REA - RESOLUÇÃO AUTORIZATIVA 11324/2022
Tipo de documento: voto
Assunto: Autorização
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-03-18
Autor: ANEEL

7ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria,
Brasília, 08/03/2022
VOTO

PROCESSOS: 48500.001561/2020-73, 48500.000647/2018-64, 48500.000648/2018-17 e
48500.001161/2020-68.
INTERESSADOS: Furnas Centrais Elétricas S.A., Itaipu Binacional e Ministério de Minas e Energia.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: SUPERINTENDÊNCIA DE CONCESSÕES, PERMISSÕES E AUTORIZAÇÕES DE
TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO – SCT.
ASSUNTO: Revitalização de instalações de transmissão sob responsabilidade de Furnas Centrais
Elétricas S.A., associadas ao sistema de transmissão em corrente contínua da Subestação Foz do
Iguaçu e da Subestação Ibiúna.
I – R E L A T Ó R I O
I.1 – Descrição das instalações objeto da revitalização
1. A Usina Hidrelétrica ("UHE") de Itaipu é de propriedade da ITAIPU Binacional,
entidade que pertence em partes iguais ao Brasil e ao Paraguai. A parcela excedente de energia
gerada em 50 Hz por 10 (dez) máquinas de 823,6 MVA, que não é consumida pelo Paraguai, utiliza
um sistema HVDC para ser entregue ao Sistema Interligado Nacional ("SIN") brasileiro.
2. A transmissão de energia em corrente contínua é realizada por 2 (duas) linhas
bipolares de ± 600 kV, conectando as Subestações de Foz do Iguaçu (PR) e Ibiúna (SP), com
extensões aproximadas de 792 km (Bipolo 1) e 816 km (Bipolo 2).
3. Cada polo do Sistema de escoamento da UHE Itaipu é composto por 2 (dois)
conversores em série, totalizando 8 (oito) conversores, por subestação, cada 1 (um) conectado a
1 (um) banco de transformadores conversores. A quantidade total de transformadores conversores
nas 2 (duas) subestações é de 56 (cinquenta e seis) unidades monofásicas de 3 (três) enrolamentos,
sendo 48 (quarenta e oito) em operação e 8 (oito) unidades transformadoras reserva.

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4. As instalações associadas ao sistema HVDC de Itaipu, cuja entrada em operação
comercial ocorreu no período compreendido entre os anos de 1984 e 1987, estão classificadas como
Demais Instalações de Transmissão ("DIT"), sob responsabilidade de FURNAS. Esses ativos estão
contemplados no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão nº 062/2001, que foi
prorrogado por 30 (trinta) anos, a partir de 1º de janeiro de 2013.
I.2 – Revitalização dos transformadores conversores associados ao sistema HVDC de escoamento
da UHE Itaipu
5. Em razão do fim de vida útil dos transformadores conversores das subestações
Foz do Iguaçu e Ibiúna associados ao sistema HVDC de escoamento da UHE Itaipu, o Ministério de
Minas e Energia ("MME") vem inserindo, nos Planos de Outorga emitidos, uma série de
revitalizações destes equipamentos, sob responsabilidade de FURNAS. Veja-se:
Tabela 1: Revitalizações de transformadores conversores

POTEE Instalação Empreendimento
POTEE Substituição da Fase C do Módulo de Equipamento – Transformador Conversor ZD1
SE IBIUNA
DC1
2017-2016 345/v3 /122/v3 / 122 kV - 300 MVA - 60 Hz - ±300 kV
POTEE SE FOZ DO Reforço para aumento de vida útil do banco de transformadores conversores 500 kV (TR

2017-2016 IGUAÇU TRZD1 fase A): revitalização completa. Aumento de vida útil: 35 anos
Reforço para aumento de vida útil de dois transformadores 500 kV (transformadores
POTEE SE FOZ DO
conversores reserva - Equipamento pertencente ao elo de corrente contínua do sistema
2017-2016 IGUAÇU
de Itaipu): revitalização completa. Aumento de vida útil: 35 anos.
POTEE Reforço para aumento de vida útil do banco de transformadores conversores 345 kV
SE IBIUNA
2017-2016 (TRZG1 A): revitalização completa. Aumento de vida útil: 35 anos.
Reforço para aumento de vida útil de um transformador de potência 345 kV
POTEE
SE IBIUNA (equipamentos reservas da subestação - Equipamento pertencente ao elo de corrente
2017-2016
contínua do sistema de Itaipu): revitalização completa. Aumento de vida útil: 35 anos
SE 500 kV Foz
POTEE 2019 Revitalização completa de transformador conversor, CV04 (sn: 7197211)
do Iguaçu
SE 345 kV
POTEE 2019 Revitalização completa de transformador conversor, CV01
Ibiúna
SE 345 kV
POTEE 2019 Revitalização completa de transformador conversor, trafo reserva
Ibiúna
SE IBIÚNA
POTEE 2020 Revitalização da Fase C (7197231) - TR 345/122 kV IBIUNA TR2 SP
345 kV
Revitalização da Unidade atualmente na Reserva. Atende a 12 unidades em operação.
POTEE 2020 SE IBIÚNA
(7197232) - TR 345/122 kV IBIUNA TR2 SP
1 Autorizado pela Resolução Autorizativa ("REA") nº 7.831, de 2019.

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6. Em 5 de setembro de 2019, por meio da Carta DN.E.042.2019, FURNAS encaminhou
as informações referentes aos empreendimentos indicados no POTEE 2017-2016 e apresentados na
Tabela 1, em atendimento ao Ofício nº 111/2018-SCT/ANEEL, de 14 de fevereiro de 2018.
7. Em 22 de junho de 2020, nos termos da Carta RE.R.E.018.2020, FURNAS encaminhou
as informações referentes às revitalizações de transformadores conversores constantes do POTEE
2019, em atendimento ao Ofício nº 209/2020-SCT/ANEEL, de 20 de abril de 2020.
8. As informações prestadas por FURNAS, por meio das Cartas DN.E.042.2019 e
RE.R.E.018.2020 estão resumidas na Tabela 2 abaixo:
Tabela 2: Informações encaminhadas por FURNAS

Empreendimento Origem Destino Investimento Energização
POTEE 2017-2016: SE FOZ DO IGUAÇU - Reforço para
aumento de vida útil do banco de transformadores R$ 13.374.810,16

TRZD.1-A TR ZP.1-C 11/12/2015
conversores 500 kV (TR TRZD1 fase A): revitalização (ref. Junho/2017)
completa. Aumento de vida útil: 35 anos
POTEE 2017-2016: SE FOZ DO IGUAÇU - Reforço para
aumento de vida útil de dois transformadores 500 kV
R$ 19.009.396,43

(transformadores conversores reserva - TR reserva TRZQ.1-C 11/06/2016
R$ 19.062.662,91

Equipamento pertencente ao elo de corrente TR reserva TRZE.1-B 30/05/2015
(ref. Junho/2017)
contínua do sistema de Itaipu): revitalização
completa. Aumento de vida útil: 35 anos.
POTEE 2017-2016: SE IBIUNA - Reforço para

aumento de vida útil do banco de transformadores Não R$ 12.180.452,16
TR ZG1-A 01/04/2017
conversores 345 kV (TRZG1 A): revitalização identificado (ref. Junho/2017)
completa. Aumento de vida útil: 35 anos.
POTEE 2017-2016: SE IBIUNA - Reforço para
aumento de vida útil de um transformador de
potência 345 kV (equipamentos reservas da
R$ 18.582.187,05

subestação - Equipamento pertencente ao elo de TR reserva TR ZL1-C 02/11/2017
(ref. Junho/2017)
corrente contínua do sistema de Itaipu):
revitalização completa. Aumento de vida útil: 35
anos
POTEE 2019: SE 500 kV Foz do Iguaçu -Revitalização CV04,
Conversora R$ 14.558.012,87

completa de transformador conversor, CV04 (sn: posição ZH-1- 03/03/2013
CV04 (ref. Junho/2019)
7197211) Fase B
CV01,
POTEE 2019: SE 345 kV Ibiúna - Revitalização Conversora R$ 14.558.012,87
posição ZD-1- 04/08/2013

completa de transformador conversor, CV01 CV01 (ref. Junho/2019)
Fase C*
CV02,
POTEE 2019: SE 345 kV Ibiúna - Revitalização R$ 7.856.589,88

TR reserva posição ZG- 03/04/2015
completa de transformador conversor, trafo reserva (ref. Junho/2019)
1A

