DSP - DESPACHO 1200/2022
Tipo de documento: voto
Ementa: Concede parcial provimento ao requerimento administrativo interposto pela Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL para determina que a ISA CTEEP, no prazo determinado, cadastre todas as obras elencadas na tabela 2, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços - SGPMR e solicite a consolidação dessas obras pelo ONS; que o ONS encaminhe para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação dessas obras, para autorização por parte da ANEEL; que a ISA CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP, informe, de forma destacada, as datas de integração conforme relatório de integração do ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária – PRORET das obras relacionadas na tabela 2; que a Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT estabeleça a parcela de Receita Anual Permitida – RAP para essas obras; e que a Superintendência de Gestão Tarifária – SGT calcule o valor devido à título de ressarcimento à Enel CPFL, na forma a ser indicada pela SCT com base no período e nas premissas trazidas, e inclua esse valor no processo tarifário da Distribuidora, conforme previsto na regulamentação setorial.
Assunto: Provimento parcial
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-05-23
Autor: ANEEL

VOTO
PROCESSOS: 48500.001830/2019-68.
INTERESSADOS: Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL e Companhia de Transmissão de Energia
Elétrica Paulista – ISA CTEEP.
RELATOR: Diretor Efrain Pereira da Cruz.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão - SRT.
ASSUNTO: Requerimento Administrativo interposto pela Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL
com vistas ao reconhecimento dos encargos de conexão firmados por meio de CCT entre a
transmissora ISA CTEEP e distribuidoras do Grupo CPFL (CPFL Leste Paulista, CPFL Mococa, CPFL
Paulista, CPFL Piratininga, CPFL Sul Paulista, CPFL Santa Cruz) sem estabelecimento de Receita Anual
Permitida - RAP.
I. RELATÓRIO
1. A Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL protocolou na ANEEL várias
correspondências1
onde alega que entre os anos de 2007 e 2015 diversos CCTs firmados entre a
Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – ISA CTEEP e as distribuidoras do grupo
CPFL foram alterados em decorrência da necessidade de instalação de novos equipamentos sem a
existência de de Receita Anual Permitida – RAP homologada que contemplasse tais equipamentos.
2. Em de 23 de agosto de 2017, a Superintendência de Concessões, Permissões e
Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT, por meio do Memorando nº 0195/2017SCT/ANEEL, solicitou manifestação da SRT a respeito da necessidade de estabelecimento de parcela
adicional de RAP referente a implantação dos sistemas de medição e que estavam sendo pagos pela
distribuidora por meio de CCT.
1
CARTA nº 016/RR/LESTE PAULISTA/2017 (SIC nº 48513.009164/2017-00); CARTA nº 016/RR/CPFL MOCOCA/2017 (SIC
nº 48513.009167/2017-00), CARTA nº 150/RR/CPFL PAULISTA/2017 (SIC nº 48513.030809/2017-00), CARTA nº
061/RR/CPFL PIRATININGA/2017 (SIC nº 48513.030806/2017-00); CARTA n° 020/RR/CPFL SANTA CRUZ/2017 (SIC nº
48513.009161/2017-00) e CARTA n° 014/RR/ SUL PAULISTA/2017 (SIC nº 48513.009157/2017-00).

3. Em resposta, a SRT emitiu o Memorando nº 114/2017-SRT/ANEEL, de 09 de outubro
de 2017, manifestando pela necessidade de estabelecimento pela ANEEL dos encargos de conexão
que constam nos CCT, de acordo com os procedimentos regularmente adotados pela SCT e pela
Superintendência de Gestão Tarifária – SGT.
4. Em 21 de setembro de 2018, por meio da correspondência nº 022/RR/CPFL
ENERGIA/20182, a CPFL apresentou detalhamentos acerca dos aditivos contratuais estabelecidos
entre a ISA CTEEP e as distribuidoras do grupo.
5. Em 25 de março de 2019, por meio da correspondência CT/RR/413/20193, a ISA
CTEEP, em resposta ao Ofício nº 019/2019-SRT/ANEEL, apresentou suas contra argumentações em
relação ao pleito da CPFL e de outras distribuidoras que apresentaram pleito semelhante quanto ao
estabelecimento de receita para valores cobrados por meio de CCTs referente a reforços
implantados pela transmissora.
6. Em 10 de abril de 2019, foi realizada reunião4 na ANEEL com representantes das
distribuidoras CPFL, Elektro Redes S.A – Elektro e Energisa Sul Sudeste – ESS, além de representantes
da SRT a fim de esclarecimento e discussão acerca dos pleitos apresentados pelas distribuidoras
relacionados aos CCTs firmados com a ISA CTEEP sem estabelecimento de RAP, e suas
consequências.
7. Em 27 de dezembro de 2019, através da Nota Técnica nº 99/2019–SRT/ANEEL, a área
técnica recomendou:
i. deferir parcialmente o pedido da CPFL, no sentido de conhecer o
enquadramento regulatório proposto na Tabela 2, com consequente
necessidade de adequação dos seguintes aditivos contratuais que tratam de
obras que deveriam ser remetidas pela ISA CTEEP para autorização da ANEEL
de estabelecimento de receita no reajuste de sua RAP, viabilizando a inserção
de tais custos nos processos de revisão tarifária das distribuidoras do Grupo
CPFL;
2 Documento SIC nº 48513.031023/2018-00.
3 Documento SIC nº 48512.003760/2019-00.
4 Documento SIC nº 48552.000302/2019-00.

