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2º LER/2016: QUANTITATIVOS

DA CAPACIDADE

REMANESCENTE DO SIN PARA

ESCOAMENTO DE GERAÇÃO

PELA REDE BÁSICA, DIT E ICG

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ONS NT 121/2016-r1

2º LER/2016: QUANTITATIVOS

DA CAPACIDADE

REMANESCENTE DO SIN PARA

ESCOAMENTO DE GERAÇÃO

PELA REDE BÁSICA, DIT E ICG

06 de Outubro de 2016

ONS NT 121/2016-R1 – 2º LER/2016: QUANTITATIVOS DA CAPACIDADE REMANESCENTE DO SIN PARA

ESCOAMENTO DE GERAÇÃO PELA REDE BÁSICA, DIT E ICG

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Sumário

1 Introdução 5

2 Objetivo 7

3 Terminologia e definições 8

4 Premissas e critérios 10

4.1 Configuração da Rede de Transmissão 10

4.2 Configuração de geração 10

5 Disponibilidade física para conexão de novos empreendimentos 12

6 Conclusões 15

6.1 Considerações adicionais sobre o atraso de obras da ABENGOA e

da ELETROSUL 20

6.1.1 Capacidade remanescente nula para escoamento de energia

elétrica no estado da Bahia 20


elétrica no estado do Rio Grande Norte 20


elétrica no estado do Rio Grande do Sul 21

7 Metodologia e procedimentos para o cálculo da capacidade

remanescente para escoamento de geração 22

7.1 Considerações sobre os empreendimentos de geração

cadastrados na rede de distribuição 22

7.2 Considerações sobre o escoamento das novas gerações (eólica e

solar fotovoltaica) em relação à geração térmica 24

7.3 Peculiaridades da geração fotovoltaica 24

7.4 Análise de Fluxo de Potência 24

8 Resultados das Análises 27

8.1 Resultado das análises de fluxo de potência 27

8.1.1 Região Sul 27

8.1.1.1 Resumo da capacidade remanescente na região Sul 34

8.1.2 Regiões Sudeste 35

8.1.2.1 Resumo da capacidade remanescente na região Sudeste 41

8.1.3 Regiões Nordeste e Norte 42

8.1.3.1 Resumo da capacidade remanescente nas regiões Nordeste e

Norte 64

8.2 Resultado das análises de curto-circuito 68

8.2.1 Níveis mínimos de curto-circuito 69



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9 Anexos 71

9.1 Anexo I – Instalações de transmissão consideradas nas análises,

conforme Portaria MME nº 444/2016 71

9.2 Anexo II – Geração futura considerada, conforme Portaria MME nº

444/2016 85



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1 Introdução

A Portaria MME nº 104, de 23 de março de 2016, publicada em 24 de março de

2016, alterada pela Portaria MME nº 390, de 26 de julho de 2016, publicada em

28 de julho de 2016, estabeleceu a realização do 2º Leilão de Compra de Energia

de Reserva. Este leilão, denominado 2º Leilão de Energia de Reserva, de 2016 –

2º LER/2016, será exclusivo para empreendimentos de geração a partir de fontes

solar fotovoltaica e eólica, todas com data de início de suprimento de energia

elétrica em 1º de julho de 2019.

O Art. 20 desta Portaria estabelece que para determinação do resultado final do

2º LER/2016 serão utilizados como critério de classificação o valor do lance

realizado pelos empreendedores na Fase Inicial do Leilão e a margem de

escoamento da transmissão, que será calculada conforme diretrizes gerais para

definição de capacidade de escoamento do Sistema Interligado Nacional – SIN

publicadas pelo MME em portaria específica.

De acordo com suas atribuições, o ONS efetuará as análises relativas à

capacidade remanescente para escoamento de geração na Rede Básica, Demais

Instalações de Transmissão – DIT e Instalações de Interesse Exclusivo de

Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG, com base nos ditames

da Portaria MME nº 444, de 25 de agosto de 2016, publicada no Diário Oficial da

União – DOU em 29 de agosto de 2016.

Para realizar o cálculo de tal capacidade é necessário elaborar os seguintes

documentos:

i. Nota Técnica 01: Nota Técnica Conjunta do ONS e da EPE referente à

metodologia, às premissas e aos critérios para definição da Capacidade

Remanescente do SIN para Escoamento de Geração.

Ressalta-se que esta Nota Técnica ONS NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-

082/2016-r0 foi emitida em 19.09.2016, revisada e aprovada pelo MME em

29.09.2016 e publicada nos sítios eletrônicos da ANEEL, da EPE e do ONS

em 29.09.2016.

ii. Nota Técnica 02: Nota Técnica de Quantitativos da Capacidade

Remanescente do SIN para Escoamento de Geração, elaborada pelo ONS

com subsídios da EPE, contendo informações dos quantitativos para a

capacidade remanescente de escoamento dos barramentos candidatos,

subáreas e áreas do SIN. Além dos casos de referência utilizados também

serão disponibilizadas as informações sobre a configuração de geração

adotada, explicitando os nomes dos empreendimentos de geração, a data de

início de operação, a capacidade instalada e o ambiente de contratação



6 / 100

considerado, bem como a configuração de transmissão homologada na 172ª

reunião do CMSE realizada em 01 de setembro de 2016.

Este documento corresponde à Nota Técnica 02 citada anteriormente, publicada

75 dias antes da data de realização do 2º LER/2016 nos sítios eletrônicos da

ANEEL, da EPE e do ONS em conformidade com o prazo estabelecido no §5º, do

artigo 3º, da Portaria MME nº 444 de 25 de agosto de 2016.



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2 Objetivo

A presente Nota Técnica visa apresentar os Quantitativos da Capacidade

Remanescente do SIN para Escoamento de Geração nos Barramentos da Rede

Básica, DIT e ICG, a serem considerados para a realização do 2º LER/2016,

conforme estabelecido na Portaria MME nº 444, de 25 de agosto de 2016,

publicada em 29 de agosto de 2016.

Nesta Nota Técnica são apresentados os resultados da avaliação da capacidade

remanescente realizada para os Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG em cada

Barramento Candidato, Subárea e Área, determinada em consonância com a

metodologia, as premissas e os critérios, constantes da Nota Técnica 01 [i].