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9. Em 8 de dezembro de 2021, por intermédio do Ofício nº 732/2021-SCT/ANEEL, a SCT
informou ter observado que as revitalizações realizadas resultaram em movimentação das fases de
transformadores conversores retiradas para revitalização, com retorno em outra posição
operacional, seja na instalação de origem ou em instalação distinta. Assim, a SCT solicitou à FURNAS
a identificação do módulo do SIGET, de origem e destino, em cada movimentação e revitalização
realizada, para a alocação das receitas devidas, bem como o envio dos registros patrimoniais e
contábeis dos investimentos decorrentes das revitalizações ocorridas, além das informações
detalhadas referentes às melhorias indicadas no POTEE 2020.
10. Por sua vez, FURNAS, por meio da Carta RE.R.E.007.2022, de 17 de janeiro de 2022,
encaminhou as informações solicitadas.
II.3 – Revitalização dos demais componentes que integram o sistema HVDC de escoamento da
UHE Itaipu
11. Em agosto de 2019, FURNAS apresentou ao MME, à Empresa de Pesquisa Energética
("EPE") e ao Operador Nacional do Sistema Elétrico ("ONS") a Nota Técnica ET.E.E.001.2019,
intitulada "Revitalização das Estações Conversoras de Corrente Contínua, de outubro/2017", bem
como foi feita a apresentação de FURNAS, "Revitalização do elo HVDC de ITAIPU – Obsolescência
(GT - MME)", informando, basicamente, a necessidade de revitalização dos 2 (dois) bipolos.
12. A partir das informações prestadas, o MME, por meio do Ofício nº 12/2020/DPE/SPEMME, de 23 de janeiro de 2020, solicitou à FURNAS informações detalhadas referentes à
revitalização dos bipolos, de acordo com o padrão requerido do Submódulo 9.7 dos Procedimentos
de Regulação Tarifária ("PRORET").
13. Em 9 de março de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 9/2020, o Processo
referente à "Outorga de Revitalização do Sistema de Corrente Contínua ± 600 kV Foz do Iguaçu –
Ibiúna" foi sorteado, de forma antecipada, para o então Diretor Rodrigo Limp Nascimento.
14. Em 23 de março de 2020, na Sessão de Sorteio Público Ordinário nº 11/2020, este
Processo foi a mim redistribuído, em razão da exoneração, a pedido, do então Diretor Relator.

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15. Em 20 de abril de 2020, FURNAS encaminhou a Carta ET.E.E.010.2020, com as
informações solicitadas no Ofício nº 12/2020/DPE/SPE-MME.
16. Por sua vez, a Nota Técnica EPE-DEE-NT-099/2019 e ONS-NT-0118/2019, de 19 de
junho de 2020, elaborada em conjunto pela EPE e pelo ONS, avaliou a necessidade de modernização
do sistema HVDC de Itaipu, considerando aspectos eletroenergéticos e técnicos. O documento
concluiu que a modernização inicial de apenas 1 (um) dos 2 (dois) bipolos de Itaipu é a estratégia
adequada, pois minimiza o arrependimento, tendo em vista os cenários que serão estudados no
processo de negociação dos termos financeiros do Anexo C do Tratado de Itaipu.
17. Desde então, diversas foram as interações entre o MME, o ONS, a EPE e FURNAS,
com o acompanhamento da ANEEL, para que fosse definido o escopo das obras associadas à
modernização dessas instalações, especialmente em decorrência do grau de complexidade da
análise e da relevância para a operação eficiente e econômica do SIN.
18. Em 31 de dezembro de 2020, foi celebrado o Convênio de Cooperação Técnica e
Financeira e seus Anexos, de caráter bilateral, entre a ITAIPU Binacional e FURNAS, cujo objeto é o
desenvolvimento do Projeto "Revitalização do Sistema HVDC de FURNAS associado à UHE de
ITAIPU", com recursos integralmente oriundos de ITAIPU Binacional.
19. Ao final de dezembro de 2020, por meio do Acordo, foi executada a transferência de
cerca de R$ 161 milhões do total conveniado.
20. Em 3 de fevereiro de 2021, já com o Acordo em execução, foi publicado pela
Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME ("SPE/MME"), o Despacho
Decisório nº 2/2021/SPE, aprovando o POTEE 2020 – "Rede Básica e demais Instalações de
Transmissão (1ª emissão)", no qual constam substituições referentes à revitalização do sistema
HVDC de FURNAS associando à UHE Itaipu, cujo escopo foi definido pelos estudos realizados pela
EPE, ONS e FURNAS.
21. Na mesma data, a SPE/MME encaminhou, por meio do Ofício nº 14/2021/SPE-MME,
o POTEE 2020 contendo, entre outros, a Nota Técnica EPE/-DEE-NT-099/2019 e ONS-NT-118/2019,
o Convênio firmado entre FURNAS e ITAIPU Binacional e o Despacho Decisório do MME.

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22. No POTEE 2020 constam as substituições (revitalizações) das instalações conversoras
HVDC da UHE Itaipu, além das seguintes informações: (i) Documentos sobre estudos associados às
revitalizações das conversoras (EPE/ONS); (ii) Convênio de cooperação técnica/financeira
ITAIPU/FURNAS que estabelece a forma e a operacionalização de financiamento dos investimentos
a serem realizados; (iii) Alocação de eventuais custos das revitalizações às distribuidoras Cotista;
(iv) Data de necessidade; e (v) Classificação da Instalação como DIT de uso da UHE Itaipu.
23. Em 19 de fevereiro de 2021, por meio da Carta DR.E.007.2021, FURNAS solicitou à
ANEEL que fosse dado prosseguimento ao processo de autorização da revitalização das conversoras
do sistema HVDC, para que, de forma tempestiva, a Transmissora pudesse continuar garantindo a
prestação adequada do serviço de transmissão.
24. Em 14 de maio de 2021, por meio do Ofício nº 108/2021-DIR/ANEEL, esta Relatoria
solicitou à FURNAS as informações detalhadas sobre o Acordo técnico/financeiro celebrado com
ITAIPU Binacional, bem como as informações técnicas e econômicas referentes ao escopo de
revitalização do sistema HVDC das subestações Foz do Iguaçu e Ibiúna.
25. Em 1º de junho de 2021, por intermédio da Carta DR.E.013.2021, FURNAS
encaminhou as informações solicitadas, oportunidade em que FURNAS afirma, ainda, que o
convênio firmado com ITAIPU Binacional tem como escopo as substituições consolidadas no POTEE
2020 e que, de acordo com um planejamento preliminar da Transmissora, será necessário ainda
apresentar ao planejamento setorial uma série de intervenções associadas ao Bipolo 1.
26. A partir das informações prestadas por FURNAS e contidas nos Planos de Outorga
emitidos pelo MME, verificou-se que o convênio celebrado entre FURNAS e ITAIPU não contemplava
todo o investimento necessário para a solução de planejamento adotada, conforme demonstrado
na Tabela 3 a seguir:

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Tabela 3: Valores de investimento referentes a revitalização do Bipolo 1 de ITAIPU
Revitalização do Bipolo 1 do Sistema de Itaipu
Investimento
Origem
Dólar comercial 14/06 = R$ 5,13
Convênio Itaipu/Furnas - Ref: maio/2021
R$ 1.114.076.405,08
Obs.: Preço atualizado de dezembro/20 para maio/21 pelo IPCA, variação do dólar
desprezível no período $217.291.725,36
Intervenções a serem cadastradas no SGMPR de acordo com planejamento
R$ 465.347.100,00
preliminar de Furnas - Ref: maio/2021
Obs.: Trata-se de revitalização de 10 fases de transformadores conversores e
$90.762.243,76
substituição de módulos de conexão e equipamentos CA
Intervenções já inseridas nos Planos de outorgas - Ref: maio/2021
R$ 212.308.458,77
Obs.: Trata-se de revitalização de 11 fases de transformadores conversores. Os
valores informados por Furnas foram atualizados pelo IPCA. $41.409.073,11
R$ 1.791.731.963,85
Total da Revitalização do Bipolo 1 do Sistema CC de Itaipu (Ref: maio/2021)
$349.463.042,24
Bipolo novo de acordo com a estimativa de Furnas (Ref: maio/2021) $705.000.000,00
Bipolo Madeira - Leilão 2008 (Ref: junho/2008) $681.456.000,00
27. Diante do contexto, por meio do Ofício nº 204/2021-DIR/ANEEL, de 9 de agosto de
2021, esta Relatoria solicitou esclarecimentos do MME sobre os seguintes aspectos, oriundos das
reflexões iniciais realizadas pela ANEEL sobre a revitalização do Bipolo 1:
Tabela 4: Respostas ao Ofício nº 204/2021-DIR/ANEEL
Questionamentos ANEEL Respostas MME
(Ofício nº 204/2021-DIR/ANEEL) (Ofício nº 89/2021/SPE-MME)
(i) Diante do que foi determinado no POTEE 2020 e (i) por se tratar de uma indicação não convencional de
acordado entre FURNAS e ITAIPU, é necessária ainda obras de transmissão, resultado de um convênio, optouavaliação da modalidade de outorga mais adequada para se no POTEE 2020 pela indefinição quanto à sua
a solução de planejamento adotada para o sistema HVDC classificação, na medida em que os empreendimentos já
de ITAIPU ou a decisão de outorga do serviço a FURNAS se encontram custeados pelos termos do acordo
por meio da anuência com o Convênio celebrado já foi bilateral, não cabendo, portanto, as classificações
tomada pelo MME, devendo a ANEEL atender esta ordinárias que orientam as instruções da Agência
decisão e operacionalizá-la, dando tratamento Reguladora e nem reconhecimento de receita pelo
regulatório cabível? investimento ali registrado. Dessa forma, à ANEEL, no
exercício da sua competência legal de gestão dos
contratos de concessão, cabe a definição da forma com
que essas instalações serão consideradas no âmbito do
atual contrato de concessão de FURNAS(...), devendo a
ANEEL promover o devido tratamento regulatório ao
caso. (Grifos acrescidos)