ii. a análise da SCT e da SGT, acerca da viabilidade, das condições e dos
procedimentos necessários à eventual reconhecimento de receita e cobrança
retroativa referente às implantações de obras mencionadas;
iii. o encaminhamento do processo para SFE com vistas a verificação de eventual
cobrança em duplicidade referente a obras já remuneradas por meio de RAP
adicional.
8. Em 01 de julho de 2020 e 02 de julho de 2020, foram realizadas reuniões5 na ANEEL
com representantes da distribuidora Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL, além de
representantes da ISA CTEEP, SRT, SGT e SCT a fim de tratar questões atinentes ao Requerimento
Administrativo interposto pela CPFL, cuidando do nivelamento do estágio atual de instrução
processual pelos representantes da Agência e da apresentação de percepções, contornos
regulatórios e dúvidas dos encaminhamentos por parte dos profissionais da CPFL.
9. Em 27 de julho de 2020, minha assessoria, por meio do Memorando nº 230/2020–
ASD/ANEEL6,
formulou consulta à Procuradoria Federal junto à ANEEL ("PF/ANEEL") sobre eventual
óbice jurídico para o reconhecimento de receita e cobrança retroativa, especialmente a ocorrência
de preclusão, decadência ou prescrição para a implementação do referido direito nos casos
concretos apresentados pela CPFL.
10. Em 28 de julho de 2020, a ISA CTEEP protocolou a carta nº CT/RA/1117/2020
apresentando sua manifestação com relação ao pleito da CPFL e ao posicionamento exarado pela
SRT.
11. Em 31 de agosto de 2020, a PF/ANEEL emitiu o Parecer nº
00280/2020/PFANEEL/PGF/AGU7,
concluindo que não há óbice jurídico à possibilidade de
reconhecimento de RAP, contudo, deve-se observar o prazo prescricional de 3 anos, previsto no
Código Civil.
5 Documento SIC nº 48575.003134/2020-00 e Documento SIC nº 48575.003253/2020-00.
6 Documento SIC nº 48575.003529/2020-00.
7 Documento SIC nº 48516.002179/2020-00.

12. Em 5 de maio de 20218, foi realizada reunião entre minha assessoria, a SRT e os
representantes da CPFL, onde foram tratadas questões adicionais relativas ao Requerimento
Administrativo interposto pela CPFL, notadamente sobre equipamentos de medição. A CPFL alegou
que para equipamentos de medição haveria previsão regulatória para serem considerados, nos
termos do o § 7º do Art. 8º da REN nº 67/2004, incluído pela REN nº 248/2007.
13. Em atenção as considerações alegadas na reunião, minha assessoria solicitou à SRT9,
em 18 de maio de 2021, exame das informações apresentadas de modo a retificar ou ratificar o que
recomendou a Nota Técnica nº 99, de 2019.
14. Em resposta10, acerca do tema contestado pela CPFL, a SRT ratificou o entendimento
exarado pela Nota Técnica nº 99/2019.
15. Em 22 de julho de 202111, a CTEEP apresentou manifestação quanto aos pedidos
apresentados pela CPFL.
16. É o Relatório.
II. FUNDAMENTAÇÃO
17. O presente processo trata de Requerimento Administrativo interposto pela CPFL
quanto ao reconhecimento por meio de estabelecimento de RAP, de encargo de conexão referente
aos CCTs firmados entre as Distribuidoras do Grupo CPFL e a transmissora ISA CTEEP.
18. A tabela 1 apresenta a lista de obras que constam como objeto de Termos Aditivos
("TAs") ao CCTs firmados com a ISA CTEEP, como por exemplo, adequação de proteção dos módulos
de entrada de linha de transmissão nas subestações da transmissora associada a obra de conexão
ou reforço no sistema, substituição de Transformadores de Potencial - TPs e Transformadores de
Corrente - TCs da transmissora para adequação do sistema de medição de faturamento (SMF) da
distribuidora, instalação de torre de derivação em linha de transmissão existente (DIT) para conexão
8 Documento SIC nº 48575.002152/2021-00
9 Documento SIC nº 48552.001386/2021-00
10Documento SIC nº 48552.001386/2021-00
11 Documento SIC nº 48513.019882/2021-00 - Carta CTEEP CT/PR/1388/2021

de subestação da distribuidora ou particulares (clientes da distribuidora) e instalação de
Transformador em subestação da transmissora para atendimento a carga da distribuidora.
Tabela 1: Implantação de melhoria e reforços em instalações da ISA-CTEEP nos CCT com Distribuidoras do
Grupo CPFL.

Termo Data de Valor*
Nº Distribuidora Contrato Descrição
Aditivo Assinatura (R$)
CPFL Leste
Paulista, Torre de derivação em (DY) para conexão da SE Casa

1 052/2006 5º 30/03/2011 297.000
(atualmente CPFL Branca 5
Santa Cruz)
CPFL Mococa,
2 Torre de derivação em (DY) para conexão da SE

(atualmente CPFL 051/2006 4º 30/03/2011 315.000
Itapetininga 9
Santa Cruz)
CPFL Mococa,
3 Torre de derivação em (DY) para conexão da SE

(atualmente CPFL 050/2006 3º 14/07/2009 776.000
Mococoa IV
Santa Cruz)
Adequação da proteção no módulo de entrada de linha

4 CPFL Paulista 041/2004 3º 25/07/2007 117.000 138 kV Barra Bonita - Rio Claro na SE Rio Claro CTEEP
(CPFL Paulista)
Adequação do sistema de proteção no bay 138 kV SE

5 CPFL Paulista 007/2000 13º 28/06/2010 633.000
Barra Bonita.
6 Implantação de um novo módulo de entrada de linha 138

CPFL Paulista 007/2000 13º 28/06/2010 2.062.000
kV na SE Barra Bonita CTEEP
Adequação do SMF (substituição de TP's e TCs) nas SEs
Araraquara, Bauru, Barra Bonita, Botucatu, Mogi Mirim II,

7 CPFL Paulista 007/2000 11º 07/05/2009 9.018.000
Penápolils, Promissão, Ribeirão Preto, Santa Bárbara D
'Oeste, São Carlos II, Valparaiso.
Substituição TP e Instalação de TC - SE de Valparaíso

8 CPFL Paulista 007/2000 14º e 17º 14/02/2011 235.000

9

CPFL Paulista 007/2000 14º e 17º 14/02/2011 465.000 Substituição TP e Instalação de TC - SE Penápolis
Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão
10

CPFL Paulista 041/2004 4º 19/09/2008 485.000 do ramal Iacanga a LT Catanduva-lbitinga C1 e C2 138 kV.
Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão
11