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3 Terminologia e definições

Para os fins e efeitos desta Nota Técnica será adotada a mesma terminologia e

definições estabelecidas no Art. 2º da Portaria MME nº 444, de 25 de agosto de

2016. Transcrevemos, a seguir, a terminologia e definições utilizadas neste

documento:

I – ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica;

II – CMSE: Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico;

III – EPE: Empresa de Pesquisa Energética;

IV – ONS: Operador Nacional do Sistema Elétrico;

V – Área do SIN: conjunto de Subáreas que concorrem pelos mesmos recursos

de transmissão;

VI – Barramento candidato: Barramento da Rede Básica, DIT ou ICG

cadastrado como ponto de conexão por meio do qual um ou mais

empreendimentos de geração acessam diretamente o sistema de transmissão ou

indiretamente por meio de conexão no sistema de distribuição;

VII – Cadastramento: cadastramento de empreendimentos de geração em

Leilões de Energia Nova, de Fontes Alternativas e de Energia de Reserva junto à

EPE, com vistas à Habilitação Técnica para participação em Leilões de Energia

Elétrica, nos termos da Portaria MME nº 102, de 22 de março de 2016;

VIII – Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento de Geração:

Capacidade remanescente de escoamento de energia elétrica dos Barramentos

da Rede Básica, DIT e ICG;

X – Diretrizes da Sistemática do Leilão: conjunto de regras que definem o

mecanismo do Leilão, conforme estabelecido pelo Ministério de Minas e Energia;

XI – DIT: Demais Instalações de Transmissão;

XII – Fases do Leilão: os Leilões terão no mínimo duas Fases, a serem

estabelecidas nas Diretrizes da Sistemática do Leilão:

a) Fase Inicial: fase de definição dos empreendimentos de geração

classificados para a fase seguinte, utilizando como critérios de classificação o

lance e, quando couber, a Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento

de Geração; e

b) Fase Final: fase de definição dos proponentes vendedores classificados na

Fase Inicial que sagrar-se-ão vencedores do Leilão;

XIII – ICG: Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de

Geração para Conexão Compartilhada;

XIV – Leilão: Leilão de Energia Nova, de Fontes Alternativas ou de Energia de

Reserva;



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XV – Nota Técnica Conjunta ONS/EPE de Metodologia, Premissas e Critérios:

Nota Técnica Conjunta do ONS e da EPE referente à metodologia, às premissas

e aos critérios para definição da Capacidade Remanescente do SIN para

Escoamento de Geração;

XVI – Nota Técnica de Quantitativos da Capacidade Remanescente do SIN

para Escoamento de Geração: Nota Técnica do ONS contendo os quantitativos da

Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento de Geração para os

barramentos, subáreas e áreas do SIN;

XVII – SIN: Sistema Interligado Nacional;

XVIII – Subárea do SIN: subárea da rede elétrica do SIN onde se encontram

subestações e linhas de transmissão; e

XIX – Subestação: instalação da Rede Básica, DIT ou ICG que contém um ou

mais Barramentos Candidatos.



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4 Premissas e critérios

As análises relatadas neste documento foram desenvolvidas considerando as

premissas, os critérios e a topologia da rede constantes da Nota Técnica ONS

NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016-r1, “2º LER/2016: Metodologia, Premissas

e Critérios para a Definição da Capacidade Remanescente do SIN para

Escoamento de Geração pela Rede Básica, DIT e ICG”, aprovada pelo MME e

publicada nos sítios eletrônicos da ANEEL, da EPE e do ONS em 29.09.2016, com

destaque para os seguintes aspectos:

4.1 Configuração da Rede de Transmissão

A base de dados de referência utilizada para as análises foi a do Plano de

Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão do SIN – PAR 2017-2019,

correspondente ao mês de dezembro de 2018.

A topologia da rede foi devidamente alterada a fim de considerar a expansão da

Rede Básica, DIT e ICG já contratada ou autorizada com entrada em operação

comercial prevista até 6 (seis) meses de antecedência em relação à data de início

de suprimento da energia elétrica, ou seja, com entrada em operação até 01 de

janeiro de 2019, de acordo com o estabelecido no § 1º, do Art. 4º da Portaria MME

nº 444/2016, aplicando-se o disposto nos incisos I e II, do § 2º, do Art. 12 desta

Portaria, conforme transcrito a seguir:

“§ 2º Na expansão da Rede Básica, DIT e ICG, serão consideradas as

instalações:

I - homologadas pelo CMSE na Reunião Ordinária imediatamente posterior

à data de publicação desta Portaria; e

II - outorgadas pela ANEEL até a data de publicação desta Portaria.”

Sendo assim, foram consideradas as datas de tendência definidas na reunião de

Monitoramento da Expansão da Transmissão do Departamento de Monitoramento

do Sistema Elétrico – DMSE, referente ao mês de agosto de 2016, realizada no

dia 17 do mesmo mês, homologada na 172ª reunião do CMSE realizada em 01 de

setembro de 2016. A lista desses empreendimentos de transmissão, incluindo as

obras outorgadas pela ANEEL, com as respectivas datas de tendência

homologadas nesta reunião do CMSE, está disponibilizada no Anexo I da presente

Nota Técnica.

4.2 Configuração de geração

O cálculo da capacidade remanescente para escoamento de geração levou em

consideração as usinas em operação comercial e a expansão da configuração de

usinas vencedoras de Leilões precedentes de Energia Nova, de Fontes

Alternativas ou de Energia de Reserva do ambiente de contratação regulado –

ACR, com entrada em operação comercial no prazo de até 6 (seis) meses

contados a partir do início de suprimento do 2º LER/2016, ou seja, 01 de janeiro



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de 2020.

Para tanto, conforme estabelecido no §4º, do artigo 12, da Portaria n° 444/2016,

foram consideradas as datas de tendência homologadas pelo CMSE na Reunião

Ordinária imediatamente posterior à data de publicação dessa Portaria, ou seja,

as datas que foram definidas na reunião de Monitoramento da Expansão da

Geração do DMSE, referente ao mês de agosto de 2016, realizada no dia 17 do

mesmo mês, homologadas na 172ª reunião do CMSE, realizada em 01 de

setembro de 2016.