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Questionamentos ANEEL Respostas MME
(Ofício nº 204/2021-DIR/ANEEL) (Ofício nº 89/2021/SPE-MME)
(ii) Considerando que a decisão de outorga do serviço a
FURNAS por meio da anuência com o Convênio celebrado
já foi tomada pelo MME, afastando a possibilidade da
(ii) por meio do Ofício E/GB/037854/21, ITAIPU expressa
licitação desse serviço pela ANEEL, e considerando a
o entendimento de que não há previsão de aditivos a
fundamentação do próprio acordo (parágrafo 14, grifo
esse convênio que venham a suplementar seu valor ou
nosso), os custos totais estimados na Tabela 2, incluindo
ampliar seu escopo.
aproximadamente R$ 677,7 milhões, não poderiam
correr sob custeio de Itaipu por meio de aditivo ao
Convênio Furnas – Itaipu Binacional?
(iii) Em caso negativo, as instalações adicionais ao
Convênio Furnas - ITAIPU Binacional, consolidadas em
POTEEs ou a serem consolidadas futuramente, com
(iii) o benefício econômico e operativo associado à
investimento estimado total em R$ 677,7 milhões, sendo
anuência às obras do Convênio e concessão dos reforços
R$ 212,3 milhões imediatos, conforme Tabela 2, cujos
não incluídos no escopo do acordo mostra-se até o
módulos e equipamentos não tem preço de referência no
presente momento capaz de justificar as indicações
Banco de Preços - BPR ANEEL, devem ser autorizados de
realizadas nos Planos de Outorga emitidos até esta data.
forma onerosa a Furnas, com adicional de receita anual
permitida, e consequente aumento tarifário aos cotistas
de Itaipu?
28. Em 6 de dezembro de 2021, por meio do Memorando nº 53/2021-DIR/ANEEL, e
considerando a Decisão do MME de outorgar, à FURNAS, a revitalização do Bipolo 1 do sistema de
transmissão de Itaipu, sendo parte do escopo contemplado no convênio celebrado com ITAIPU
Binacional e o restante custeado pelo usuário via autorização de reforço/melhoria, solicitei a
emissão de parecer jurídico da Procuradoria Federal junto à ANEEL ("PF/ANEEL") acerca da
regularidade jurídica do encaminhamento descrito na presente instrução processual.
29. A PF/ANEEL, nos termos do Parecer nº 00021/2022/PFANEEL/PGF/AGU, datado de
10 de fevereiro de 2022, manifestou-se em resposta ao Memorando nº 53/2021-DIR/ANEEL.
30. Em 22 de fevereiro de 2022, a Superintendência de Concessões, Permissões e
Autorizações de Transmissão e Distribuição ("SCT") emitiu a Nota Técnica ("NT") nº 164/2022SCT/ANEEL, recomendando autorizar Furnas Centrais Elétricas S.A. ("FURNAS"), Contrato de
Concessão nº 062/2001, a (i) realizar intervenções em instalações de transmissão sob sua
responsabilidade, conforme Convênio de Cooperação Técnica e Financeira e seus anexos, de caráter
bilateral, entre a ITAIPU Binacional e FURNAS, cujo objeto é o desenvolvimento do Projeto
"Revitalização do Sistema HVDC de FURNAS associado à UHE de ITAIPU", sem recursos tarifários,
sendo o custeio integralmente oriundo de ITAIPU Binacional, conforme determinação do Plano de

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Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica 2020 – POTEE 2020; e (ii) implantar melhorias em
instalação de transmissão de energia elétrica sob sua responsabilidade, com recursos tarifários,
conforme determinação do POTEE 2017-2016, do POTEE 2019 e do POTEE 2020.
31. É o Relatório.
II – F U N D A M E N T A Ç Ã O
32. Os processos versam sobre análise de revitalização de instalações de transmissão sob
responsabilidade de FURNAS, associadas ao sistema de transmissão em corrente contínua da
Subestação Foz do Iguaçu e da Subestação Ibiúna.
33. Encaminho Decisão no sentido de autorizar FURNAS, Contrato de Concessão nº
062/2001, a (i) REALIZAR intervenções em instalações de transmissão sob sua responsabilidade,
conforme Convênio de Cooperação Técnica e Financeira e seus anexos, de caráter bilateral, entre a
ITAIPU Binacional e FURNAS, cujo objeto é o desenvolvimento do Projeto "Revitalização do Sistema
HVDC de FURNAS associado à UHE de ITAIPU", sem recursos tarifários, sendo o custeio
integralmente oriundo de ITAIPU Binacional, conforme determinação do Plano de Outorgas de
Transmissão de Energia Elétrica 2020 – POTEE 2020; e (ii) IMPLANTAR melhorias em instalação de
transmissão de energia elétrica sob sua responsabilidade, com recursos tarifários, conforme
determinação do POTEE 2017-2016, do POTEE 2019 e do POTEE 2020.
34. Primeiramente, registre-se que se trata da viabilização de empreendimento de
grande relevância ao SIN, cujo escopo, conforme solução adotada pelo planejamento setorial, é a
revitalização das instalações de transmissão associadas ao Bipolo 1 do sistema HVDC de escoamento
da UHE Itaipu, que pretende aumentar a vida útil deste Bipolo por cerca de 30 (trinta) anos.
35. Conforme decidido pelo MME, no POTEE 2020 e reiterado no Ofício nº 89/2021/SPEMME, este empreendimento deve ser outorgado à FURNAS, sendo parte do escopo contemplado
no convênio celebrado com ITAIPU Binacional e o restante custeado pelo usuário via autorização de
reforço/melhoria.

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36. A parte do escopo contemplada no Convênio e que será custeada por ITAIPU
Binacional está descrita a seguir:
i. Para ambos os Bipolos:
• Modernização dos sistemas de controle e proteção dos Bipolos 1 e 2 e do Master
Control nas subestações de Foz do Iguaçu e Ibiúna;
• Adequação dos sistemas de telecomunicações às novas necessidades do projeto e aos
critérios definidos pelos Procedimentos de Rede do ONS.
• Substituição do Painel GSC (Generator Station Control) da Usina de Itaipu.
ii. Para o Bipolo 1 - Pátio CC:
• Substituição dos equipamentos do pátio CC, tais como: Válvulas Tiristoras + Sistema de
Refrigeração, Secionadores, Disjuntores, Dispositivos de medição de tensão e de
corrente, Reatores de Alisamento, Para-raios, entre outros ligados aos polos 1 e 2 das
SE's Foz do Iguaçu e Ibiúna, com exceção dos filtros CC cujo escopo é a adequação dos
mesmos a uma possível troca de configuração de operação do elo e a necessidade de
prevenir a interferência indutiva externa em sistemas de telecomunicações próximos,
principalmente em linhas de telefone analógicas.
iii. Pátio CA:
• Adequação dos filtros CA em caso de alteração dos requisitos de ratings do projeto
inicial ou exista a necessidade de mudança de sintonia desses filtros;
• Caso haja alteração dos requisitos de coordenação de isolamento, a substituição dos
para-raios CA também fará parte do escopo do empreendimento;
iv. Serviço Auxiliar:
• Substituição de todos os equipamentos, painéis e demais componentes do serviço
auxiliar que atendem à demanda solicitada pelo Bipolo 1 e os que fazem a interface entre
o Bipolo 1 e o Bipolo 2.
37. Já a parte do escopo que será custeada pelo usuário, via autorização de
reforço/melhoria, é composta pelas revitalizações que já constam nos Planos de Outorgas emitidos
pelo MME, conforme Tabela 1, e pelas substituições que FURNAS ainda apresentará ao
planejamento para consolidação em planos de outorgas futuros. Essas últimas, de acordo com um
orçamento preliminar encaminhado pela Carta DR.E.013.2021, estão apresentadas abaixo:

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38. Conforme valores de investimento apresentados, que considera todos esses
componentes do escopo da revitalização do Bipolo 1 do sistema HVDC de Itaipu, espera-se um valor
total de investimento de R$ 1.791.731.963,85 (um bilhão, setecentos e noventa e um milhões,
setecentos e trinta e um mil, novecentos e sessenta e três reais e oitenta e cinco centavos), a
preços de maio de 2021, sendo R$ 1.114.076.405,08 (um bilhão, cento e catorze milhões, setenta e
seis mil, quatrocentos e cinco reais e oito centavos) suportados por ITAIPU Binacional.
39. Nesse contexto, compete à ANEEL (i) a proposição de tratamento regulatório para a
revitalização objeto do convênio de cooperação técnica/financeira nº 45000059855, celebrado
entre Furnas e ITAIPU Binacional; e (ii) autorização e o estabelecimento da RAP pelas revitalizações
já indicadas nos Planos de Outorgas, conforme Tabela 1.
II.1 – Tratamento regulatório da revitalização objeto do convênio celebrado entre FURNAS e
ITAIPU Binacional
40. Diante da necessidade de avaliação e definição de tratamento regulatório para a
revitalização objeto do convênio celebrado entre FURNAS e ITAIPU Binacional, a estruturação do
presente Voto está dividida em 3 (três) tópicos, assim sintetizados: (i) características do convênio;
(ii) enquadramento regulatório da obra consolidada; e (iii) avaliação dos valores de RAP e
investimento.
II.1.2 – Características do convênio
41. Antes da emissão do POTEE 2020 (fevereiro/2021), foi celebrado, em 31/12/2020, o
Convênio de Cooperação Técnica e Financeira e seus Anexos, de caráter bilateral, entre a ITAIPU
Binacional e FURNAS, cujo objeto é o desenvolvimento do Projeto "Revitalização do Sistema HVDC
de FURNAS associado à UHE de ITAIPU", com recursos integralmente oriundos da ITAIPU Binacional.
42. De modo geral, o escopo do Convênio nº 4500059851 prevê a execução de
revitalização do Bipolo 1 do sistema HVDC de FURNAS, de 600 kV, associado à UHE ITAIPU, e
substituição dos equipamentos do Bipolo 2 relativos aos sistemas de controle, supervisão, proteção,
telecomunicação e Controle Mestre.