CPFL Paulista 041/2004 6º 17/04/2009 460.000 do ramal Bariri a LT Ibitinga - Bariri C1 e C2 138 kV.
Torre de derivação em (DY) e acesso por meio da conexão

12 CPFL Paulista 007/2000 19º 27/07/2012 330.000 do ramal Doosan-Dabo a LT Santa Bábara D'oeste - Mogi
Mirim II 138kV.
Adequação da proteção nos módulos de entrada de linha

13 CPFL Piratininga 017/2002 8º 24/08/2007 6.456.000 88 kV Baixada Santista CTEEP - Henry Borden c3 e c4
Adequação do sistema de medição para faturamento

14 CPFL Piratininga 17/2002 10º 07/05/2009 5.443.000
substituição de TPs e TCs
Adequação do sistema de medição para faturamento

15 CPFL Piratininga 17/2002 12º 10/08/2010 5.443.000
substituição de TPs e TCs

16 CPFL Piratininga 3º 25/09/2007 501.000 Torre de derivação em (DY) para conexão do consumidor
040/2004 Zancheta
17 Torre de derivação em (DY) para conexão do consumidor

CPFL Piratininga 040/2004 5º 25/09/2007 455.000
Zancheta
Instalação de TR 15/20 MWA, cubículos alimentadores e 1
18

CPFL Piratininga 18 29/01/2002 2.173.000 cubículo geral BT de classe 15 kVA (conexão da Piratininga
na SE Vicente de Carvalho)

19 Substituição dos transformadores de instrumentos (TPs e

CPFL Santa Cruz 005/2000 7º 17/02/2009 3.043.000
TCs) nas subestações Chavantes e Jurumirim
*Valor informado pela CPFL em seu pedido.
19. Além dessa distinção feita pela própria empresa em seu pedido há de se distinguir a
análise do presente pleito por período, de acordo com a regulamentação vigente quando da
assinatura dos respectivos termos aditivos. Nesse ensejo é importante destacar a evolução da
regulamentação no decorrer do período.
II.1 - Da análise dos casos
20. Para avaliar o pleito da Requerente, a SRT segregou sua análise por período, de
acordo com a regulamentação vigente quando da assinatura dos respectivos termos aditivos,
conforme será detalhado na sequência.
21. Dentre os casos reclamados, quatro foram classificados pela CPFL em sua
correspondência como obras de conexão ou reforço no sistema, são eles: Caso "4"; Caso "5"; Caso
"6" e Caso "13".
22. O caso "4" é tratado no 3º Termo Aditivo (TA), firmado em julho de 2007, do CCT nº
041/2004 e refere-se à adequação da proteção no módulo de entrada de linha 138 kV Barra Bonita
- Rio Claro na SE Rio Claro. Essa obra esteve associada a conexão da nova SE Brotas (CPFL Paulista)
na DIT linha 138 kV Rio Claro I - Barra Bonita. Segundo informou a CPFL, durante o processo de
acesso da nova SE Brotas da CPFL Paulista em dupla derivação a transmissora informou a
necessidade de instalação na SE Rio Claro I de relés de verificação de tensão do esquema de
religamento automático da linha, em função da existência de PCHs com potência em torno de 1
MW, conectadas nos alimentadores de distribuição (13,8 kV) da nova SE Brotas CPFL.
23. Os casos "5" e "6" são tratados nos 13º TA, firmado em junho de 2010, do CCT
007/2000, e versam da instalação de um novo módulo de entrada de linha em 138 kV na SE Barra
Bonita CTEEP, além da adequação do modulo de entrada de linha em 138 kV existente na SE Barra
Bonita CTEEP. Tais obras foram oriundas da necessidade de duplicação de LT em 138 kV em virtude
do aumento de exportação da Usina da Barra. Também foi determinado a necessidade de

adequação do sistema de proteção no modulo de entrada de linha 138 kV existente na SE Barra
Bonita CTEEP, para possibilitar o aumento de exportação da Usina da Barra.
15812,

24. Cumpre-se destacar que, embora a Resolução Normativa nº de 2005, segundo
o texto vigente à época das assinaturas (com alterações dadas pela Resolução Normativa nº 242 de
7 de dezembro de 2006) não explicitasse o que seria considerado como "entrada de linha", a SRT
concluiu, no que concordo, que a própria definição de módulo de manobra é suficiente para o
enquadramento dos casos "4", "5" e "6" como reforços e, segundo o que preceitua o §1º do art. 4º,
deveriam constar na "Proposta Anual de Ampliações e Reforços", para serem implementados
mediante autorização específica.
12 "Art. 4º São classificadas como Reforços:
I- instalação de transformador ou equipamento de compensação de potência reativa com os respectivos Módulos de Manobra, para
aumento da capacidade de transmissão ou provimento de potência reativa;
II- recapacitação, repotenciação ou reconstrução de linhas de transmissão, para aumento de capacidade operativa;
III- instalação de equipamentos para adequação ou complementação do Módulo de Manobra ou das Instalações de Infra-Estrutura
da Subestação, em função de alteração da configuração da rede elétrica;
IV- substituição de equipamentos do Módulo de Manobra ou das Instalações de InfraEstrutura da Subestação, por superação das
respectivas capacidades normatizadas;
V- substituição de equipamentos do Módulo de Manobra, para adequação à capacidade de transmissão contratada, observado o
disposto no art. 7º da Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho de 2004;
VI- instalação de Sistemas Especiais de Proteção - SEP, abrangendo os Esquemas de Controle de Emergência - ECE, os Esquemas
de Controle de Segurança - ECS e as proteções de caráter sistêmico;
VII- instalação ou substituição de sistema de oscilografia digital de longa duração;
VIII- remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos da Rede Básica ou das Demais Instalações de
Transmissão; e
IV- implementação de Módulo de Manobra, para conexão de linhas de transmissão ou transformadores de potência de propriedade
dos acessantes.
§ 1° Os Reforços referidos nos incisos I, II e III deste artigo deverão constar da "Proposta Anual de Ampliações e Reforços" (PAR),
elaborada pelo ONS, e serão implementados pelas correspondentes concessionárias de transmissão mediante autorização
específica. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)
§ 2° Os Reforços a que se referem os incisos IV, V, VI, VII e VIII deste artigo serão implementados mediante autorização, desde que
haja solicitação do ONS motivada por expansão da capacidade ou da confiabilidade do SIN ou, no caso do inciso IX, decorrente de
solicitação de acesso. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)
§ 3° A receita associada aos reforços a que se referem os incisos IV, V, VI, VII e VIII será incorporada à Receita Anual Permitida das
concessionárias de transmissão, na data do reajuste anual de receitas, considerando a data de entrada em operação de cada
intervenção realizada. (Redação dada pela REN ANEEL 242, de 07/12/2006)
§ 4º O equipamento a que se refere o inciso IX deste artigo será remunerado por meio de Contrato de Conexão à Transmissão - CCT
ou Contrato de Compartilhamento de Infra-estrutura
- CCI, conforme o caso, sendo o encargo correspondente, a ser praticado até a revisão subseqüente, definido de acordo com a tensão
e o arranjo indicado no Anexo desta Resolução."