Para as usinas que atuem no ambiente de contratação livre – ACL, conforme

estabelecido no § 3º, do artigo 12, da Portaria n° 444/2016, foram consideradas

aquelas que tenham solicitado acesso junto ao ONS até 08.08.2016, data final de

cadastramento do Leilão de que trata essa Nota Técnica, e com previsão de

entrada em operação até 01 de janeiro de 2020.

Ressalta-se que as usinas, cujas obras de transmissão necessárias para sua

integração ao SIN não estejam relacionadas na Configuração de Rede da

Transmissão anteriormente definida, não foram incluídas na Configuração de

Geração.

No Anexo II desta Nota Técnica é apresentada a relação da oferta de geração

futura, conforme acima descrita, que foi considerada nos casos de estudo para o

cálculo da capacidade remanescente para escoamento de geração, contendo a

unidade da federação, o nome do empreendimento, a capacidade instalada, a data

de início de operação, o ponto de conexão, o nível de tensão, o tipo da fonte e o

ambiente de contratação. Destaca-se que para a geração do ambiente de

contratação livre (ACL) foi considerada como data de início de operação àquela

informada pelo agente na solicitação de acesso.



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5 Disponibilidade física para conexão de novos empreendimentos

O conhecimento da disponibilidade física para conexão de novos

empreendimentos nos barramentos candidatos é indispensável para se chegar

aos resultados conclusivos da análise, tendo em vista a efetiva concretização dos

acessos dos vencedores do 2º LER/2016.

Com esse propósito, em atendimento aos ditames do §3º, do Art. 3º da Portaria

MME nº 444/2016, a EPE realizou consultas às transmissoras sobre a viabilidade

física de conexão nos barramentos candidatos, indicados pelos empreendedores

no ato do cadastramento de geração eólica e solar fotovoltaica para o 2º

LER/2016, cabendo destacar os seguintes resultados:

Tabela 5-1: Disponibilidade física de conexão nos barramentos candidatos

UF Barramento Candidato Vãos Disponíveis

Subestação Tensão (kV) Restrição Tipo (1) Quantidade

RS

Bagé 2 230 D 1

69 C 2

Livramento 2 230 E ─

Osório 2 230 E ─

Presidente Médici 230 D 1

Santa Maria 3 230 D 1

Camaquã 3 230 C 4

Marmeleiro 2 525 C 8

Santa Vitória do Palmar 2 525 C 8

MS Inocência 230 D 1

Chapadão 230 D 1

PR Bateias 230 A 2

D 4

BA

Olindina 500

B 5

C 2

230 D 1

Igaporã III 500 D 1

230 D 1

Bom Jesus da Lapa 230 D 1

69 B 2

Brotas de Macaúbas 230 D 1

Igaporã II 230 B 3

Juazeiro da Bahia II 230 D 1

Morro do Chapéu II 230 B 3

C 6

Pindaí II 230 D 1

Sobradinho 230 C 2



13 / 100



Ibicoara 230 D 1

138 B 1

Brumado II 230 D 1

Bom Jesus da Lapa II

500 D 1

230

A 2

C 12

D 1

Ourolândia II

500 C 9

230 A 1

C 5

Gentio do Ouro II 230 A 2

C 5

Juazeiro da Bahia III 500 C 1

230 C 4

Tabocas do Brejo Velho 230 C 6

SE Itabaianinha 230 B 1

C 2

PE

Floresta II 230 B 1

Bom Nome 230 B 5

69 A 1

Garanhuns II 230 D 1

PB Campina Grande III

500 B 1

230 C 3

Coremas 230 D 1

RN

Açu II 230 B 3

João Câmara II 230 B 2

69 D 1

Paraíso 230 B 2

Touros II 230 B 1

Mossoró II 230 C 2

Mossoró IV 230 B 1

Lagoa Nova II

230 B 1

69 B 2

C 1

Extremoz II 69 C 1

Ceará Mirim II 230 C 8

João Câmara III 500 E ─

138 E ─

CE Quixadá 500 D 1



14 / 100



Milagres 500 D 1

230 B 1

Banabuiú 230 B 1

Acaraú II 230 D 1

Ibiapina II 230 D 1

69 D 1

Quixeré 230 D 1

Russas II 230 B 1

Sobral III 230 C 4

Tauá II 230 B 6

Icó 230 B 3

69 B 1

Pecém II 230 C 4

D 4

PI

São João do Piauí

500 B 1

230 B 1

69 B 3

Curral Novo do Piauí II 500 D 1

230 D 1

Bom Jesus II 230 C 4

MA Miranda II 500 B 1

Coelho Neto 230 D 1

TO Peixe 2 500 D 1

MG

Sete Lagoas 4 345

A 1

C 8

D 1

Paracatu 4 138 D 1

Pirapora 2 138 D 1

SP

Getulina 138 C 2

Dracena 138 A 1

Três Irmãos 138 C 4

(1) Classificação conforme item 4.3 da Nota Técnica ONS NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016 – r1: Tipo A: possui vão disponível para novas conexões; Tipo B: requer construção de novos vãos em barramentos existentes; Tipo C: requer extensão de barramento e construção de novos vãos em áreas já disponíveis na subestação; Tipo D: requer extensão de barramento e construção de novos vãos em áreas não disponíveis na subestação. O empreendedor assume o risco de adquirir terreno para a expansão do barramento, incluindo os aspectos relacionados à viabilidade construtiva, adequação à capacidade das instalações existentes e licenciamento ambiental. Neste caso, a extensão do barramento e a área adquirida para tal, deverão ser transferidas, de forma não onerosa, para a concessionária de transmissão proprietária da subestação; e Tipo E: sem disponibilidade física e/ou técnica para novas conexões, ou seja, não se enquadra nos tipos A, B, C ou D.



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6 Conclusões

As análises para determinação dos Quantitativos da Capacidade Remanescente

do SIN para Escoamento de Geração nos Barramentos da Rede Básica, DIT e

ICG, sumarizadas no item 8, foram realizadas considerando:

i. Estudos de fluxo de potência, descritos no item 8.1, observando as

capacidades operativas de longa e de curta duração dos equipamentos da

rede elétrica, bem como os problemas de controle de tensão, visando o

atendimento aos requisitos dos Procedimentos de Rede; e

ii. Estudos de curto-circuito, descritos no item 8.2, os quais ressaltam as

possíveis violações de capacidade dos equipamentos frente à elevação das

correntes de curto-circuito, em decorrência do acréscimo de potência definido

nas análises realizadas no item 8.1.