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43. No Convênio firmado, FURNAS se obriga a implantar a revitalização mediante aporte
financeiro na ordem de R$ 1,0738 bilhão de reais, a preços de dezembro de 2020, correspondentes
aos repasses a serem realizados por ITAIPU. O convênio terá vigência de 60 (sessenta) meses,
contados a partir da data de sua assinatura. Os cronogramas de execução física, de execução
financeira e de desembolso constam no Plano de Trabalho que compõe o Anexo I do Convênio.
44. Em síntese, trata-se de um acordo comercial no qual ITAIPU Binacional comprometese a custear os investimentos no retrofit do Bipolo 1, e que se fundamenta no fato de que o sistema
a ser modernizado destina-se ao escoamento de geração de ITAIPU e que investimentos para
conexão à rede básica devem ser realizados por agentes de geração, conforme modelo setorial. Em
outras palavras, o próprio Acordo recepciona a característica dos bipolos de serem sistemas
restritos ao escoamento da geração de Itaipu e, por isso, pela usina devem ser custeados. Tal
fundamento fica evidente nas premissas inseridas no Convênio2.
45. No Acordo, FURNAS é responsável por toda a gestão do que deve ser realizado e
responde tecnicamente por toda a implantação, prestando contas do uso dos recursos providos por
ITAIPU Binacional. Assim, a Transmissora tem ampla liberdade gerencial na execução das atividades.
46. Em suma, o Convênio busca atender ao interesse comum das partes e prestigiar o
interesse público, sob 2 (duas) dimensões: (i) confiabilidade do prestador; e (ii) modicidade das
tarifas. No aspecto confiabilidade do prestador, reconhece-se os excelentes serviços prestados por
FURNAS, sua excelência técnica perante a essa operação de escoamento de energia, atestado pelos
padrões de disponibilidade das instalações, culminando na delegação para que realize a
modernização das instalações. Já no aspecto modicidade das tarifas, estabelece o custeio por ITAIPU
Binacional, implicando que esses valores aportados não onerarão a tarifa de transporte atualmente
paga pelas distribuidoras cotistas.
2 Considerando: (...)
c) que o sistema HVDC é de vital importância para a viabilização da usina hidrelétrica de ITAIPU, considerando a sua
configuração com unidades geradoras de 50Hz e de 60Hz, e sua forma de contratação de energia;
d) que cabe ao Agente de Geração realizar os investimentos necessários para conectar-se à Rede Básica. Em outras
palavras, por sua característica de instalação de dedicação exclusiva, usado justamente para conectar o lado de 50Hz
da Usina Hidrelétrica de ITAIPU à Rede Básica no Brasil, a construção o Sistema HVDC de Furnas em questão, se tivesse
ocorrido nos dias atuais, seria uma atribuição da ITAIPU;

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47. Destaque-se do Convênio firmado que:
(...)
CAPÍTULO XII
DOS BENS MATERIAIS
CLÁUSULA VIGÉSIMA SEGUNDA. Os bens patrimoniais adquiridos, produzidos,
transformados ou construídos com os recursos oriundos da ITAIPU permanecerão sob a
guarda e responsabilidade da CONVENIADA durante a vigência deste Instrumento.
Parágrafo primeiro. Findo o presente CONVÊNIO, observado o fiel cumprimento do objeto
e das obrigações pactuadas, os bens patrimoniais acima referidos serão automaticamente
revertidos à CONVENIADA. (Grifos acrescidos)
48. Assim, apresenta-se por meio do Convênio em exame a garantia de modicidade
tarifária ao consumidor, uma vez que se o projeto de revitalização fosse licitado ou autorizado,
contando com recursos de FURNAS, a tarifa de transporte sofreria um aumento proporcional para
os seus usuários cotistas, impactando diretamente a tarifa do consumidor final.
49. Ademais, o convênio também se justifica porque se conforma mais adequadamente
ao modelo setorial brasileiro que aloca ao agente de geração os gastos com o sistema de
transmissão que escoa exclusivamente a energia elétrica gerada por determinada usina.
50. Neste ponto cabe destacar que no "Relatório Conceitual – Revitalização das Estações
Conversoras de Corrente Contínua", elaborado por FURNAS e parte integrante do Convênio, está
prevista a revitalização das estações conversoras de forma escalonada, procedendo-se inicialmente
a revitalização do 1º bipolo, utilizando os equipamentos descomissionados deste bipolo como
sobressalentes (reserva não remunerada ou em serviço) do Bipolo 2. Nessa lógica, ficam inseridos
os sistemas de proteção, controle, supervisão, telecomunicação e controle mestre, que precisam
ser trocados em ambos bipolos, que estão cobertos pelos investimentos estabelecidos no acordo.
51. Assim, a intenção é de que o sistema HVDC tenha capacidade para seguir atendendo
sua demanda, por meio de um bipolo revitalizado, que deve ter uma vida útil de cerca de 30 (trinta)
anos, e de um bipolo não revitalizado, porém com sobressalentes do Bipolo 1 que irão prolongar
sua vida útil, ao final da qual, a demanda que será observada ajudará a decidir pela revitalização do
Bipolo 2 ou o seu descomissionamento em definitivo.

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52. Desta forma, a revitalização do Bipolo 1, da forma escolhida pelo Poder Concedente,
estende a vida útil da instalação do Bipolo 1, e permite sua operação junto com o Bipolo 2.
53. Para o Bipolo 1, a extensão de vida útil ocorre para além do prazo final da concessão
de FURNAS. Assim, os usuários cotistas-parte não deveriam ser chamados a custear obras
associadas ao Bipolo 1, em instalações revitalizadas e integrantes do convênio, até o fim da
concessão de FURNAS, em 2043.
54. Já para o Bipolo 2, o Acordo permite postergar a decisão de retrofit para além da
discussão do tratado de ITAIPU. No entanto, caso haja necessidade de custeio com recursos
provenientes da tarifa pública brasileira, haverá necessidade de se discutir a licitação de eventual
retrofit do Bipolo 2, de modo de garantir a competição para alcançar o serviço pelo preço, com
deságios revertidos à tarifa, em atendimento a legislação. Não obstante, outras soluções comerciais,
como novos acordos, podem ser viabilizados, permitindo ao Poder Concedente avaliar a melhor
alternativa, como fez para o Bipolo 1.
II.1.2 – Enquadramento regulatório da obra consolidada
55. Registre-se que, nos termos do artigo 3º-A da Lei nº 9.427, de 1996, compete ao
Poder Concedente elaborar o plano de outorgas e definir as diretrizes para licitação.
56. O Poder Concedente decidiu, por meio do POTEE 2020, ratificado pelo Ofício nº
89/2021/SPE-MME, que a revitalização do Bipolo 1 do sistema HVDC de Itaipu deve ser outorgada
à FURNAS, sendo parte do escopo custeado por ITAIPU Binacional, por meio do Convênio.
Contudo, a tipificação da outorga do escopo integrante do convênio não foi caracterizada pelo
Poder Concedente.
57. Desta forma, cabe a ANEEL cumprir as decisões exaradas pelo Poder Concedente,
operacionalizando-as da melhor forma, com a definição do tratamento regulatório mais adequado.
58. No ponto, o arranjo decidido, por meio do Convênio, não se enquadra como licitação,
porque tal procedimento é uma forma de escolha de prestador de determinado serviço e, no caso,
o prestador já foi escolhido pelo MME, conforme evidenciado no Ofício nº 89/2021/SPE-MME:

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(...) por se tratar de uma indicação não convencional de obras de transmissão, resultado de
um convênio, optou-se no POTEE 2020 pela indefinição quanto à sua classificação, na medida
em que os empreendimentos já se encontram custeados pelos termos do acordo bilateral,
não cabendo, portanto, as classificações ordinárias que orientam as instruções da Agência
Reguladora e nem reconhecimento de receita pelo investimento ali registrado. Dessa forma,
à ANEEL, no exercício da sua competência legal de gestão dos contratos de concessão, cabe
a definição da forma com que essas instalações serão consideradas no âmbito do atual
contrato de concessão de FURNAS. (Grifos acrescidos)
59. O arranjo alcançado também não se enquadra como autorização, de melhoria ou de
reforço, nos termos das Regras de Transmissão aprovados pela Resolução Normativa ("REN") nº
905, de 2020, e do Módulo 9 do PRORET. Isso porque os objetivos das autorizações de reforços ou
de melhorias, conforme regulamentos vigentes, são justamente de reequilibrar os contratos de
concessão, em razão da necessidade de aumentar/manter os escopos dos serviços de transmissão
de energia elétrica existentes e inicialmente pactuados nas avenças originais.
60. No caso em tela, não existe a necessidade de tal reequilíbrio, já que os investimentos
não serão realizados por FURNAS; concessionária contratada para a prestação do serviço.
61. Isto posto, resta a análise de como se enquadrar o empreendimento em tela diante
desse contexto formalmente determinado pelo MME à ANEEL, com acordos já celebrados e em
execução. Como visto, da forma e como proposto, o processo é uma exceção ao processo
normatizado (REN nº 905, de 2020, e PRORET). Não obstante, as regras vigentes podem ser
utilizadas para nortear ou orientar o tratamento regulatório a ser dados aos aspectos não
convencionais dessa outorga.
62. Portanto, entende-se que o melhor enquadramento regulatório consiste em
estabelecer, por meio de ato administrativo da ANEEL, a forma como o Acordo de ITAIPU Binacional
e FURNAS será tratado frente ao Contrato de Concessão de transmissão que receberá tais recursos
e os utilizará para implantação do retrofit do Bipolo 1.
63. Dito de outra forma, não será autorizado reforço ou melhoria, nem será o Acordo
entre as partes homologado ou anuído, uma vez que o Poder Concedente já o fez. No ponto, a
Decisão da ANEEL terá o condão de estabelecer apenas as diretrizes para o tratamento do Acordo
perante o Contrato de Concessão e autorizará a intervenção no sistema.

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64. Adicionalmente, a Decisão deverá considerar o cronograma de execução constante
do Plano de Trabalho que compõe o Anexo I do Convênio como o prazo de entrega do escopo
acordado, de forma a permitir a gestão da outorga, além do acompanhamento e fiscalização das
obras pela ANEEL.
65. Destaca-se que, como o empreendimento será implantado e gerido no âmbito do
Contrato de Concessão nº 062/2001, sob responsabilidade de FURNAS, ficam garantidas as demais
obrigações da transmissora em relação a prestação do serviço, inclusive o respeito e observância às
normas e padrões vigentes no setor de transmissão de energia elétrica.
II.1.2.1 – Tratamento a ser dado para as receitas dos módulos a serem revitalizados
66. A Resolução Homologatória ("REH") nº 2.895, de 2021, alterada pela REH nº 2.959,
de 2021, estabeleceu as RAPs pela disponibilização das instalações sob responsabilidade de
concessionárias de serviço público de transmissão de energia, para o Ciclo 2021/2022.
67. Na Tabela abaixo, identificam-se os módulos que serão objeto do escopo completo
da revitalização a ser realizada, por meio do convênio ou por meio de reforço/melhoria autorizada
pela ANEEL, conforme informações encaminhadas por FURNAS, com as respectivas receitas vigentes
de acordo com a REH nº 2.895, de 2021:
Tabela 5: RAP dos módulos a serem revitalizados

Edificação Módulo RAP do Ciclo
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV TR 500/127 kV F.IGUACU 50HZ TR4 PR 287.443,92
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV TR 500/127 kV F.IGUACU 50HZ TR3 PR 287.443,92
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV TR 500/127 kV F.IGUACU 50HZ TR2 PR 287.443,92
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV TR 500/127 kV F.IGUACU 50HZ TR1 PR 287.443,92
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV BC 500 kV 349 MVAr F.IGUACU 50HZ BC2 PR 292.861,35
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV BC 500 kV 349 MVAr F.IGUACU 50HZ BC1 PR 292.861,35
F.IGUACU 50HZ MC 500 kV BC 500 kV 280,3 MVAr F.IGUACU 50HZ BC3 PR 292.861,35
F.IGUACU 50HZ IB 500 kV MG 500 kV F.IGUACU 50HZ MG1 PR IB6 305.039,44
F.IGUACU 50HZ IB 500 kV MG 500 kV F.IGUACU 50HZ MG1 PR IB5 305.039,44
F.IGUACU 50HZ IB 500 kV MG 500 kV F.IGUACU 50HZ MG1 PR IB4 305.039,44
F.IGUACU 50HZ IB 500 kV MG 500 kV F.IGUACU 50HZ MG1 PR IB3 305.039,44
F.IGUACU 50HZ IB 500 kV MG 500 kV F.IGUACU 50HZ MG1 PR IB2 305.039,44

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Edificação Módulo RAP do Ciclo
F.IGUACU 50HZ IB 500 kV MG 500 kV F.IGUACU 50HZ MG1 PR IB1 305.039,44
F.IGUACU 50HZ EL 500 kV F.IGUACU 50HZ LT 500 kV MARGEM DIREITA /F.IGUACU 50HZ C-2 RS/PR 325.681,36
F.IGUACU 50HZ EL 500 kV F.IGUACU 50HZ LT 500 kV MARGEM DIREITA /F.IGUACU 50HZ C-1 RS/PR 325.681,36
F.IGUACU 50HZ CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CVR4 PR 3.000.849,82
F.IGUACU 50HZ CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CVR3 PR 3.000.849,82
F.IGUACU 50HZ CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV4 PR 9.002.549,46
F.IGUACU 50HZ CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV3 PR 9.002.549,46
F.IGUACU 50HZ CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV2 PR 9.002.549,46
F.IGUACU 50HZ CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV1 PR 9.002.549,46

| IBIUNA | MC 345 kV TR 345/122 kV IBIUNA TR4 SP | 181.273,97 |
| --- | --- | --- |
| IBIUNA | MC 345 kV TR 345/122 kV IBIUNA TR3 SP | 181.273,97 |
| IBIUNA | MC 345 kV TR 345/122 kV IBIUNA TR2 SP | 181.273,97 |
| IBIUNA | MC 345 kV TR 345/122 kV IBIUNA TR1 SP | 181.273,97 |
| IBIUNA | MC 345 kV BF 345 kV 294 Mvar IBIUNA ZRD SP | 187.436,61 |
| IBIUNA | MC 345 kV BF 345 kV 279,8 Mvar IBIUNA ZRC SP | 187.436,61 |
| IBIUNA | MC 345 kV BF 345 kV 237 Mvar IBIUNA ZRF SP | 187.436,61 |
| IBIUNA | MC 345 kV BF 345 kV 237 Mvar IBIUNA ZRB SP | 187.436,61 |
| IBIUNA | MC 345 kV BF 345 kV 237 Mvar IBIUNA ZRA SP | 187.436,61 |
| IBIUNA | MC 345 kV BF 345 kV 220,8 Mvar IBIUNA ZRE SP | 187.436,61 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CVR2 SP | 3.000.849,82 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CVR1 SP | 3.000.849,82 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV4 SP | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV3 SP | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV2 SP | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV1 SP | 9.002.549,46 |

Observações:
1 – Todos os módulos são classificados como DIT e o usuário é Itaipu Binacional
2 – Os valores de RAP estão a preços de junho de 2021;
3 – Todos os valores de RAP estão associados a Portaria n° 579/2012.
68. Como observado na Tabela 5 e suas observações, a partir do ciclo 2021/2022, os
módulos objeto do empreendimento em análise recebem apenas receitas associadas à
Portaria MME nº 579, de 2012, estabelecidas com base na Nota Técnica nº 383/2012-SRE/ANEEL3,
que apresentou proposta para a definição dos custos de Operação e Manutenção ("O&M"),
encargos e tributos que formaram a receita inicial dos contratos de concessão de transmissão
3 SICnet nº 48548.003835/2012-00.

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prorrogados, nos termos da Medida Provisória nº 579, de 2012. Em seguida, essas receitas foram
rateadas da forma transcrita a seguir, conforme recomendado pela Nota Técnica nº 195/2012SRT/ANEEL:
12. Dessa forma, é adequado que o rateio das RAP estabelecidas pela Portaria MME nº
579/2012 seja ponderado pelo Valor Novo de Reposição – VNR de cada módulo das
instalações em operação comercial em junho de 2012, conforme estabelecido na REH nº
1.313/2012.
13. Os VNR de cada módulo de instalações de transmissão foram orçados utilizando o
Banco de Preços de Referência ANEEL para outubro de 2012, data de referência das RAP
estabelecidas pela Portaria MME nº 579/2012.
69. Portanto, as receitas apresentadas na Tabela 5 são devidas, especificamente pela
prestação do serviço de O&M. Observa-se que a receita dos módulos identificados não é composta
por custo de capital, nos termos da Portaria MME nº 120, de 2016, e da REN nº 762, de 2017, o que
está alinhado com a informação prestada por FURNAS (Carta DR.E.013.2021), de que, a partir desse
ciclo, todos os módulos estariam depreciados.
70. Em relação a substituição de módulos e equipamentos, a regulamentação da questão
está estabelecida no Submódulo 9.7 do PRORET, conforme trechos reproduzidos a seguir:
16. Em casos de recapacitação de linha de transmissão ou adequação de módulo de
manobra classificada como reforço, não é atribuído adicional de Operação e Manutenção –
O&M, visto que a concessionária já é remunerada para operar e manter as instalações
existentes.
(...)
19. Em se tratando de equipamento substituído sem possibilidade de reutilização, a
receita a ele associada será cancelada na data de retirada de operação.
71. Sobre as baixas de ativos, o Submódulo 9.1 do PRORET dispõe que:
61. Para a avaliação dos ativos das transmissoras vinculados ao serviço público de
transmissão de energia elétrica, visando à definição da base de remuneração na RTP, devem
ser observadas as seguintes diretrizes:
A base de remuneração aprovada na revisão periódica anterior deve ser "blindada". Entendese como Base Blindada os valores aprovados por laudo de avaliação ajustados, associados
aos ativos em operação, excluindo-se as movimentações ocorridas (baixas e depreciação) e
as respectivas atualizações, além dos valores para as contas de Almoxarifado de Operações.
As disposições aqui referidas à Base Blindada aplicam-se às parcelas R1 e R3; (...)
62 Para a avaliação dos ativos que compõem a Base Blindada, devem ser adotados,