25. Já o caso "13" foi tratado no 8º TA, firmado em agosto de 2007, e diz respeito a
adequação da proteção nos módulos de entrada de linha em 88kV, vinculada aos circuitos c3 e c4
da LT Baixada Santista – Henry Borden, para atendimento ao crescimento de mercado da
distribuidora. Quanto a esse caso informa-se que a instalação de dois novos bays de linha 88 kV na
SE Baixada Santista CTEEP foram autorizados por meio da Resolução Autorizativa nº 19713, de 04 de
maio de 2004.
26. Considerando que essa implantação já foi contemplada em ato autorizativo e que
serve exclusivamente à CPFL, já é remunerada via encargo de conexão e identificada no Sistema de
Gestão das Instalações de Transmissão – SIGET da ANEEL sob o código "IdeRct" 100414, entendo,
em conformidade com a SRT, não ser cabível nenhuma cobrança adicional por parte da transmissora
à concessionária de Distribuição.
27. Verificam-se seis casos, dentre os listados na Tabela 1, que tratam de substituição de
TPs e TCs pela ISA CTEEP para adequação de SMF da distribuidora, são eles os casos "7", "8", "9",
"14", "15" e "19".
28. Os casos "7", "8" e "9" referem-se ao CCT nº 007/2000, firmado entre a ISA CTEEP e
a então CPFL Paulista. Essas obras são tratadas em termos aditivos ao contrato e versam de
substituição de TPs e TCs de 145 e 92 kV para adequação dos sistemas de medição a regulamentação
vigente. No 11º TA são descritas obras referentes ao caso "7" nas Subestações Araraquara, Bauru,
Barra Bonita, Botucatu, Mogi mirim Barra Bonita, Botucatu, Mogi Mirim II, Penápolis, Promissão,
Ribeirão Preto, Santa Bárbara D'oeste, São Carlos II e Valparaíso.
29. Os casos "8" e "9" encontram-se descritos nos 14º e no 17º TA e também versam da
substituição de TPs e TCs de 72 kV e de 15kV para adequação dos sistemas de medição à
regulamentação vigente em virtude de alterações na rede decorrentes de obras para atender o
13 "Art. 3° Deverá a CTEEP implantar reforços nas instalações de conexão para atendimento às concessionárias de distribuição,
conforme especificação:
(...)
III – instalação de dois módulos de entrada de linha, em 88 kV, arranjo barra dupla, para as linhas de transmissão em 88 kV Baixada
Santista / Henry Borden, circuitos 5 e 6, na Subestação Baixada Santista, localizada no Município de Cubatão, estabelecendo como
limite a data de 31 de março de 2006 para início de operação comercial;
(...) "

crescimento de mercado da distribuidora. Neste caso as obras foram realizadas nas subestações
Penápolis e Valparaíso.
30. O CCT nº 017/2002, firmado entre a ISA CTEEP e a então CPFL Piratininga, abrange os
casos "14" e "15" nos respectivo 10º e 12º TA. Nesses a transmissora e a distribuidora acordaram a
substituição de TPs e TCs de 362 kV, 145 kV e 15 kV nas subestações Bom Jardim, Vicente de
Carvalho, Oeste e Baixada Santista.
31. Por fim, o caso "19" encontra-se no 7º TA do CCTnº 005/200, firmado entre a ISA
CTEEP e a CPFL Santa Cruz e também trata da substituição de TPs e TCs nas tensões de 145 kV e 92,5
kV nas subestações Chavantes e Jurumirim.
32. O TAs dos contratos mencionados nessa seção foram todos assinados entre fevereiro
de 2009 e fevereiro de 2011, portanto durante a vigência da Resolução Normativa nº 248, de 2007
e possuem o mesmo padrão onde são definidos inclusive os valores dos encargos a serem cobrados,
bem como qual o índice e a periodicidade de atualização desses valores. A CPFL, por sua vez,
argumenta em seu pedido não deter a gestão para a implantação de tais adequações para atender
a regulamentação, tanto em relação aos custos incorridos quanto aos prazos de implantação.
33. Acerca desse tema a ISA CTEEP cita o Ofício nº 002/2004-SRT/ANEEL, na
correspondência CT/RR/413/2019, por meio da qual a SRT manifestou-se, à época, acerca da
responsabilidade técnica da instalação de sistemas de medição. O Ofício discorre sobre o seguinte:
"A especificação técnica, aquisição e instalação desses equipamentos, bem como o serviço de
medição, serão de responsabilidade da CTEEP, caso o acesso se dê em instalações integrantes
da Rede Básica. Para acesso nas 'Demais Instalações de Transmissão', a responsabilidade
pela instalação dos equipamentos e pelo serviço de medição será da concessionária de
distribuição local. Para este último caso, mediante acordo entre as partes, a medição poderá
ser implementada pela transmissora.
Os ativos e serviços correspondentes deverão ser ressarcidos via encargos de conexão a serem
negociados com o consumidor, caso o acesso seja na Rede Básica, ou com a distribuidora,
caso seja nas 'Demais Instalações de Transmissão'."