Os Quantitativos da Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento de

Geração nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG a ser ofertada no

2º LER/2016 foram definidos a partir da composição dos limites de capacidade

remanescente de escoamento de energia elétrica com os limites decorrentes da

superação dos equipamentos por nível de curto-circuito, em função do acréscimo

de geração, levando-se em consideração ainda as limitações físicas impeditivas

para a conexão de novos empreendimentos, apontadas no item 5, e o fato de que

as Diretrizes da Sistemática do Leilão estabelecem três níveis de inequações.

Estes limites são apresentados na Tabela 6-1 a seguir.

Tabela 6-1: Resumo dos Quantitativos da Capacidade Remanescente para o 2º LER/2016

CAPACIDADE REMANESCENTE PARA O LEILÃO (MW)

UF BARRAMENTO CANDIDATO

POTÊNCIA CADASTRADA

(MW) BARRAMENTO SUBÁREA ÁREA

EOL UFV

RS

Santa Vitória do Palmar 2 525 kV 546,5 ─ 0 ─ ─

Marmeleiro 2 525 kV 48,0 ─ 0 ─ ─

Camaquã 3 230 kV 200,0 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Guaíba 2 – Camaquã 3 230 kV (2) 150,0 ─ 0 ─ ─

Bagé 2 230 kV 268,0 ─ 0 ─ ─

Bagé 2 69 kV 43,2 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Bagé 2 – Livramento 2 230 kV (2) 99,9 ─ 0 ─ ─

Livramento 2 230 kV 72,9 ─ 0 ─ ─

Presidente Médici 230 kV 15,0 ─ 0 ─ ─

Presidente Médici 138 kV (1)(3) 48,0 ─ 0 ─ ─



16 / 100





EOL UFV

Sec. LT Presidente Médici – Camaquã 230 kV (2)

333,0 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Pelotas 3 230 kV (2)

15,0 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Quinta 230 kV (2)

276,0 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Santa Cruz 1 – Presidente Médici 230 kV (2)

23,1 ─ 0 ─ ─

Santa Maria 3 230 kV 94,0 ─ 0 ─ ─

Osório 2 230 kV (4) 90,3 ─ 0 ─ ─

PR Bateias 230 kV (5) 428,0 ─ ≤ 275 ≤ 275 ≤ 275

Realeza 138 kV (1)(3) 86,4 ─ ≤ 245 ≤ 245 ≤ 245

MS

Chapadão 230 kV (CAO) ─ 800,0 ≤ 1400 CAO + INO ≤ 1250 CAO + INO ≤ 1250

Inocência 230 kV (INO) ─ 400,0 ≤ 2150

Campo Grande 2 138 kV (1)(3) ─ 20,4 ≤ 200 ≤ 200 ≤ 200

BA

Bom Jesus da Lapa II 500 kV ─ 438,9 0 ─ ─


Bom Jesus da Lapa 230 kV ─ 110,0 0 ─ ─


Igaporã III 500 kV 277,6 ─ 0 ─ ─

Igaporã III 230 kV 432,9 511,8 0 ─ ─

Igaporã II 230 kV ─ 59,9 0 ─ ─

Igaporã II 69 kV (1) ─ 46,3 0 ─ ─

Pindaí II 230 kV 504,1 ─ 0 ─ ─

Ourolândia II 500 kV 21,0 ─ 0 ─ ─


Gentio do Ouro II 230 kV 566,0 120,0 0 ─ ─

Morro do Chapéu II 230 kV 953,1 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Morro do Chapéu II – Ourolândia II 500 kV (2)