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nesta sequência, os seguintes procedimentos:
Devem ser expurgadas da Base Blindada as baixas ocorridas entre as datas-bases das revisões
anterior e atual;
Devem ser expurgadas da base Blindada os valores considerados nos processos de revisão
anteriores associados aos itens de Almoxarifado de Operação;
Não devem ser considerados na Base Blindada os ativos que compõem a BAR;
Após a exclusão das baixas e dos ativos que compõem a BAR, os valores remanescentes de
cada bem da Base Blindada devem ser atualizados pela variação do índice contratual; (...)
89. O Valor Novo de Reposição do conjunto de bens e instalações da transmissora que
integram o Ativo Imobilizado em Serviço e Intangível será dado pela soma da Base Blindada
atualizada, deduzidas das baixas e bens totalmente depreciados, e o resultado da aplicação
do Banco de Preços Referenciais da ANEEL sobre a Base Incremental. (...)
108. As informações de baixas na Base Blindada devem ser informadas no relatório de
conciliação físico-contábil, nos termos desse Submódulo.
109. Se constatada a retirada de operação de equipamento cuja baixa não foi efetuada na
contabilidade da concessionária, a fiscalização da ANEEL deverá proceder à baixa do ativo no
relatório de conciliação.
72. Ainda sobre desativações, relevante se faz destacar a análise para o reajuste de 2020
realizada pela Superintendência de Gestão Tarifária ("SGT"), por meio da Nota Técnica nº 119/2019SGT/ANEEL, em relação aos equipamentos retirados de operação ao longo do ciclo 2019-2020:
91. Conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET, o equipamento retirado de
operação comercial terá a receita a ele associada cancelada na data da retirada de operação.
Sendo assim, a parcela de RAP associada aos módulos que foram substituídos ou desativados
ao longo do ciclo 2018-2019 e que não foram reutilizados foi cancelada e subtraída da parcela
de RAP total recebida pelas respectivas concessionárias. (...)
94. Com relação às parcelas de RAP que foram canceladas, cabem os seguintes
esclarecimentos:
95. No caso dos custos operacionais, os montantes totais a serem recebidos pelas
concessionárias prorrogadas são calculados com base no modelo DEA e, posteriormente,
esse montante é rateado pelos módulos de cada contrato de concessão com base no VNR.
Portanto, para fins de rateio, o valor de custo operacional associado a cada módulo não
corresponde, necessariamente, ao valor de custo operacional correspondente àquele
módulo calculado por meio do modelo DEA.
96. No entanto, com a publicação do "Anexo III: Custo Unitário de cada produto por
concessionária" do submódulo 9.1 do PRORET, aprovado pela REN nº 880, de 7 de abril de
2020, é possível estimar de forma mais precisa, o valor do custo operacional associado a cada
equipamento, conforme resultado obtido a partir do modelo DEA.
97. Sendo assim, o valor do custo operacional associado a cada equipamento retirado de
operação comercial foi calculado com base no Anexo III do submódulo 9.1 do PRORET, sendo
esse valor, portanto, cancelado conforme consta no Submódulo 9.7 do PRORET.

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73. Depreende-se da interpretação sistemática dos dispositivos apresentados, que a
substituição de módulos completos acarreta o cancelamento da receita de O&M vigente
(Portaria MME nº 579, de 2012), reduzindo-se o valor de acordo com o modelo disposto no item 5
do Submódulo 9.1 do PRORET, e estabelecendo nova receita de O&M, nos termos do
Submódulo 9.7. Já as substituições parciais de módulos implicam manutenção da receita vigente.
74. As revitalizações objeto do Convênio celebrado entre FURNAS e ITAIPU Binacional se
referem às revitalizações parciais dos módulos das conversoras, conforme definição de Função
Conversora (REN nº 191, de 2005)4 e do escopo já apresentado nesta análise. Portanto, entende-se
que, no tratamento regulatório para a implantação do escopo objeto do convênio, deve-se
considerar a manutenção das receitas originais de O&M das conversoras, conforme Tabela 6:
Tabela 6: RAP de O&M das conversoras

| Edificação | Módulo | RAP do Ciclo (ref.: jun/2021) |
| --- | --- | --- |
| F.IGUACU 50HZ | CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CVR4 PR | 3.000.849,82 |
| F.IGUACU 50HZ | CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CVR3 PR | 3.000.849,82 |
| F.IGUACU 50HZ | CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV4 PR | 9.002.549,46 |
| F.IGUACU 50HZ | CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV3 PR | 9.002.549,46 |
| F.IGUACU 50HZ | CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV2 PR | 9.002.549,46 |
| F.IGUACU 50HZ | CV 600/600 kV F.IGUACU 50HZ CV1 PR | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CVR2 SP | 3.000.849,82 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CVR1 SP | 3.000.849,82 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV4 SP | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV3 SP | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV2 SP | 9.002.549,46 |
| IBIUNA | CV 600/600 kV IBIUNA CV1 SP | 9.002.549,46 |

Total R$ 84.721.248,95
75. Contudo, destaque-se que as receitas de O&M do Contrato de Concessão nº
062/2001 seguem modelo estabelecido no Submódulo 9.1 do PRORET para concessões prorrogadas
pela Lei nº 12.783, de 2013, sujeitos à revisão com metodologia específica, a cada ciclo, até o fim da
4 Conversora: Equipamento Principal: Conversoras e transformadores das conversoras / Equipamentos
Complementares: Equipamentos de conexão, filtros CC e CA, reatores de alisamento, eletrodos de terra, linha dos
eletrodos de terra, sistemas de controle, controle mestre, equipamentos reserva, equipamentos de interligação de
barra em vão contendo apenas equipamentos da função conversora e demais equipamentos associados aos
equipamentos principais.

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concessão em 2043. Portanto, independente da receita estabelecida/mantida em processo
autorizativo, é na metodologia de revisão que será alocada a receita de O&M devida para todos os
módulos, inclusive para os que serão objeto de revitalização, de forma retroativa à entrada em
operação comercial.
76. Adicionalmente, tanto os gastos de desativação da estrutura antiga quanto os gastos
para instalação do novo ativo deverão ser custeados por meio dos recursos repassados por
ITAIPU Binacional à FURNAS, não devendo, portanto, ter qualquer repercussão econômica e
financeira para a Concessionária e para a tarifa. De outro modo, não devem ser estabelecidos
adicionais de receita para a revitalização desses ativos, devendo os investimentos realizados serem
registrados no Ativo Imobilizado da concessionária, tendo como contrapartida Obrigações
Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica ("Obrigações Especiais").
II.1.2.2 – Tratamento a ser dado para as instalações substituídas
77. O Convênio entre ITAIPU Binacional e FURNAS estabelece, com vistas à extensão de
vida útil do Bipolo 2, que parte das instalações substituídas no Bipolo 1 serão utilizadas como ativos
sobressalentes no Bipolo 2. Essa ação visa manter a continuidade da prestação dos serviços do
Bipolo 2 com qualidade e confiabilidade, pelo menos por um período até que seja necessária à sua
completa revitalização ou desmobilização; decisão essa, que dependerá basicamente de como será
a contratação da parte da energia gerada pertencente ao Paraguai, no âmbito da renovação ou não
do acordo Brasil/Paraguai em 2023.
78. Porém, para aquelas instalações que não serão utilizadas como sobressalentes,
FURNAS deverá proceder a retirada das instalações originais, por meio de procedimento de
desativação, conforme as regras contidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico ("MCSE") e
na REN nº 691, de 2015.