34. Assim, a ISA CTEEP entende ser pertinente a cobrança dos encargos de conexão tal
como calculados nos CCTs hoje vigentes, alegando que foram firmados em expresso acordo com a
regulação vigente à época.
35. Isso posto, verifica-se na regulamentação o que estabelece a Resolução Normativa
nº 67, de 2004, alterada pela Resolução Normativa nº 248, de 2007, sobre a possibilidade da
transmissora de realizar compra de equipamentos de medição e cobrá-lo por meio de encargo,
conforme o §7º de seu artigo 8º.
36. Destaca-se também a Resolução nº 281, que disciplina a forma de cobrança dos
encargos de conexão em seus arts. 18 e 20, conforme vigente à época (antes da alteração dada pela
REN 399, de 13 de abril de 2010).
"Art. 18. Os encargos de conexão aos sistemas de transmissão ou de distribuição serão de
responsabilidade dos usuários.
§ 1º Os encargos de conexão serão objeto de negociação entre as partes e deverão cobrir os
custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a
manutenção do ponto de conexão.
§ 2º As instalações de conexão poderão ter seu projeto e execução contratado com empresa
de livre escolha do usuário, inclusive a própria concessionária ou permissionária, observadas
as normas técnicas e padrões da concessionária ou permissionária e os requisitos do usuário.
(...)
Art. 20. Os encargos de conexão serão faturados diretamente pelas concessionárias ou
permissionárias detentoras das instalações acessadas, contra os respectivos usuários."
37. Observa-se, portanto, que a regulamentação vigente à época da assinatura dos TAs,
além de definir que o ressarcimento para tal serviço seja por meio de encargo de conexão a ser
tratado pelas partes, definia que a responsabilidade pela implementação era do usuário (no caso a
distribuidora) que, a seu critério, poderia contratar ou não a própria concessionária conectada (no
caso a transmissora) para a realização da obra. Deste modo, entende-se que os custos incorridos
para as obras dos casos "7", "8", "9", "14", "15" e "19" são de responsabilidade das distribuidoras
do grupo CPFL, que deveriam alocálos dentre as atividades para eventual reconhecimento em
revisão tarifária.

38. Assim, para esses casos, não há o que se falar de determinação da ANEEL, no âmbito
deste processo, de adequação dos respectivos aditivos, nem de restituição da ISA CTEEP à CPFL de
eventuais diferenças aos valores já cobrados nem, tampouco, definição de RAP para a ISA CTEEP
que corresponda a reconhecimento tarifário à CPFL referente ao encargo de conexão pago,
conforme solicita a Distribuidora.
39. Ressalta-se que boa parte das obras mencionadas pela CPFL em sua carta são de
instalação de torre de derivação em linha de transmissão existente para atender a distribuidora (ou
diretamente algum consumidor da distribuidora). Na tabela 1 esses são os casos "1", "2", "3", "10",
"11", "12", "16" e "17". Para analisar esses casos há de se pontuar dois aspectos. O primeiro aspecto
diz respeito às modificações sofridas pela regulamentação durante o período das implantações e o
segundo aspecto é o enquadramento desse tipo de obra como reforço.
40. Começando pelo primeiro aspecto, com exceção do caso "12", todos os outros
ocorreram durante o período de vigência da Resolução Normativa nº 158, de 2005. O que tal norma
disciplina como reforço já foi transcrito e considerado na nota técnica. Conforme é verificado na
norma, não há comando explícito acerca de instalação em derivação de linha de transmissão. No
entanto, em face a definição da norma, vale salientar as características de cada uma das obras. Os
casos "1", "2" e "3" consistem em obras acordadas entre a ISA CTEEP e as então CPFL Leste Paulista,
CPFL Sul Paulista e CPFL Mococa, por meio de do 5º TA do CCT nº 052/2006 e do 4º TA do CCT nº
051/2006 e do 3º TA do CCT nº 050/2006, respectivamente, em DITs de propriedade da ISA CTEEP.
41. A descrição dessas obras e os marcos estabelecidos nos contratos são muito
semelhantes, diferenciando por óbvio, pelas instalações a que se referem.
42. Para o caso "1" foi instalada torre de derivação em (DY) para conexão na SE Casa
Branca 5 em dupla derivação da linha 138 kV Limoeiro - Porto Ferreira. O TA foi assinado em março
de 2011 e o ONS emitiu Parecer de Acesso em maio de 2011 para o referido acesso. Já para o caso
"2" foi instalada torre de derivação em (DY) para conexão da SE Itapetininga 9 em dupla derivação
da linha 138 kV Cerquilho III - Itapetininga II. O TA também foi assinado em março de 2011 e o ONS
emitiu Parecer de Acesso em junho de 2011. Para o caso "3" foi instalada torre de derivação em
(DY) para conexão da SE Mococa IV em dupla derivação da linha 138 kV Itaipava - Euclides da Cunha.
O TA foi assinado em julho de 2009 e foi emitido Parecer de Acesso pelo ONS em dezembro de 2009.