─ 338,0 0 ─ ─

Olindina 500 kV 160,7 ─ 0 ─ ─

Olindina 230 kV 305,6 ─ 0 ─ ─

Brotas de Macaúbas 230 kV 29,4 459,9 0 ─ ─

Brumado II 230 kV 52,9 ─ 0 ─ ─

Ibicoara 230 kV ─ 30,0 0 ─ ─



17 / 100





EOL UFV

Ibicoara 138 kV ─ 60,0 0 ─ ─

Juazeiro da Bahia III 500 kV 257,4 ─ 0 ─ ─


Juazeiro da Bahia II 230 kV 412,0 ─ 0 ─ ─

Juazeiro da Bahia II 69 kV (1) ─ 14,0 0 ─ ─

Sobradinho 230 kV 333,4 57,1 0 ─ ─

Sec. LT Senhor do Bonfim II – Juazeiro da Bahia II 230 kV (2) 85,8 ─ 0 ─ ─

Tabocas do Brejo Velho 230 kV ─ 240,0 0 ─ ─

SE Itabaianinha 230 kV (5) 144,9 ─ ≤ 144,9 ≤ 144,9 ≤ 144,9

PE

Bom Nome 230 kV (BNO 230) (5) 158,0 396,0 ≤ 158

BNO 230 + BNO 138 + BNO 69 + FTD 230

≤ 158

BNO 230 + BNO 138 + BNO 69 + FTD 230 ≤ 158

Bom Nome 138 kV (BNO 138) (1) (5) 22,0 359,2 ≤ 50

Bom Nome 69 kV (BNO 69) (5) ─ 71,6 0

Floresta II 230 kV (FTD 230) (5) ─ 30,0 ≤ 30

Garanhuns II 230 kV (5) 339,9 ─ 0 ─ ─

Angelim 69 kV (1) (5) ─ 60,0 0 ─ ─

PB

Campina Grande III 500 kV 238,5 ─ 0 ─ ─


Coremas 230 kV (COR 230) 261,6 390,6 ≤ 270 COR 230 + COR 69 ≤

270 COR 230 + COR 69 ≤

270 Coremas 69 kV (COR 69) (1) (5) 84,0 90,0 ≤ 174

RN

Touros 230 kV 543,6 ─ 0 ─ ─

Ceará Mirim II 230 kV 297,5 240,0 0 ─ ─

Sec. LT Açu III – João Câmara III 500 kV

(2) 1.174,0 ─ 0 ─ ─

João Câmara III 500 kV 382,2 ─ 0 ─ ─


João Câmara II 230 kV 209,9 ─ 0 ─ ─


Paraíso 230 kV 953,5 ─ 0 ─ ─

Lagoa Nova II 230 kV 215,3 ─ 0 ─ ─

Lagoa Nova II 69 kV 128,2 ─ 0 ─ ─

Extremoz II 69 kV ─ 30,0 0 ─ ─



18 / 100





EOL UFV

Açu II 230 kV 254,0 232,0 0 ─ ─

Sec. LT Açu II – Lagoa Nova II 230 kV (2) ─ 90,0 0 ─ ─

Sec. LT Açu II – Paraíso C2 230 kV (2) 94,0 300,0 0 ─ ─

Mossoró II 230 kV 677,0 30,0 0 ─ ─

Sec. LT Mossoró II – Açu II C1 230 kV (2) ─ 150,0 0 ─ ─

Sec. LT Paraíso – Natal II C1 230 kV (2) ─ 150,0 0 ─ ─

Mossoró IV 230 kV 561,9 30,0 0 ─ ─

Currais Novos II 69 kV (1) ─ 60,0 0 ─ ─

CE

Russas II 230 kV 18,4 573,5 0 ─ ─

Quixeré 230 kV ─ 262,0 0 ─ ─

Ibiapina II 230 kV 27,6 ─ 0 ─ ─

Ibiapina II 69 kV 27,6 ─ 0 ─ ─

Acaraú II 230 kV 135,6 ─ 0 ─ ─

Sobral III 230 kV 337,0 ─ 0 ─ ─

Pecém II 230 kV 334,2 ─ ≤ 500 ≤ 500 ≤ 500

Tauá II 230 kV 204,6 ─ ≤ 135 ≤ 135 ≤ 135

Banabuiú 230 kV (BNB) (5) ─ 76,0 ≤ 76

BNB + ICO 230 + ICO 69 ≤ 400

BNB + ICO 230 + ICO 69 ≤ 400

Icó 230 kV (ICO 230) (5) ─ 266,0 ≤ 266

Icó 69 kV (ICO 69) (5) ─ 86,0 ≤ 86

Milagres 500 kV (MLG 500) 207,9 ─ ≤ 1100

MLG 500 + MLG 230 + QXD ≤ 1100

MLG 500 + MLG 230 + QXD + SJI + SOB_SJI ≤

800

Milagres 230 kV (MLG 230) ─ 30,0 ≤ 1100

Quixadá 500 kV (QXD) ─ 50,0 ≤ 1300

PI

São João do Piauí 500 kV (SJI) 210,0 669,3 ≤ 800

SJI + SOB_SJI ≤ 800 Sec. LT São João do Piauí – Sobradinho C1 500 kV (SOB_SJI) (2)

210,0 ─ ≤ 650

Curral Novo do Piauí II 500 kV 623,7 110,0 0 ─ ─

Curral Novo do Piauí II 230 kV 537,1 ─ 0 ─ ─

São João do Piauí 230 kV 240,0 390,0 0 ─ ─

São João do Piauí 69 kV (3) ─ 77,5 0 ─ ─

Sec. LT São João do Piauí – Eliseu Martins 230 kV (ELM_SJI) (2)

─ 150,0 ≤ 50 BJS + ELM_SJI ≤ 50 BJS + ELM_SJI ≤ 50

Bom Jesus II 230 kV (BJS) ─ 240,0 ≤ 50



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EOL UFV

PI/CE

Sec. LT Teresina II – Sobral III C1 500 kV (TSD_SBT C1) (2)

83,6 210,0 ≤ 1500 TSD_SBT C1 +

TSD_SBT C2 ≤ 1500 TSD_SBT C1 +

TSD_SBT C2 ≤ 1500 Sec. LT Teresina II – Sobral III C2 500 kV (TSD_SBT C2) (2)

140,8 210,0 ≤ 1500

MA Miranda II 500 kV 550,0 ─ ≤ 1300 ≤ 1300 ≤ 1300

Coelho Neto 230 kV 236,9 ─ ≤ 250 ≤ 250 ≤ 250

TO Miracema 500 kV (1) ─ 225,0 0 ─ ─

Peixe 2 500 kV ─ 190,0 0 ─ ─

SP

Sec. LT Água Vermelha – Jales C1 e C2 138 kV (AGV_JAV) (2)

─ 150,0 ≤ 70

AGV_JAV + AGV_VOT +

JAL_VOT ≤ 250

AGV_JAV + AGV_VOT + JAL_VOT ≤ 250

Sec. LT Água Vermelha – Votuporanga II C1 e C2 138 kV (AGV_VOT) (2)

─ 90,0 ≤ 140

Sec. LT Jales – Votuporanga II C1 e C2 138 kV (JAL_VOT) (2)

─ 117,6 ≤ 110

Três Irmãos 138 kV (TRI) (5) ─ 510,0 ≤ 310

TRI + TRI_JUP ≤ 310 TRI + TRI_JUP ≤ 310 Sec. LT Três Irmãos – Jupiá C1 e C2 138 kV (TRI_JUP) (2) (5)

─ 250,0 ≤ 310

Dracena 138 kV ─ 120,0 0 ─ ─

Getulina 138 kV ─ 360,0 0 ─ ─

MG

Sete Lagoas 4 345 kV 48,3 ─ 0 ─ ─

Pirapora 2 138 kV (3) 108,0 559,9 0 ─ ─

Paracatu 4 138 kV ─ 180,0 ≤ 170 ≤ 170 ≤ 170

Jaguara 138 kV (1) ─ 90,0 0 ─ ─

São Gotardo 2 138 kV (1) ─ 60,0 ≤ 190 ≤ 190 ≤ 190

(1) Barramentos considerados como Barramentos Candidatos (virtuais) por serem impactados por empreendimentos de geração cadastrados com pontos de conexão no âmbito das redes de distribuição, para fins de cálculo da Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento de Geração, conforme o § 7º do Art. 3º da Portaria MME 444/2016.