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II.1.2.3 – Tratamento a ser dado para a qualidade da prestação do serviço
79. As instalações são caracterizadas como DIT e, por tal caracterização, não são
alcançadas pelos regulamentos de qualidade inerentes à prestação de serviços de cunho sistêmicos
voltados às instalações de Rede Básica. Entretanto, trata-se de instalações de interesse estratégico
para o sistema e, nesse caso, é recomendável que os regulamentos sobre qualidade para instalações
sistêmicas sejam também aplicados.
80. Assim, todas as prerrogativas das transmissoras para uma intervenção no sistema,
autorizada ou licitada pela ANEEL, devem estar presentes, nos termos da normatização vigente, a
exemplo da isenção do desconto de Parcela Variável por Indisponibilidade, disciplinada pelo
item 5.4, alínea "b", Seção 4.3, do Módulo 4, das Regras da Transmissão.
II.1.3 – Avaliação dos valores dos adicionais de RAP e estimativa de investimento
81. A título de comparação, apresentam-se abaixo algumas estimativas de valores de
RAP e investimento para o escopo completo da revitalização planejada do Bipolo 1 do Sistema HVDC
de ITAIPU Binacional:
Tabela 7: Estimativas de RAP
Investimento total R$ 1.791.731.963,85(1)
RAP (PRT 579/2012)(2) R$ 84.721.248,95(1)
RAP do escopo a ser autorizado (3) R$ 99.321.572,90(1)
revitalização(4) 184.042.821,85(1)
RAP total pós R$
licitação(5) 252.415.627,86(1)
RAP teto R$
(6) 26.338.459,87(1)
RAP O&M licitação R$
(1) valores com referência em maio/2021.
(2) Receita vigente dos módulos das conversoras das Subestações Ibiúna e Foz do Iguaçu associada ao Bipolo 1
de Itaipu, referente a Portaria nº 579, de 2012.
(3) Receita estimada do escopo que será custeado pelo usuário via autorização de reforço/melhoria,
considerando um investimento de R$ 677.655.558,77 (R$ 465.347.100,00 + R$ 212.308.458,77), conforme
Tabela 3, considerando a receita de O&M dos módulos que serão substituídos de forma completa
futuramente.
(4) Receita total estimada resultante da autorização de todo escopo da revitalização, considerando parte
custeada pelo convênio e parte pelo usuário.
(5) Receita teto de um processo licitatório, utilizando-se os parâmetros definidos para o Leilão n° 002/2021.
(6) Parcela de receita da RAP teto, devida pela operação e manutenção – O&M dos ativos.
82. Inicialmente, cabe esclarecer que a estimativa de receita resultante do processo
autorizativo foi obtida com base no tratamento regulatório descrito nos tópicos anteriores.

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83. Uma primeira percepção que se pode depreender da Tabela 7 é que, em termos de
receitas finais a serem suportadas pelo usuário pós revitalização completa do Bipolo 1, a modalidade
de outorga definida pelo Poder Concedente, considerando o aporte de investimento de
ITAIPU Binacional, por intermédio meio do Convênio assinado, equivale a um deságio de 37% (trinta
e sete por cento) sobre a RAP teto de uma eventual licitação do projeto de retrofit do Bipolo.
84. Ressalte-se, neste ponto, que não foi explorada a viabilidade técnica e regulatória de
licitação do projeto de revitalização em análise. Contudo, do ponto de vista econômico, a licitação
deste projeto é viável e, por isso, esta alternativa está sendo considerada nesta reflexão.
85. Destaca-se também que o Leilão de Transmissão nº 11/2013, que teve como objeto
o sistema HVDC de escoamento da UHE Belo Monte, resultou na contratação do empreendimento
com deságio de 38% (trinta e oito por cento).
86. Dessa forma, observa-se que, a princípio, a revitalização deste empreendimento, da
forma decidida pelo MME, considerando que grande parte do investimento será oriunda do
Convênio, compete com o resultado de uma licitação. Assim, embora a licitação seja possível
economicamente, não há como garantir que seu resultado representaria modicidade para o usuário,
dado o Convênio.
87. Contudo, uma segunda informação que se pode destacar é que o valor referente ao
serviço de O&M da autorização é significantemente superior ao valor de O&M da licitação. Aqui se
reitera que, independente da operacionalização da receita de O&M a ser considerada na Decisão,
esta receita será revisada de acordo com a metodologia específica, inclusive de forma retroativa à
entrada em operação comercial, conforme PRORET.
88. Portanto, entende-se que a RAP O&M deve ser avaliada e tratada na Revisão Tarifária
Periódica subsequente à entrada em operação comercial do empreendimento autorizado,
considerando-se que a Transmissora prestará o serviço em um parque praticamente novo, e que os
ganhos resultantes da diferença do serviço a ser prestado podem ser convertidos para a modicidade
tarifária. Inclusive, a captura de eficiência na prestação do serviço poderia garantir ganhos reais para
o usuário, especialmente por conta da economia na amortização do investimento a ser realizado.

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II.2 – Autorização e estabelecimento de adicional de RAP para as revitalizações já indicadas nos
Planos de Outorgas
89. Trata-se de autorização da revitalização completa de unidades monofásicas de
transformadores conversores constantes em Planos de Outorgas emitidos pelo MME (Tabela 1).
90. Destaca-se que a "Substituição da Fase C do Módulo de Equipamento –
Transformador Conversor ZD1 345/v3 /122/v3 / 122 kV - 300 MVA - 60 Hz - ±300 kV DC", constante
no POTEE 2017-2016, encontra-se autorizada pela REA nº 7.831, de 2019.
91. O Módulo 3 das Regras de Transmissão apresenta as seguintes definições:
2.3. MELHORIA é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em INSTALAÇÕES
DE TRANSMISSÃO existentes, ou a adequação destas instalações, visando manter a prestação
de serviço adequado de transmissão de energia elétrica, conforme disposto na Lei n° 8.987,
de 13 de fevereiro de 1995.
2.4. REFORÇO é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO existentes, ou a adequação destas instalações, para aumento de capacidade
de transmissão, de confiabilidade do SIN, de vida útil ou para conexão de ACESSANTE.
92. Ademais, é classificada como melhoria a "substituição de equipamentos por motivo
de obsolescência, vida útil esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações,
desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas". Dessa maneira, como as revitalizações
foram motivadas pelo fim da vida útil das instalações, tem-se que estas estão sendo consideradas
como melhorias, a despeito da classificação contida nos respectivos Planos de Outorgas.
III.2.1 Do afastamento do Banco de Preços de Referência ("BPR")
93. O Submódulo 9.7 do PRORET estabelece que:
14. Para os equipamentos, materiais e serviços que não estejam contemplados no Banco
de Preços de Referência ANEEL, podem ser adotados valores obtidos por meio de consulta a
fabricantes e fornecedores, realizados em aquisições anteriores, ou declarados pela própria
empresa, desde que acompanhado da justificativa e fundamentação necessária.
15. Quando adotados valores não contemplados no Banco de Preços de Referência
ANEEL, a parcela adicional de RAP poderá sofrer alteração em virtude de fiscalização a ser
realizada sobre os custos praticados pela transmissora para a implementação de melhorias
ou reforços.

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94. Portanto, como os equipamentos em revitalização não têm preço de referência no
BPR, utilizaram-se os valores de investimentos informados por FURNAS na Carta RE.R.E.007.2022,
sendo empregado os valores dos relatórios físico-contábeis para os equipamentos já revitalizados,
e os valores orçados para os equipamentos que ainda serão substituídos.
III.2.2 – Do prazo de entrada em operação comercial
95. De acordo com o item 9 do Submódulo 9.7 do PRORET "a receita estabelecida nas
Resoluções associada aos reforços e às melhorias referidas no § 2º do art. 2º da REN nº 443/2011 é
devida à transmissora a partir da data da entrada em operação comercial do empreendimento".
96. Além disso, a Seção 3.2 do Módulo 3 das Regras de Transmissão dispõe que:
2.2. Os termos de liberação devem ser emitidos ou negados, com respectivas justificativas,
por FT ou GRUPO DE FT, observado o estabelecido no contrato de concessão ou no ato
autorizativo, em até 5 (cinco) dias úteis após a solicitação da TRANSMISSORA ao ONS, sendo
que:
a) o ONS deverá emitir ou negar a emissão dos TERMO DE LIBERAÇÃO COM PENDÊNCIAS –
TLP e TERMO DE LIBERAÇÃO DEFINITIVO – TLD para REFORÇOS em INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO que não são classificadas como REDE BÁSICA ou destinadas a interligações
internacionais em até 3 (três) meses após a data de início de operação comercial.
97. Dessa forma, compete ao ONS a emissão de termos de liberação para reforços e
melhorias com estabelecimento prévio de receita. Além disso, a RAP é devida à transmissora a partir
da data da entrada em operação comercial do empreendimento, que é formalizada pelo termo de
liberação do ONS. Como o termo de liberação deve ser emitido pelo ONS, observado o ato
autorizativo, a receita de uma melhoria/reforço, com estabelecimento prévio de receita, é devida
após a emissão da Resolução Autorizativa e de sua efetiva implantação. Tal mecanismo é garantido
pela SGT/ANEEL que faz a previsão da receita de cada novo ciclo do reajuste tarifário, considerando
as obras previstas para entrada em operação comercial, de forma pro rata aos meses que devem
ser remunerados naquele ciclo.
98. Nesse contexto, foi estabelecido prazo de até 1 (um) mês para a regularização da
implantação das revitalizações já realizadas (POTEE 2017-2016 e 2019), de modo a viabilizar a
emissão dos termos de liberação para o recebimento da devida receita pela transmissora.

