DSP - DESPACHO 2787/2021
Tipo de documento: voto
Ementa: Informa ao Ministério de Minas e Energia - MME da inexistência de óbices para que seja considerado incorporado ao Contrato de Concessão de Transmissão ANEEL 058 de 2001 as instalações de importação de energia da Venezuela, já outorgados à Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A - Eletronorte, bem como da falta de necessidade de reversão prévia de bens à União com posterior reoutorga à mesma empresa.
Assunto: Comunicado
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2021-09-17
Autor: ANEEL

34ª Reunião Pública Ordinária da Diretoria
Brasília, 14/09/2021
VOTO
PROCESSOS: 48500.002829/2021-75
INTERESSADA: Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.
RELATOR: Diretor Sandoval Feitosa.
RESPONSÁVEL: Superintendência de Concessões, Permissões e Autorizações de Transmissão e
Distribuição – SCT.
ASSUNTO: Incorporação das instalações de transmissão de energia elétrica integrantes da interligação
elétrica Brasil – Venezuela ao Contrato de Concessão nº 58/2001-ANEEL, firmado com as Centrais Elétricas
do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte.
I. R E L A T Ó R I O
Em 31 de agosto de 1989, a Portaria n. 420 do Ministério de Minas e Energia – MME,
transferiu para as Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – Eletronorte, a concessão para distribuição
de energia elétrica no município de Boa Vista, no Estado de Roraima.
2. Em 29 de janeiro de 1997 foi celebrado Memorando de Entendimentos entre a República
Federativa do Brasil e a República da Venezuela com o objetivo de suprir energia elétrica ao Estado de
Roraima. Assinaram o documento representantes do Ministérios de Minas e Energia dos dois países, das
Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras, da Eletronorte e da C.V.G. Eletrificación Del Caroní S.A. –
EDELCA1.
3. Em 9 de abril de 1997, por meio da Portaria n. 121, o Departamento Nacional de Águas e
Energia Elétrica – DNAEE autorizou a Eletronorte a implantar a Linha de Transmissão 230 kV Boa Vista –
Santa Elena de Uiarén (no sistema de transmissão da Venezuela), com o objetivo de atender o sistema de
distribuição de energia elétrica do município de Boa Vista, no Estado de Roraima.
1 Em julho de 2007, o governo venezuelano reestruturou o setor elétrico do país e a EDELCA foi substituída pela CORPOELEC.

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4. Em 11 de outubro de 2000, a Resolução ANEEL n. 395 transferiu as concessões e
autorizações para geração e distribuição de energia elétrica, e respectivos sistemas de transmissão
associados, referentes ao sistema isolado de Boa Vista, no Estado de Roraima, da Eletronorte para a Boa
Vista Energia S.A.
5. Em 6 de junho de 2001, a Resolução ANEEL n. 201 autorizou a Eletronorte a importar 200
MW de potência (e respectiva energia elétrica associada) da República da Venezuela. A vigência da
autorização foi fixada pelo prazo de 20 anos contados da data de publicação do ato.
6. Em 24 de julho de 2001, foi celebrado entre a União e a Eletronorte, o Contrato de
Concessão de Transmissão n. 058/2001, que regula a concessão das instalações de transmissão
relacionadas no Anexo I e II do respectivo Contrato.
7. Em 10 de janeiro de 2005, por meio da Resolução Autorizativa n. 7, a Eletronorte foi
autorizada a implantar a LT 69 kV Boa Vista – Distrito Industrial e a Subestação 69/13,8 kV Distrito
Industrial.
8. Em 28 de dezembro de 2010, a Portaria MME n. 1.004 relacionou as instalações de
transmissão de energia elétrica passíveis de enquadramento nos termos do art. 17, §7°, da Lei n. 9.074,
que trata de intercâmbios internacionais, que não inclui as instalações objeto da presente deliberação.
9. Em 4 de dezembro de 2012, foi celebrado o 2° Termo Aditivo do Contrato de Concessão n.
058/2001, prorrogando-o pelo prazo de 30 anos, contados a partir de 1º de janeiro de 2013. Neste Termo,
o rol de instalações abarcadas são todas as pertencentes ao Sistema interligado Nacional – SIN.
10. Em 2 de junho de 2021, o MME encaminhou o Ofício n. 42/2021/SPE-MME2, pelo qual
solicitou manifestação da ANEEL sobre a possibilidade de incorporação de instalações de transmissão
relativas à importação de energia da Venezuela ao Contrato de Concessão de Serviço Público de
Transmissão de Energia Elétrica n. 058/2001-ANEEL, de titularidade da Centrais Elétricas do Norte do
Brasil S.A., quanto as seguintes questões:
"a) A empresa Eletronorte tem direito à indenização dos ativos envolvidos, sejam eles
vinculados ao projeto original ou os realizados posteriormente?
2 SIC n° 48513.014872/2021-00.

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b) Há algum óbice da ANEEL para a proposta de incorporação das instalações de
transmissão ao Contrato de Concessão de Serviço Público de Transmissão" de Energia
Elétrica nº 058/2001-ANEEL, considerando os motivos anteriormente expostos?"
11. Em 29 de julho de 2021, foi emitida a Nota Técnica n. 515/2021-SCT/ANEEL.
12. Em 2 de agosto de 2021, o processo foi distribuído, por sorteio, à minha relatoria.
13. Em 13 de agosto de 2021, solicitei Parecer à Procuradoria Federal junto à ANEEL3.
14. Em 20 de agosto de 2021, por meio da Carta CE-RRG-0119/2021, a Eletronorte fez
ponderações com relação à Nota Técnica da SCT.
15. Em 6 de setembro de 2021, por meio do Memorando n. 197/2021-SCT/ANEEL, a SCT
analisou os pontos trazidos na carta da Eletronorte.
16. Em 6 de setembro de 2021, foi aprovado o Parecer 00273/2021/PFANEEL/PGF/AGU.
17. É o relatório.
II. F U N D A M E N T A Ç Ã O
18. O processo trata da incorporação das instalações de transmissão de energia elétrica
integrantes da interligação elétrica Brasil – Venezuela ao Contrato de Concessão n. 58/2001-ANEEL,
firmado com a Eletronorte.
19. Ao avaliar os autos do processo, encaminho Decisão no sentido de INFORMAR ao MME o
que se segue.
20. De início, cumpre registrar que a competência para decidir é do MME, de modo que o
presente processo trata de mera recomendação a ser submetida à análise do Poder Concedente. As
instalações cuja incorporação o MME avalia, com base nas referências em seu ofício, são:
3 Memorando n. 35/2021-DIR/ANEEL

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a) LT 230 kV Boa Vista – Santa Elena de Uiarén, com cerca de 200 km em território brasileiro
(dos quais aproximadamente 60 km são em terras indígenas) e respectiva Entrada de Linha
– EL na SE Boa Vista; e
b) Subestação 230/69/13,8 kV Boa Vista, composta pelos: dois primeiros transformadores
230/69 kV, 100 MVA, um reator de barra 230 kV, 25 MVAr, e respectivas conexões; um
módulo geral 230 kV; uma interligação de barramentos 230 kV; ELs 69 kV; um módulo geral
69 kV; uma interligação de barramentos 69 kV.
II.1 Da outorga
21. A Portaria DNAEE n. 121, de 1997, estabelece, eu seu art. 2º que a "presente autorização
integrar-se-á à concessão da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. – ELETRONORTE, para todos os
efeitos, especialmente quanto aos investimentos e patrimônios, devendo assim ser considerada, na forma
da legislação específica, e vigorará pelo prazo da respectiva concessão".
22. Uma vez que a Portaria do DNAEE não foi determinativa quanto a qual outorga se referia
para integração do ativo, cabe uma breve análise deste tópico. A concessão que a Eletronorte detinha no
Estado de Roraima em 1997 se devia à Portaria MME n. 420, de 1989. No entanto, a Resolução ANEEL n.
395, de 2000, transferiu à Boa Vista Energia tais atribuições, tornando ineficaz o comando da Portaria do
DNAEE com relação a essa outorga.
23. No que se refere ao Contrato de Concessão n. 58, de 2001, prorrogado em 2012, a
Eletronorte recebeu devido a esta concessão a Resolução Autorizativa – REA n. 3.5874, de 2012,
autorizando adequações na SE Boa Vista. Além disso, na instrução do Despacho n. 3.687, de 2017, a ANEEL
decidiu incluir o 3° transformador 230/69 kV da SE Boa Vista no rol das Demais Instalações de Transmissão
– DITs atinentes ao referido contrato.
4 Posteriormente alterada pela REA n° 5.214, de 12 de maio de 2015, para retirar a autorização de implantação do 3° transformador 230/69
kV na SE Boa Vista e pela REA n° 9.947, de 11 de maio de 2021, para reclassificar as instalações como DIT.

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24. Desta forma, a única outorga de transmissão que a Eletronorte ainda detém no Estado de
Roraima se refere ao Contrato de Concessão n. 058/2001. E, da leitura da Portaria DNAEE n. 121, de 1997,
apenas esta outorga poderia receber a possível incorporação das instalações.
25. A Procuradoria, em seu Parecer destaca que a competência para decidir sobre a matéria é
do MME e que a Conjur do MME que já opinou favoravelmente à incorporação dos ativos ao Contrato de
Concessão n. 058/20015.
II.2 Do enquadramento
26. Conforme recente decisão tomada pela ANEEL, por meio da REA n. 9.947, de 2021, se
concluiu que o conceito de DIT é o mais aderente à situação das instalações de transmissão não definidas
como destinadas à interligação internacional enquanto o Estado de Roraima não for integrado ao SIN.
27. Em direta aplicação do citado entendimento, se tem que o enquadramento como DIT é
adequado para os dois primeiros transformadores 230/69 kV, 100 MVA, o reator de barra 230 kV, 25
MVAr, e respectivas conexões; um módulo geral 230 kV; uma interligação de barramentos 230 kV; 3 ELs
69 kV; um módulo geral 69 kV; uma interligação de barramentos 69 kV; todos da SE Boa Vista.
28. Por força do inciso II do art. 4° da Resolução Normativa n. 67, de 2004, a LT 230 kV Boa
Vista – S. E. do Uiarén não poderia ser classificada como DIT por, mantendo-se sua função como
interligação com a Venezuela, ser uma interligação internacional. E, conforme o art. 17 da Lei 9.074, de
1995, cabe ao poder concedente definir se tal LT continuará como destinada à interligação internacional.
Assim, um possível enquadramento como DIT depende da, ainda em andamento, definição por parte do
MME da destinação a qual se daria a citada LT.
III.3 – Da indenização
29. Tanto a LT 230 kV Boa Vista – Santa Elena de Uiarén quanto a SE Boa Vista se destinavam,
ao menos inicialmente, a serem o meio para a importação de energia do país vizinho. Apesar de,
temporalmente, as instalações terem sido objeto de autorização antes da comercialização em si, o fim ao
5 Parecer n. 00188/2021/CONJUR-MME/CGU/AGU, aprovado pelos Despachos 00897/2021/CONJUR-MME/CGU/AGU e
00899/2021/CONJUR-MME/CGU/AGU

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qual se destinavam era a comercialização da energia elétrica importada. Nesse sentido, a amortização se
deu por meio do contrato de suprimento de energia celebrado entre a Eletronorte e a Boa Vista Energia,
não cabendo indenização dos projetos básicos originalmente aprovados para a SE Boa Vista e a Linha de
Transmissão de interligação com a Venezuela.
30. A mera instalação da LT 230 kV Boa Vista – Santa Elena de Uiarén não teria nenhuma
serventia se dissociada estivesse da implantação da SE Boa Vista, que permitia o rebaixamento da alta
tensão de transmissão de 230 kV para as médias tensões, tornando possível a entrega da eletricidade
importada da Venezuela à concessionária de distribuição local.
31. Apenas mais recentemente, como também aduz a Eletronorte em sua manifestação, é que
o Leilão de Energia n. 01/2019 trouxe o setor de 230 kV da SE Boa Vista como possível ponto de conexão
para outros geradores situados no estado de Roraima, acrescendo, assim, mais uma finalidade à
Subestação.
32. Em análise dos autos do processo 48100.001101/1997-11, nota-se que a terceira entrada
de linha 69 kV na SE Boa Vista, para a SE Distrito Industrial, não constava do projeto básico original da
Subestação, aprovado pelo DNAEE. Nesse sentido, essa entrada de linha é passível de indenização. A SCT
calculou o valor devido, a partir do Valor Novo de Reposição – VNR e da depreciação acumulada, que
constam da tabela a seguir:
Tabela 1 – Valores de indenização, em reais, referidos a junho de 2021.
Vida Útil
VNR RAP
Remanescente
Indenização de 01 Módulo de Infraestrutura de

Manobra 69 kV, arranjo barra principal e 171.609,05 23.474,59 19
transferência, na SE Boa Vista.
Indenização de Entrada de Linha em 69 kV, arranjo
principal e transferência, na SE Boa Vista, associada
2.031.163,89 284.010,14 16
à linha de transmissão 69 kV Boa Vista – Distrito
Industrial C1.

TOTAL 2.202.472,94 307.484,73 --
*Referência
de preço: junho de 2021.
33. Em seu Parecer, a Procuradoria destaca que "quanto ao pleito de indenização, os titulares
de linhas de interesse restrito não fazem jus a qualquer ressarcimento quando elas passam a integrar o

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sistema mediante incorporação a contratos de concessão em curso. É o que ocorreu, no caso, com a
infraestrutura que integrou o projeto básico referente a outorga de comercialização. Todavia, quanto à
infraestrutura apontada como "reforço" pela ELETRONORTE, se a Administração assentar nos autos que
isso se deu por imposição do Poder Concedente e por necessidade sistêmica, a infraestrutura perde a sua
característica restrita; por isso, recomenda-se a observância da proibição do venire contra factum
próprium como dever anexo de conduta vinculado à regra geral de boa-fé objetiva."
34. Sobre esse ponto, cumpre destacar que por não fazer parte da concepção original da
interligação, o referido reforço não pôde ser devidamente incorporado ao preço da energia importada da
Venezuela. Como foi determinado por planejamento setorial e implantado pela Eletronorte sob
autorização da ANEEL faz sentido econômico e jurídico que a Eletronorte seja indenizada pelo saldo não
amortizado dos investimentos feitos no referido reforço. No processo que autorizou o referido reforço
fica claro que a obra constava do Plano Decenal de Expansão dos Sistemas Isolados 2003/126.
III.4 – Receita para cobertura de custos de Operação e Manutenção – O&M.
35. O presente caso concreto envolve a análise – pelo MME como Poder Concedente, quanto
à incorporação de instalações a concessões do Poder Concedente e, confirmando-se a incorporação, o
estabelecimento da pertinente RAP para o O&M das instalações incorporadas.
36. O presente caso semelhança com o estabelecimento de RAP referente ao O&M de
instalações de transmissão recebidas em transferência por uma concessionária de transmissão. Isso
porque o ativo foi implantado sob a égide de outra outorga diferente da receptora deles e, o receptor dos
ativos, para mantê-los sem prejuízo de seu equilíbrio econômico-financeiro já estabelecido, faz jus a
adicional de receita para O&M.
37. Aplicando-se a metodologia para o cálculo do adicional de RAP referente ao O&M,
seguindo metodologia do PRORET, aplicou-se o percentual de 2,0% do VNR das instalações transferidas,
calculados conforme banco de preços referenciais da ANEEL, já considerados os efeitos do REIDI. Vale
destacar que ainda que as obras tenham sido feitas antes da criação do REIDI, a preocupação aqui é que
os custos operacionais eficientes estejam corretamente mensurados e, seguindo metodologia descrita
6 Processo 48500.003829/2004-93

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prevista no PRORET, o percentual de 2,0% deve ser aplicado sobre o valor dos ativos, depois de
considerado os efeitos do REIDI. Não se trata de dizer que a implantação dos ativos foi feita utilizando os
benefícios do REIDI, mas tão somente de utilizar o referencial correto para o dimensionamento dos custos
operacionais.
38. Ademais, vale registrar que após Carta complementar da Eletronorte foram incluídos os
módulos adicionais solicitados pela transmissora. Assim, utilizando-se a metodologia descrita e já
reconhecido o custo de R$ 1,48 milhão, a preços de dezembro de 2020, a título de custos ambientais
necessários para a passagem da Linha de Transmissão pela terra indígena São Marcos, chega-se ao valor
total de custos operacionais de R$ 6,85 milhões, detalhados na Tabela 2 a seguir. Os custos operacionais
deverão ser futuramente revisados.
Tabela 2 - VNR considerado e RAP, ambos em reais. Valores referidos a junho de 2021.
VNR com incidência RECEITA ANUAL
Descrição do Módulo
do Reidi PERMITIDA
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de trecho de
linha de transmissão em 230 kV Boa Vista-Santa Elena do Uiarén C1,

em circuito simples, com 211 km de extensão, e cobertura do 131.622.484,62 4.218.085,33
montante referente a componente indígena da servidão desta linha de
transmissão.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de entrada de
linha em 230 kV, arranjo barra dupla a quatro chaves, na subestação
9.152.667,16 185.652,48
Boa Vista, associada à linha de transmissão 230 kV Boa Vista-Santa
Elena do Uiarén C1.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo
10.411.530,29 211.187,23
Geral 230 kV, arranjo barra dupla a quatro chaves, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 4 Módulos

de Infraestrutura de Manobra 230 kV, arranjo barra dupla a quatro 3.556.420,75 72.138,35
chaves, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo de
4.481.203,17 90.896,62
Conexão de Reator reserva 230 kV, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo de

Conexão 230kV do Transformador TR1 230/69 kV, 100 MVA, arranjo 8.308.594,57 168.531,33
barra dupla a quatro chaves, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo de

Conexão 230kV do Transformador TR2 230/69 kV, 100 MVA, arranjo 8.308.594,57 168.531,33
barra dupla a quatro chaves, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Reator
5.214.286,15 105.766,45
reserva 230 kV, 25 MVAr, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção do
12.836.177,50 260.368,71
Transformador TR1 230/69 kV, 100 MVA, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção do
12.836.177,50 260.368,71
Transformador TR2 230/69 kV, 100 MVA, na SE Boa Vista.

de 11
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo
1.035.493,73 21.003,93
Geral 69 kV, arranjo barra principal e transferência, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 6 Módulos

de Infraestrutura de Manobra 69 kV, arranjo barra principal e 1.536.157,48 31.159,38
transferência, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulos de

Manobra - Interligação de Barras 69 kV, arranjo barra principal e 2.394.386,16 48.567,67
transferência, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo de

Conexão 69kV do Transformador TR1 230/69 kV, 100 MVA, arranjo 3.092.463,04 62.727,45
barra principal e transferência, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo de

Conexão 69kV do Transformador TR2 230/69 kV, 100 MVA, arranjo 3.092.463,04 62.727,45
barra principal e transferência, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de

Linha em 69 kV, arranjo principal e transferência, na SE Boa Vista, 3.250.268,46 65.928,37
associada à linha de transmissão 69 kV Boa Vista – Centro C1.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de