(2) Cabe destacar que a responsabilidade por eventuais adequações em instalações e equipamentos da rede básica decorrentes do seccionamento em linhas de transmissão, tais como bancos de capacitores série, reatores, em adição ao já contemplado pela legislação vigente (ReN 067/2004), poderá vir a ser atribuídas ao agente acessante responsável pelo referido seccionamento.

(3) A potência cadastrada contempla os empreendimentos cadastrados na rede de distribuição. (4) Não há disponibilidade física para conexão na SE Osório 2 230 kV. Sendo assim, a capacidade remanescente é nula. (5) A capacidade remanescente de escoamento foi limitada, para evitar problema de superação de equipamentos, por

correntes curto-circuito.



20 / 100

6.1 Considerações adicionais sobre o atraso de obras da ABENGOA e da

ELETROSUL

6.1.1 Capacidade remanescente nula para escoamento de energia elétrica no

estado da Bahia

Como pode ser observado na Tabela 6-1, não existe capacidade remanescente

para escoamento de energia elétrica nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG

localizados no estado da Bahia. Isso decorre do fato das análises terem

considerado as premissas estabelecidas na Nota Técnica ONS NT 113/2016 /

EPE-DEE-RE-082/2016-r1:

i. O montante de geração eólica existente e prevista para entrada em operação

até 01.01.2020 (5.300 MW) nesse estado; e

ii. Atraso de obras da ABENGOA, com destaque para as SEs 500 kV Barreiras II

e Gilbués II e as LTs 500 kV Gilbués II – Barreiras II – Bom Jesus da Lapa II

C1 e Bom Jesus da Lapa II – Igaporã III – Ibicoara – Sapeaçu C2, não estarão

disponíveis, pelo menos até 01/01/2020.

De posse desses resultados, não é viável o despacho de geração adicional na

Bahia no cenário de referência Nordeste Exportador (cargas leve e média),

estabelecido na Nota Técnica 01 [i], onde deveria ser considerado o despacho

eólico de 80% da geração existente e a ser efetivada até 01/01/2020.

Mesmo com geração eólica, em todo o estado da Bahia, limitada a um percentual

de 55% na carga leve e 60% na carga média, identificou-se a necessidade de

implantação de um Sistema Especial de Proteção – SEP para corte automático de

geração em subestações localizadas no eixo 230 kV entre Sobradinho e Bom

Jesus da Lapa e na região de Igaporã, para eliminar problemas de colapso de

tensão e de sobrecarga, na contingência da LT 500 kV Morro do Chapéu II –

Sapeaçu, bem como de trechos de 500 kV da Interligação SE-NE.

Dessa forma, conclui-se que não existe possibilidade de agregar geração nos

barramentos candidatos no estado da Bahia, considerando a configuração de

geração e transmissão estudada, uma vez que ocorrerá restrição no escoamento

da geração de todos os empreendimentos da região, já em operação ou futuros,

incluindo aqueles do ACL que possuem contratos assinados, discriminados no

Anexo II desta Nota Técnica.


estado do Rio Grande Norte

Conforme observado na Tabela 6-1, não existe capacidade remanescente para

escoamento de energia elétrica nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG

localizados no estado do Rio Grande do Norte. Isso decorre do fato das análises

terem considerado as premissas estabelecidas na Nota Técnica ONS NT 113/2016

/ EPE-DEE-RE-082/2016-r1:



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i. As obras da ABENGOA, com destaque para a SE 500/230 kV Açu III e a LT

500 kV Açu III – Milagres II C1, não estarão disponíveis, pelo menos até

01/01/2020; e

ii. A ausência de obras de outras transmissoras, a exemplo das LTs 500 kV Açu

III – João Câmara III C1 e Açu III – Quixadá C1, pois estão impactadas em

seus efeitos pelo atraso das obras da ABENGOA.

As análises mostraram que considerando o despacho eólico de 80%, estabelecido

na Nota Técnica ONS NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016-r1 para os cenários

de referência Nordeste Exportador, não é possível atender situações de

contingências simples de linhas de transmissão, sendo a mais crítica delas, a

perda da LT 500 kV Campina Grande III – Garanhuns II, devido à ausência dos

empreendimentos citados nos itens i e ii anteriores. Isto inviabilizou o acréscimo

de geração nos barramentos candidatos nesse Estado.


estado do Rio Grande do Sul

Observa-se na Tabela 6-1, que não existe capacidade remanescente para

escoamento de energia elétrica nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG

localizados nas regiões Oeste e Sul do estado do Rio Grande do Sul. Isso decorre

do fato das análises terem considerado as premissas estabelecidas na Nota

Técnica ONS NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016-r1:

Atualmente, sem a entrada das obras hoje previstas para entrarem em operação

em 03/2019/, a contingência da LT 525 kV Nova Santa Rita – Povo Novo já pode

provocar restrição de geração na região Sul do Rio Grande do Sul, mesmo

considerando a presença de um SEP para corte automático de geração da ordem

de 265 MW, que visa evitar o colapso de tensão da região.



22 / 100

7 Metodologia e procedimentos para o cálculo da capacidade

remanescente para escoamento de geração

A definição dos Quantitativos da Capacidade Remanescente do SIN para

Escoamento de Geração nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG a ser

ofertada no 2º LER/2016 foi realizada considerando os critérios, as premissas, os

dados e os cenários operativos específicos para cada região analisada, conforme

descritos na Nota Técnica ONS NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016-r1,

publicada nos sítios da ANEEL, da EPE e do ONS, em 29.09.2016.

Devem ser considerados ainda os aspectos descritos nos itens 7.1 a 7.3,

seguintes.

7.1 Considerações sobre os empreendimentos de geração cadastrados na

rede de distribuição

De acordo com o § 7º do Art. 3º da Portaria MME nº 444/2016, “Os barramentos

das Redes de Fronteira, DIT ou ICG impactados por empreendimentos de geração

cadastrados com pontos de conexão no âmbito das redes de distribuição serão

considerados como Barramentos Candidatos, para fins de cálculo da Capacidade

Remanescente do SIN para Escoamento de Geração.”.