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99. Para as revitalizações do POTEE 2020, a data de necessidade sistêmica é
dezembro/2022. Tal informação é de grande relevância, uma vez que determina a partir de quando
esta instalação traz benefícios para o sistema elétrico.
100. Em princípio, antecipações em relação à data de necessidade definida pelo
planejamento setorial e replicadas nos atos autorizativos são vedadas, exceto nos casos de
solicitação da transmissora e mediante ateste do MME e/ou ONS de sua necessidade para o melhor
desempenho do sistema elétrico. Dessa forma, tais pleitos devem ser realizados à ANEEL com um
prazo mínimo de 60 (sessenta) dias da data entrada em operação comercial prevista pela
transmissora, a fim de que se disponha de tempo hábil para a análise e, caso aprovada, a interação
com o ONS para aprovação das intervenções e/ou desligamentos na rede elétrica para integração
das instalações.
101. As melhorias em instalações de transmissão são obras sob gestão da transmissora,
considerando, inclusive, os riscos e prejuízos ao sistema elétrico da não implantação dessas obras,
normalmente necessárias em razão de vida útil esgotada ou sinistro em equipamentos. Assim, para
implantação das revitalizações indicadas no POTEE 2020 foram considerados os prazos informados
por FURNAS.
III.2.3 – Cálculo da RAP
102. Os procedimentos e metodologias adotadas neste Voto atendem ao que dispõe o
Módulo 9, integrante do PRORET, de que trata a REN nº 435, de 2011.
103. Nos períodos entre revisões as receitas associadas às melhorias e aos reforços têm
caráter provisório, sendo redefinidas no processo de revisão subsequente à entrada em operação
comercial do empreendimento, com efeitos retroativos à data de entrada em operação comercial
do reforço ou melhoria. A eventual diferença decorrente da revisão do valor será considerada na
RAP da transmissora em parcelas iguais até a revisão periódica da RAP subsequente.
104. Conforme dispõe o Submódulo 9.1 do PRORET, o Custo Anual dos Ativos ("CAA") das
concessionárias com revisão periódica de toda a base de ativos, contemplando as parcelas RBSE,

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RPC, RBNI e RCDM, dar-se-á pela soma das parcelas referentes à remuneração do capital, à
depreciação e ao custo anual das instalações móveis e imóveis, anualizada para os períodos entre
revisões. Assim, por se tratar de um Contrato de Concessão prorrogado, no cálculo dos adicionais
de RAP foi adotado o perfil decrescente, apresentado no item 10.2 do Submódulo 9.7 do PRORET.
105. Os encargos setoriais e tributos considerados no cálculo do adicional de RAP
(RGR, TFSEE e P&D) obedecem ao disposto item 11.2 do Submódulo 9.7 do PRORET. Além dos
encargos setoriais, a depender do contrato de concessão, poderão compor o adicional de RAP os
valores relativos às contribuições PIS/PASEP e COFINS, estabelecidos na Lei nº 10.637, de 2002, e
na Lei nº 10.833, de 2003, com o correspondente tratamento tarifário na Lei nº 8.987, de 1995.
106. Em atendimento ao disposto no artigo1º da Portaria nº 318, de 2018, o adicional de
RAP é estabelecido considerando-se o impacto do Regime Especial de Incentivos para o
Desenvolvimento da Infraestrutura ("REIDI"), instituído pela Lei nº 11.488, de 2007.
107. De acordo com o Contrato de Concessão nº 062/2001, a RAP a ser paga à
transmissora não considera o montante necessário à cobertura das despesas com PIS/PASEP e
COFINS, valor este incluído pelo ONS nos Avisos de Crédito ("AVC") e Avisos de Débito ("AVD").
Dessa forma, os adicionais de RAP para a instalação das melhorias analisadas por esta nota técnica
foram calculados sem a aplicação da alíquota referente a esses tributos.
108. Os transformadores conversores compõem os módulos das conversoras, conforme
já foi colocado nesta análise. Desse modo, como se trata de revitalização parcial de um módulo,
considerou-se a manutenção das receitas vigentes dos módulos, sem adicional de receita de
operação e manutenção para essas obras, de acordo com a regulamentação vigente já apresentada.
Além disso, o adicional de RAP foi alocada nos módulos de destino dos equipamentos, conforme
informação de FURNAS.
Quadro Resumo das melhorias a serem autorizadas
109. A Tabela abaixo apresenta os valores de investimentos utilizados pela ANEEL, o
percentual de O&M adotado, a respectiva parcela adicional de RAP, considerando-se o perfil

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decrescente para recebimento de receita, para os empreendimentos enquadrados no Item 5 da
Seção 3.1 do Módulo 3 das Regras de Transmissão:
Tabela 8: Investimento (R$), O&M (%) e RAP (R$)

Instalação Empreendimento Módulo SIGET Investimento (R$) O&M RAP (R$)
Revitalização completa do banco de CV 600/600 kV
SE FOZ DO

transformadores conversores 500 kV (TR F.IGUACU 50HZ 14.261.427,47 0,0 1.889.487,23
IGUAÇU
TRZD1 fase A) CV6 PR
CV 600/600 kV
SE FOZ DO Revitalização completa de transformador

F.IGUACU 50HZ 9.941.540,35 0,0 1.317.148,20
IGUAÇU conversor reserva 500 kV
CV8 PR
CV 600/600 kV
SE FOZ DO Revitalização completa de transformador

F. IGUACU 50HZ 9.817.586,00 0,0 1.300.725,57
IGUAÇU conversor reserva 500 kV
CV3 PR
Revitalização completa do banco de
CV 600/600 kV

SE IBIUNA transformadores conversores 345 kV 8.711.784,80 0,0 1.154.218,69
IBIUNA CV2 SP
(TRZG1 A)
Revitalização completa de um
CV 600/600 kV

SE IBIUNA transformador de potência reserva de 14.966.896,67 0,0 1.982.954,38
IBIUNA CV5 SP
345 kV
CV 600/600 kV
SE FOZ DO Revitalização completa de transformador

F.IGUACU 50HZ 14.463.967,80 0,0 1.916.321,66
IGUAÇU conversor, CV04 (sn: 7197211)
CV4 PR
Revitalização completa de transformador CV 600/600 kV

SE IBIUNA 14.494.605,55 0,0 1.920.380,84
conversor, CV01 IBIUNA CV1 SP
Revitalização completa de transformador CV 600/600 kV

SE IBIUNA 7.805.836,14 0,0 1.034.190,14
conversor, trafo reserva IBIUNA CV2 SP
Revitalização da Fase C (7197231) - TR CV 600/600 kV

SE IBIUNA 23.125.671,15 0,0 2.961.277,21
345/122 kV IBIUNA TR2 SP IBIUNA CV1 SP
Revitalização da Unidade atualmente na
Reserva. Atende a 12 unidades em CV 600/600 kV

SE IBIUNA 23.125.671,15 0,0 2.961.277,21
operação. (7197232) - TR 345/122 kV IBIUNA CV1 SP
IBIUNA TR2 SP

Total 140.714.987,08 --- 18.437.981,13
Referência de preço: junho de 2021.
110. Destaca-se que as receitas associadas às melhorias identificadas na Tabela 8 foram
cadastradas nos módulos onde os transformadores conversores estão instalados no caso das
revitalizações já realizadas. Para as melhorias que ainda serão implantadas, as receitas foram
vinculadas nos módulos de destino dos equipamentos, de acordo com informações encaminhadas
por FURNAS.
111. As futuras movimentações de equipamentos previstas pela Transmissora devem ser
registradas em relatórios patrimoniais e contábeis e informadas à ANEEL na Revisão Tarifária
Periódica subsequente à movimentação para eventual regularização da alocação da receita.

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III – D I R E I T O
112. A Decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares:
(a) Lei nº 9.427, de 1996; (b) Lei nº 9.074, de 1995; (c) Decreto nº 1.717, de 1995;
(d) Lei nº 9.648, de 1998; (e) Decreto nº 2.655, de 1998; (f) Módulos 3 e 4 das
Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica; (g) REN nº 691, de 2015; e
(h) Contrato de Concessão ANEEL nº 062/2001.
IV – D I S P O S I T I V O
113. Diante do exposto e do que constam dos Processos nº 48500.001561/2020-73,
48500.000647/2018-64, 48500.000648/2018-17 e 48500.001161/2020-68, voto por AUTORIZAR
Furnas Centrais Elétricas S.A. ("FURNAS"), Contrato de Concessão nº 062/2001, a (i) realizar
intervenções em instalações de transmissão sob sua responsabilidade, conforme Convênio de
Cooperação Técnica e Financeira e seus anexos, de caráter bilateral, entre a ITAIPU Binacional e
FURNAS, cujo objeto é o desenvolvimento do Projeto "Revitalização do Sistema HVDC de FURNAS
associado à UHE de ITAIPU", sem recursos tarifários, sendo o custeio integralmente oriundo de
ITAIPU Binacional, conforme determinação do Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica
2020 – POTEE 2020; e (ii) implantar melhorias em instalação de transmissão de energia elétrica sob
sua responsabilidade, com recursos tarifários, conforme determinação do POTEE 2017-2016, do
POTEE 2019 e do POTEE 2020.
Brasília, 8 de março de 2022.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor