 2 - Histograma do limite do DEC dos conjuntos da ELEKTRO.

11 Figura 3 - Histograma do limite do FEC dos conjuntos da ELEKTRO. 46. Como forma de avaliar os limites globais propostos para a ELEKTRO foram analisados os limites das distribuidoras com mais de um milhão de consumidores localizadas na região Sudeste. Os limites são apresentados nas Figuras 4 e 5. Os valores para o período de 2013 a 2015 para as distribuidoras ainda não foram estabelecidos. Observa-se que os limites de DEC e FEC da ELEKTRO encontram-se próximos à média dos limites da região. Figura 4 Limites de DEC de distribuidoras da região Sudeste com NUC > 1 milhão.

12 Figura 5 Limites de FEC de distribuidoras da região Sudeste com NUC > 1 milhão. III. DIREITO 47. A presente decisão tem amparo considerando: Lei nº 9.074, de 7/7/1995, art. 3 da Lei nº 9.427, de 26/12/1996, com alterações dadas pela Lei nº , de 15/3/2004, art. 29 da Lei nº 8.987, de 13/2/1995, art. 21 do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6/10/1997, Cláusula Oitava do Contrato de Concessão nº 187/1998, Resolução ANEEL nº 395, de 15/12/2009, Resoluções Normativas 457/2011 e 464/2011 e o Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST. IV. DISPOSITIVO 48. Do exposto e do que consta dos Processos nº / e / , voto pela promoção de Audiência Pública, no período de 10 de maio a 22 de junho de 2012, com sessão ao vivo presencial no dia 20 de junho de 2012, na cidade de Rio Claro/SP, e pela publicação de seu respectivo Aviso, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para (i) o aprimoramento da revisão tarifária da ELEKTRO relativa ao terceiro ciclo de revisões tarifárias, bem como para o (ii) estabelecimento dos limites dos indicadores de continuidade DEC e FEC dos conjuntos da referida concessionária, para o período de 2013 a Brasília, 8 de maio de EDVALDO ALVES DE SANTANA Diretor