Por força deste dispositivo, os barramentos da Rede Básica de Fronteira, DIT ou

ICG impactados pela geração cadastrada em barramentos da rede de distribuição

foram considerados como Barramentos Candidatos (virtuais), mesmo que não

tenham sido indicados pelos empreendedores no ato do cadastramento na EPE e,

para estes, também foram calculadas as capacidades remanescentes.

É importante destacar que esses barramentos foram considerados como

candidatos (virtuais), exclusivamente, para verificar a possibilidade de

congestionamentos na rede de transmissão em face dos empreendimentos de

geração cadastrados na rede de distribuição.

Ressalta-se que esses barramentos virtuais não fizeram parte do conjunto de

barramentos considerados na Tabela 5-1, que foram objeto de consulta às

transmissoras sobre a disponibilidade física para conexão de novos

empreendimentos, não se aplicando, portanto, a alteração do ponto de conexão

de que tratam os §§ 8º e 9º do Art. 3º da Portaria MME nº 444/2016.

Para identificar a associação entre os pontos cadastrados na rede de distribuição

e os barramentos de Rede Básica de Fronteira, DIT ou ICG impactados,

considerados como Barramentos Candidatos (virtuais), a EPE realizou consultas

formais às empresas distribuidoras, conforme estabelece o §4º do Art. 3º da

Portaria MME nº 444/2016.

A Tabela 7-1 a seguir apresenta a correlação entre os pontos de conexão da rede

de distribuição cadastrados e os Barramentos Candidatos (virtuais) de Rede

Básica de Fronteira, DIT ou ICG.



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Tabela 7-1: Correlação entre os Pontos de Conexão da Rede de Distribuição e os Barramentos

Candidatos (virtuais)

UF BARRAMENTO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

POTÊNCIA CADASTRADA (MW) BARRAMENTO

CANDIDATO (VIRTUAL)

EOL UFV

MS Água Clara 138kV (1) ─ 20,4 Campo Grande 2 138 kV

PR Petrópolis 138kV (1) 86,4 ─ Realeza 138 kV

RS Arroio Grande 138kV (1) 48,0 ─ Presidente Médici 138 kV

BA Sec. Igaporã II – Guanambi 69kV ─ 46,3 Igaporã II 69 kV

Salitre I 69kV (1) 14,0 ─ Juazeiro da Bahia II 69 kV

PE

Salgueiro – Parnamirim 138kV ─ 57,0

Bom Nome 138 kV

Brígida 69kV ─ 60,0

Ouricuri 69kV 22,0 ─

Trindade 69kV ─ 60,0

Cabrobó 138kV ─ 92,2

Flores 138kV ─ 90,0

Pesqueira 69kV ─ 60,0 Angelim 69 kV

PB Sec. Coremas – São Gonçalo 69kV ─ 90,0

Coremas 69 kV Jatobá 69kV 84,0 ─

RN Sec. Currais Novos II – Acari 69kV ─ 60,0 Currais Novos II 69 kV

PI Sec. São João do Piauí – Canto do Buriti 69kV ─ 30,0 São João do Piauí 69 kV

TO Miracema 138 kV ─ 225,0 Miracema 500 kV

MG

Sec. Araxá 2 – Jaguará 138 kV ─ 90,0 Jaguara 138 kV

Sec. Coromandel – Patos de Minas 1 138 kV ─ 60,0 São Gotardo 2 138 kV

Bocaiuva 138 kV (1) 48,0 ─

Pirapora 2 138 kV

Francisco Sá 138 kV (1) 60,0 ─

Sec. Francisco Sá - Janaúba 1 138 kV (1) ─ 90,0

Sec. Janaúba 2 - Manga 3 138 kV (1) ─ 79,9

Sec. Várzea – Pirapora 138 kV (1) ─ 90,0

(1) O Barramento Candidadto na rede de distribuição tem reflexo em mais de um barramento da Rede Básica,

DIT ou ICG. Nesse caso, o Barramento virtual escolhido foi aquele mais impactado pelos empreendimentos

cadastrados na rede de distribuição.



24 / 100

7.2 Considerações sobre o escoamento das novas gerações (eólica e solar

fotovoltaica) em relação à geração térmica

As usinas térmicas flexíveis, não despachadas por razões elétricas, que

eventualmente foram consideradas na composição dos cenários mencionados na

Nota Técnica 01 [i] não devem representar congestionamento para o escoamento

das usinas eólicas e fotovoltaicas, podendo ser reduzidas durante as análises,

exceto quando a geração térmica estiver incluída em uma subárea ou área em

análise, quando deverão ser respeitados os despachos de geração estabelecidos na

análise de fluxo de potência, conforme descrito no item 7.4.

7.3 Peculiaridades da geração fotovoltaica

A geração de energia elétrica de usinas solar fotovoltaicas está diretamente

relacionada ao período diurno, devido à sua natureza. Para o patamar de carga

leve, a geração é baixa, enquanto que na carga média a geração é máxima,

ressalvadas as intermitências provocadas por sombreamento de nuvens e outros

efeitos meteorológicos.

Desta forma, o despacho das usinas fotovoltaicas considerado nos cenários

mencionados na Nota Técnica 01 [i] permaneceram inalterados durante as

análises.

Para barramentos candidatos com empreendimentos cadastrados com apenas

geração solar fotovoltaica, a capacidade remanescente de escoamento de energia

do SIN foi determinada pelas análises estritamente no patamar de carga média,

sendo realizada uma verificação de possíveis restrições a este valor no patamar

de carga leve, mantendo os percentuais correspondentes de despacho dessa

geração conforme descrito nos cenários definidos na Nota Técnica 01 [i].

7.4 Análise de Fluxo de Potência

A seguir é apresentado um detalhamento da metodologia que foi utilizada para a

determinação da capacidade remanescente de escoamento de energia, do ponto

de vista de fluxo de potência, a ser ofertada no 2º LER/2016.

a) Determinação da capacidade remanescente do barramento candidato

Nesta análise, o acréscimo de geração que poderá ser alocado no barramento

candidato será determinado considerando:

O despacho de 100% da potência das usinas existentes e previstas, conforme

item 4.2, conectadas na subestação do barramento candidato em análise,

independentemente do tipo de fonte, exceto a geração fotovoltaica, que

deverá permanecer com os mesmos valores percentuais definidos em função

da condição de carga (leve ou média), de acordo com o item 7.3;

As demais usinas despachadas como nos cenários de referência, descritos no

item 4.6 da Nota Técnica 01 [i].