Linha em 69 kV, arranjo principal e transferência, na SE Boa Vista, 3.250.268,46 65.928,37
associada à linha de transmissão 69 kV Boa Vista – Floresta C1.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Entrada de
Linha em 69 kV, arranjo principal e transferência, na SE Boa Vista,
3.250.268,46 65.928,37
associada à linha de transmissão 69 kV Boa Vista – Distrito Industrial
C1.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Reator de
5.214.286,15 105.766,45
Linha 230 kV, 25 MVAr, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo de
4.481.203,17 90.896,62
Conexão de Reator de Linha 230 kV, 25 MVAr, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de Módulo
1.136.168,21 23.046,01
Geral 13,8kV, arranjo barra simples, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 01 Módulo

de Infraestrutura de Manobra 13,8kV, arranjo barra simples, na SE Boa 259.093,46 5.255,45
Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de entrada de

linha em 13,8kV, arranjo barra simples, na subestação Boa Vista, 2.445.010,74 49.594,54
associada à linha de transmissão 13,8kV Boa Vista-Floresta.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção dos 04 Módulos

de Conexão do bancos de capacitores em derivação 13,8kV, arranjo 9.780.042,98 198.378,15
barra simples, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 10 Bancos
4.749.236,91 96.333,41
de Capacitores 13,8kV, 3,6MVAr, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção dos 2 Módulos

de Conexão dos transformadores de aterramento 13,8kV, arranjo 4.697.927,47 95.292,65
barra simples, na SE Boa Vista.
Parcela adicional de RAP para operação e manutenção de 2
924.458,03 18.751,68
Transformadores de Aterramento 13,8kV, 1,52 MVAr, na SE Boa Vista.

TOTAL 261.317.332,23 6.848.812,49

de 11
III. D I R E I T O
39. A decisão tem amparo nos seguintes dispositivos legais e regulamentares: Lei n. 9.427, de
1996; Lei n. 9.074, de 1995; Lei n. 12.111, de 2009; Decreto n. 2.655, de 1998; Decreto n. 7.246, de 2010;
Portaria n. 121 do DNAEE, de 1997; Portaria n. 371 DNAEE, de 1997, Resolução n. 201, de 2001; Resolução
n. 395, de 2000; Resolução Normativa n. 67, de 2004; Portaria n. 1.004, de 2010; Despacho n. 1.838, de
2015; Contrato de Suprimento de Energia Elétrica entre Eletronorte e a Boa Vista Energia – BVEnergia,
anuído pelo Despacho 2.560, de 2015; Resolução Normativa n. 905, de 2020; Resolução Homologatória
n. 2.794, de 2020; Resolução Autorizativa n. 9.947, de 2021.
IV. D I S P O S I T I V O
40. Diante do exposto e do que consta do Processo n. 48500.002829/2021-75, voto por
INFORMAR ao Ministério de Minas e Energia – MME, para sua posterior análise:
i) não existem óbices para que seja considerado incorporado ao Contrato de Concessão n.
058/2001 as instalações de importação de energia da Venezuela, já outorgados à Eletronorte
por meio das Portarias DNAEE n. 121, de 1997, e n. 371, de 1997, nem há necessidade de
reversão prévia de bens à União para depois reoutorgá-los à mesma empresa, Eletronorte, no
contrato em referência;
ii) a Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - Eletronorte faz jus à indenização de investimentos
realizados fora da concepção original das instalações outorgadas por meio das Portarias
Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE n. 121, de 1997, e n. 371, de 1997,
no valor de R$ 2.202.472,94, a preços de junho de 2021, e não faz jus aos investimentos da
concepção original desse sistema de importação da Venezuela, uma vez que tais instalações
devem ser consideradas completamente amortizadas pela comercialização de energia ao
longo do prazo das outorgas que chegaram ao fim.

de 11
iii) em relação as receitas para cobertura do custo de Operação e Manutenção das instalações
incorporadas, o valor totaliza o montante de R$ 6.848.812,49, a preços de junho de 2021.
Brasília, 14 de setembro de 2021.
(Assinado digitalmente)
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
Diretor