43. Os casos "10", "11" e "17", embora também tratem de instalações de torre de
derivação, possuem uma peculiaridade em relação aos mencionados anteriormente. Os dois
primeiros dizem respeito aos TAs ao CCT nº 041/2004 (CPFL Paulista), que foram assinados em 19
de setembro de 2008 e 17 de abril de 2009, respectivamente, e o terceiro ao 5º TA do CCT nº
040/2004 (CPFL Piratininga), assinado em 30 de abril de 2009. É importante a menção a essas datas,
porque foi nesse período que foi expedida a Resolução Normativa nº 312, de 2008.
44. Antes da Resolução Normativa nº 312, de 2008, a Resolução Normativa nº 68, de
2004, estabelecia a responsabilidade da transmissora pela implementação das instalações
associadas a seccionamento (não derivação), inclusive os reforços e as modificações em linha de
transmissão e seus terminais, mediante prévia autorização.
45. Com as alterações oriundas da Resolução Normativa nº 31214, de 2008, foi
estabelecido novo rito para acesso às DIT, destacando-se a modificação do § 2º do art. 2º e do caput
do art. 3º (mantendo-se os incisos I e II, já citados).
46. Verifica-se então que o pagamento dos encargos relacionados a reforços em
instalações de uso exclusivo da distribuidora foi alterado. Antes era simplesmente atribuída a
responsabilidade do pagamento à concessionária ou permissionária de distribuição. Com a
alteração o pagamento do encargo restou vinculado a existência de ato autorizativo.
47. Segundo alega a CPFL, as tratativas para a implantação dessas obras se iniciaram
antes da vigência da Resolução Normativa nº 312, de 2008, que alterou os critérios para acesso a
DIT, preconizados na Resolução Normativa nº 68, de 2004. A esse respeito a análise é que,
independente de quando se iniciaram as tratativas, os efeitos da Resolução Normativa nº 312, de
14 "Art. 2° O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, em sua proposta anual de ampliações e reforços na Rede Básica do
Sistema Interligado Nacional – SIN, deverá incluir:
(...)
§ 2° Os reforços nas DIT serão de responsabilidade da concessionária de transmissão proprietária das instalações a serem
modificadas, mediante prévia autorização, com direito à correspondente parcela adicional de Receita Anual Permitida – RAP.
(Redação dada pela REN ANEEL Nº 312 de 06.05.2008)
§ 3° A implementação das instalações a que se refere o inciso II deste artigo, sujeita à fiscalização da ANEEL, será de
responsabilidade da concessionária ou permissionária de distribuição.
Art. 3° O pagamento dos encargos dos serviços de transmissão, associados aos reforços autorizados de acordo com o art. 2°, § 2°,
será atribuído à concessionária ou permissionária de distribuição usuária, conforme a seguir: (Redação dada pela REN ANEEL Nº
312 de 06.05.2008)."

2008, entraram em vigor na data da sua publicação, portanto, o rito processual a ser seguido para
os casos "10", "11" e "17" (à semelhança dos já comentados casos "1", "2" e "3"), devia ser o da
norma vigente quando da assinatura do TA, ou seja, com a necessidade de prévia autorização.
48. O caso "16" é objeto do CCT nº 040/2004, firmado entre a ISA CTEEP e a então CPFL
Piratininga e que trata da instalação de torre de derivação para conexão da SE Zanchetta –
consumidor cliente da CPFL Piratininga – em dupla derivação da linha 138 kV Cerquilho III -
Itapetininga II (DIT de propriedade da ISA CTEEP). A assinatura do 3º TAs, que dispõe dessa
instalação, se deu no dia 25/09/2007, portanto antes da emissão da Resolução Normativa nº 312,
de 2008. Entretanto é importante observar que, em sendo a implementação de torre de derivação
considerada como reforço, mesmo antes das modificações na Resolução Normativa nº 68, de 2004,
a norma já preconizava no §2º do art. 2º, haver necessidade de prévia autorização da ANEEL, com
o direito correspondente de parcela adicional de RAP.
49. Já o caso "12" é o mais recente, dentre os listados na Tabela 1, tendo como objeto a
instalação de torre de derivação para conexão da SE Doosan – consumidor cliente da CPFL Paulista
– em dupla derivação da linha 138 kV Santa Barbara - Mogi Mirim II (DIT de propriedade da ISA
CTEEP). O 19º TA do CCT nº 007/2000, que dispõe dessa instalação, foi assinado em 27 de julho de
2012, já na vigência da Resolução Normativa nº 443, de 2011.
50. Feitas essas ponderações acerca da evolução da regulamentação no período em que
os TAs forma assinados, passa-se a avaliar o segundo aspecto levantado nessa seção.
51. As obras a que se refere todos os casos listados nessa seção são implementações de
estruturas de derivação destinadas à conexão da Distribuidora.
52. Este ponto foi destacado pela ISA CTEEP em sua correspondência onde a
Transmissora alega que "a Resolução Normativa n° 158/2005 não tratou das instalações
relacionadas a estruturas de derivação, mas apenas de módulos de manobra" e completou
afirmando que "em que pese haver a determinação de adequação de contratos firmados em razão
da sua publicação, as estruturas de derivação não foram ali contempladas".
53. De fato, as estruturas de derivação só foram explicitamente mencionadas na
regulamentação com a Resolução Normativa nº 643, de 2014. Porém, há de se considerar que a

evolução do regulamento visa deixar mais claro as definições das obras a serem enquadradas como
reforço e melhoria. Ademais, embora no texto da Resolução Normativa nº 443, de 2011, não se liste
este tipo de obra nos incisos do art. 4º, na leitura do caput do mesmo artigo fica claro que se
enquadra como reforço qualquer instalação que vise a conexão de usuários do sistema.
54. Portanto esses casos enquadram-se como reforços de modo que deveriam ser
implementados pela ISA CTEEP mediante autorização da ANEEL, com estabelecimento de receita no
reajuste de RAP subseqüente à sua entrada em operação.
55. Apenas o caso "18" trata de instalação de transformador para atendimento a carga
da distribuidora. Esse caso está descrito no CCT nº 018/2002 e trata da substituição de
transformador 15/20 MVA, cubículos alimentadores e 1 cubículo geral BT de classe 15 kVA (conexão
da Piratininga na SE Vicente de Carvalho).
56. Essa obra foi autorizada por meio da Resolução Autorizativa nº 2.919, de 31 de maio
de 2011, quando da vigência da Resolução Normativa nº 158, de 2005.
57. Como consequência, essa autorização foi contemplada na Resolução Homologatória
nº 1.555, de 27 de junho de 2013, conforme consta no Anexo da Nota Técnica nº 154/2013SRT/ANEEL6, de 25 de junho de 2013. Assim sendo, a substituição desse transformador já consta no
reajuste de RAP da ISA CTEEP e é remunerado via TUST-FR, conforme verifica-se na nota técnica,
não sendo cabível nenhuma cobrança adicional por parte da transmissora à concessionária de
Distribuição.
II.2 - Da manifestação da ISA CTEEP
58. Em sua manifestação, a ISA CTEEP inicialmente trata a respeito do cumprimento da
regulação vigente com relação às torres de derivação, argumentando, em síntese, que:
No que tange ao Grupo I – para o caso do termo aditivo ao CCT nº 40/2004 firmado em
25/09/2007 (caso i), e ao Grupo II – para o caso dos termos aditivos firmados entre
19/09/2008 e 30/03/2011 (casos ii, iii, iv, v, vi e vii), por expressa ausência de previsão legal,
não há como enquadrar tais obras como reforço, de modo que os contratos foram firmados
dentro dos limites permitidos pela regulação vigente, visando unicamente atender os
interesses sistêmicos, devendo ser mantidos da forma como celebrados;

Já com relação ao Grupo III – para o caso do termo aditivo ao CCT 07/2000 firmado em
27/02/2012 (caso viii), afirma que do mesmo modo dos contratos classificados como Grupo
I e II, não há na Rsolução Normativa nº 443/2011 previsão de que a instalação de torres de
derivação seja classificada como reforços. Assim, tal contrato apenas observou o que a
regulação da época permitia, devendo ser mantido o quanto avençado entre as partes.
59. Em seguida, tratando das entradas de Linha e adequação de sistemas de proteção, a
ISA CTEEP, alega, em síntese que:
"[...] não há que se falar em alteração ou mesmo adequação dos CCT firmados cujos objetos
são relacionados à adequação de sistemas de proteção, visto que, embora não tenha havido
a publicação de Resolução Autorizativa prévia à execução de tais obras, todos os
procedimentos necessários para materializar a relação jurídica entre as partes, assim como
a regulamentação, foram seguidos, não havendo qualquer prejuízo para qualquer das partes
ou para o interesse público. Muito pelo contrário, uma vez que, neste caso, o interesse público
estaria prejudicado caso as obras não se iniciassem imediatamente diante da demanda
urgente das Distribuidoras.".
60. Por fim, com relação à instalação de transformador, a CTEEP sustentou que
"considerando que o CCT em questão foi firmado de acordo com o quanto permitido à época de sua
assinatura e ainda que a Resolução Autorizativa nº 2.919/2011 faz referência à substituição do
transformador objeto do CCT assinado, não há que se falar na necessidade de qualquer adequação.".
II.3 - Do Parecer da Procuradoria
61. Durante a instrução do Processo, a PF/ANEEL foi consultada sobre eventual óbice
jurídico para o reconhecimento de RAP e cobrança retroativa, especialmente a ocorrência de
preclusão, decadência ou prescrição para a implementação do referido direito nos casos concretos
mencionados na Tabela 2 da Nota Técnica nº 99/2019.
Tabela 2 - Análise do atendimento à regulamentação por obra de conexão.
Termo Data de

Nº Distribuidora Contrato Análise do pleito
Aditivo Assinatura
CPFL Leste Paulista, Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas

1 (atualmente CPFL 052/2006 5º 30/03/2011 à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
Santa Cruz) vigente à época (REN 158/2005)

CPFL Sul Paulista, Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas

2 (atualmente CPFL 051/2006 4º 30/03/2011 à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
Santa Cruz) vigente à época (REN 158/2005)
CPFL Mococa Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas

3 (atualmente CPFL 050/2006 3º 14/07/2009 à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
Santa Cruz) vigente à época (REN 158/2005)
Procedimento realizado em concordância com a

4 CPFL Paulista 041/2004 3º 25/07/2007 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas

5 CPFL Paulista 007/2000 13º 28/06/2010 à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 443/2011)
Obras objeto do contrato deveriam ter sido informadas

6 CPFL Paulista 007/2000 13º 28/06/2010 à ANEEL no processo de Revisão de acordo com norma
vigente à época (REN 158/2005)
Procedimento realizado em concordância com a

7 CPFL Paulista 007/2000 11º 07/05/2009 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
Procedimento realizado em concordância com a

8 CPFL Paulista 007/2000 14º e 17º 14/02/2011 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
Procedimento realizado em concordância com a

9 CPFL Paulista 007/2000 14º e 17º 14/02/2011 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
Obras objeto do contrato deveriam ter sido

10 CPFL Paulista 041/2004 4º 19/09/2008 informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras objeto do contrato deveriam ter sido

11 CPFL Paulista 041/2004 6º 17/04/2009 informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras objeto do contrato deveriam ter sido

12 CPFL Paulista 007/2000 19º 27/07/2012 informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 443/2011)
Obra autorizada pela ANEEL, conforme REA

13 CPFL Piratininga 007/2000 8º 24/08/2007 197/2004, não sendo cabível nenhuma cobrança
adicional por parte da transmissora à concessionária
de Distribuição
Procedimento realizado em concordância com a

14 CPFL Piratininga 017/2000 10º 07/05/2009 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
Procedimento realizado em concordância com a

15 CPFL Piratininga 017/2000 12º 10/08/2010 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
Obras objeto do contrato deveriam ter sido

16 CPFL Piratininga 040/2004 3º 25/09/2007 informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obras objeto do contrato deveriam ter sido

17 CPFL Piratininga 040/2004 5º 30/04/2009 informadas à ANEEL no processo de Revisão de acordo
com norma vigente à época (REN 158/2005)
Obra autorizada pela ANEEL, conforme REA

18 CPFL Piratininga 18 29/01/2002 2.119/2011, não sendo cabível nenhuma cobrança
adicional por parte da transmissora à concessionária
de Distribuição

Procedimento realizado em concordância com a

19 CPFL Santa Cruz 005/2000 7º 17/02/2009 regulamentação vigente. Nenhuma alteração deve ser
realizada.
62. A PF/ANEEL conclui que "não há óbice jurídico à possibilidade de reconhecimento de
receita, decorrente da adequação dos CCTs firmados com a ISA-CTEEP, nos reajustes tarifários da
CPFL. Conclui-se, ainda, que a pretensão de ressarcimento da distribuidora baseia-se no princípio
que veda o enriquecimento sem causa e, portanto, deve observar o prazo prescricional de 3 anos,
previsto no § 3º do art. 206 do Código Civil.".
63. Finalizou esclarecendo que "[...] os diversos requerimentos administrativos
apresentados pela CPFL são causas interruptivas da prescrição, razão pela qual o reconhecimento
do direito ao repasse pode retroagir a até três anos anteriores à data de seus protocolos na ANEEL.".
II.4 - Dos encaminhamentos
64. Diante de todo o exposto, conclui-se que, dentre as obras realizadas pela ISA CTEEP
e apresentadas pela CPFL em seu pedido, algumas deveriam, segundo regulamentação vigente à
época, serem informadas à ANEEL de modo a possuírem RAP homologada possibilitando o
reconhecimento de tais custos nos processos revisão tarifária da Distribuidora. Outras duas foram
objeto de ato autorizativo e já possuem RAP adicional homologada, de forma que a remuneração
referente a elas já se encontra na base da transmissora, conforme enquadramento regulatório
proposto na Tabela 2.
65. A partir dessa conclusão e do entendimento exarado pela PF/ANEEL, faz-se
necessário atuar em duas frentes: (i) regularização da situação daqui para frente; e (ii)
reconhecimento do direito de ressarcimento dos encargos pagos pela Distribuidora.
66. Para o tratamento da regularização dos ativos daqui para frente é preciso que sejam
cumpridas as seguintes etapas pelos Agentes e entidades envolvidas:
i. A ISA CTEEP deve cadastrar todas as obras elencadas na tabela 2, com exceção da obra
nº 3, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços ("SGPMR") e
solicitar a consolidação dessas obras pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico
("ONS");

ii. O ONS deverá encaminhar para a ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação das
obras para que esta Agência proceda com processo de autorização;
iii. Após a autorização das obras pela ANEEL, a ISA CTEEP deverá registrar as datas de
entrada em operação e o atendimento aos requisitos dos Procedimentos de Rede em
sistema computacional do ONS, conforme disposto no Módulo 3 das Regras de
Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional, aprovado pela Resolução
normativa nº 905, de 2020;
iv. A ISA CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da RAP, deverá
informar, de forma destacada, as datas de integração, conforme relatório de integração
do ONS e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos Procedimentos de
Regulação Tarifária ("PRORET"), das obras relacionadas na tabela 2, com exceção da
obra nº 3 da referida tabela; e
v. A ANEEL estabelecerá o valor de parcela adicional de RAP considerando tanto para o
prazo de amortização quanto para o investimento a vida útil remanescente dos ativos;
67. Com relação ao reconhecimento do direito de ressarcimento pelos valores de
encargos de conexão pagos pela Distribuidora, a PF/ANEEL destacou a necessidade de se observar
o prazo prescricional de 3 anos, previsto no § 3º do art. 206 do Código Civil, devendo retroagir até
3 anos anteriores à data de protocolo do requerimento da Distribuidora na ANEEL.
68. Assim, para o estabelecimento do montante a título de ressarcimento, faz-se
necessário estabelecer algumas premissas que permitam a correta operacionalização da questão:
a. A ANEEL calculará o valor de ressarcimento devido à CPFL para incluir, conforme
regulamentação setorial, no seu processo tarifário;
b. O ressarcimento devido deverá compreender o período até a data da regularização da
situação, ou seja, até a data de entrada em operação comercial definida no processo de
homologação de RAP para essas obras no processo de reajuste anual das transmissoras,
sendo que o valor calculado a título de ressarcimento não será o valor efetivamente pago
pela Distribuidora, mas sim o valor regulatório homologado retroagindo no tempo e
limitado ao referido período; e

c. Caso alguma dessas obras não possua mais vida útil regulatória remanescente quando da
sua regularização, o ressarcimento devido deverá compreender o período até a data que
estabelece o final da vida útil regulatória, tendo como referência que a data de entrada
em operação das obras é aquela disposta nos termos aditivos ao CCT.
III. DIREITO
69. Essa análise encontra fundamentação nos seguintes dispositivos legais e normativos:
Resolução ANEEL nº 281, de 1º de outubro de 1999, na Resolução Normativa nº 67, de 8 de junho
de 2004, na Resolução Normativa nº 68, de 8 de junho de 2004, na Resolução Normativa nº 158, de
25 de maio de 2005 e na Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011, e na Resolução
Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020.
IV. DISPOSITIVO
Diante do exposto e do que consta do Processo nº 48500.001830/2019-68, voto por DAR PARCIAL
PROVIMENTO ao Requerimento Administrativo interposto pela Companhia Paulista de Força e Luz
– CPFL para: (i) DETERMINAR que a ISA CTEEP, no prazo de 30 dias, cadastre todas as obras
elencadas na tabela 2, no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços ("SGPMR")
e solicite a consolidação dessas obras pelo ONS; (ii) DETERMINAR que o ONS encaminhe para a
ANEEL, em caráter de urgência, a consolidação dessas obras, para autorização por parte da ANEEL;
(iii) DETERMINAR que a ISA CTEEP, dentro do processo ordinário de reajuste para homologação da
RAP, informe, de forma destacada, as datas de integração conforme relatório de integração do ONS
e demais informações exigidas no Submódulo 9.7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária –
PRORET das obras relacionadas na tabela 2; (iv) DETERMINAR que a Superintendência de
Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e Distribuição – SCT estabeleça a parcela de
Receita Anual Permitida – RAP para essas obras; e (v) DETERMINAR que a Superintendência de
Gestão Tarifária – SGT calcule o valor devido à título de ressarcimento à Enel CPFL, na forma a ser
indicada pela SCT com base no período e nas premissas trazidas, e inclua esse valor no processo
tarifário da Distribuidora, conforme previsto na regulamentação setorial.
Brasília, 10 de maio de 2022.

(Assinado digitalmente)
EFRAIN PEREIRA DA CRUZ
Diretor