25 / 100

O quantitativo de capacidade remanescente será determinado pela alocação

adicional de geração no barramento candidato, até que se verifique violação de

um dos requisitos ou critérios, em conformidade com o item 5 da Nota Técnica 01

[i].

b) Determinação da capacidade remanescente da subárea do SIN

A subárea é composta pelo conjunto de instalações da Rede Básica, DIT ou ICG

que contém dois ou mais barramentos candidatos que concorrem pelos mesmos

meios de transmissão. Na análise da subárea, para cada um de seus barramentos

candidatos, determina-se qual o acréscimo de geração que poderá ser alocado

nos outros barramentos candidatos desta subárea, respeitados os valores de

capacidade remanescente obtidos em 7.4a). Para tanto, será considerado:

O despacho de 100% da potência das usinas existentes e previstas, conforme

item 4.2, conectadas na subestação do barramento candidato em análise,

independentemente do tipo de fonte, exceto a geração fotovoltaica, que

deverá permanecer com os mesmos valores percentuais definidos em função

da condição de carga (leve ou média), de acordo com o item 7.3;

O despacho de 100% da capacidade remanescente no barramento candidato

em análise, obtida em 7.4a);

As demais usinas serão consideradas como nos cenários de referência,

conforme descrito no item 4.6 da Nota Técnica 01 [i].

A partir dos resultados obtidos para cada barramento candidato da subárea, o

quantitativo de capacidade remanescente da subárea será determinado pela maior

soma de geração que poderá ser alocada simultaneamente nos barramentos

candidatos desta subárea, de modo que seja possível o escoamento pleno,

qualquer que seja a combinação resultante do leilão, respeitados a máxima

capacidade individual de cada barramento e os critérios citados no item 5 da Nota

Técnica 01 [i], além das práticas operativas e as peculiaridades de cada região.

c) Determinação da capacidade remanescente da área do SIN

A área é composta pelo conjunto de subáreas que concorrem pelos mesmos

recursos de transmissão. Na análise da área, para cada uma de suas subáreas,

determina-se qual o acréscimo de geração que poderá ser alocado nas outras

subáreas desta área, respeitados os valores de capacidade remanescente obtidos

em 7.4a) e 7.4b). Para tanto, será considerado:

Para os barramentos candidatos da subárea em análise: o cenário de

referência para todas as fontes de geração;

O despacho de 100% da capacidade remanescente na subárea em análise,

definida no item 7.4b);

As demais usinas serão consideradas como nos cenários de referência,

conforme descrito no item 4.6 da Nota Técnica 01 [i].



26 / 100

A partir dos resultados obtidos para cada subárea da área, o quantitativo de

capacidade remanescente da área será determinado pela maior soma de geração

que poderá ser alocada simultaneamente nas subáreas desta área, de modo que

seja possível o escoamento pleno, qualquer que seja o resultado do leilão,

respeitados a máxima capacidade individual de cada subárea e os critérios citados

no item 5 da Nota Técnica 01 [i], além das práticas operativas e as peculiaridades

de cada região.

Considerando esses três níveis de análise (barramento, subárea e área), serão

definidas as inequações que estabeleçam a interdependência entre a capacidade

de escoamento dos barramentos candidatos e das subáreas e áreas, formadas

por estes barramentos. Tais resultados são apresentados detalhadamente no

item 8.1 a seguir.



27 / 100

8 Resultados das Análises

As avaliações realizadas contemplaram as análises de fluxo de potência [8.1] e de

curto-circuito [8.2]. Os casos de referência utilizados nessas análises estão

disponibilizados no sítio do ONS, em:

http://www.ons.org.br/home/Leilao2LER_2016.aspx

8.1 Resultado das análises de fluxo de potência

A seguir são detalhadas as avaliações obtidas a partir das análises de fluxo de

potência e apresentados os resultados para as regiões Sul [8.1.1], Sudeste [8.1.2]

e Norte e Nordeste [8.1.3].

8.1.1 Região Sul

Os empreendimentos cadastrados para o 2º LER/2016 na Região Sul estão

associados a barramentos candidatos localizados na região Oeste, no Litoral Norte

e no Sul do estado do Rio Grande do Sul, na região Sudoeste e Norte do estado

do Paraná e na região Centro e Nordeste do estado do Mato Grosso do Sul.

Na avaliação da capacidade remanescente para o escoamento de geração nos

barramentos candidatos nessa região, verificou-se que o cenário operativo

preponderante para definição das margens de transmissão no sistema elétrico do

Rio Grande do Sul foi o de fornecimento de 6400 MW pela Região Sul, na carga

leve de inverno, e nos sistemas elétricos do Paraná e Mato Grosso do Sul foi o de

recebimento de 6000 MW pela região Sul, na carga média de verão.

A seguir, apresenta-se o detalhamento dos resultados obtidos por barramento,

subárea e área consideradas nas análises, bem como os fatores que limitaram a

capacidade remanescente para o escoamento de geração, nesses barramentos.




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a) Estado do Rio Grande do Sul

Figura 8-1: Sistema elétrico do Rio Grande do Sul

Tabela 8-1: Capacidade remanescente no estado do Rio Grande do Sul


BARRAMENTO CANDIDATO



EOL UFV


Marmeleiro 2 525 kV 48,0 ─ 0 ─ ─

Camaquã 3 230 kV 200,0 ─ 0 ─ ─


Bagé 2 230 kV 268,0 ─ 0 ─ ─

Bagé 2 69 kV 43,2 ─ 0 ─ ─


Livramento 2 230 kV 72,9 ─ 0 ─ ─


Presidente Médici 138 kV (1) (3) 48,0 ─ 0 ─ ─



29 / 100





EOL UFV


333,0 ─ 0 ─ ─


15,0 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Quinta 230 kV (2) 276,0 ─ 0 ─ ─


23,1 ─ 0 ─ ─

Santa Maria 3 230 kV 94,0 ─ 0 ─ ─

Osório 2 230 kV 90,3 ─ ≤ 120 ≤ 120 ≤ 120



(3) O empreendimento cadastrado na rede de distribuição está localizado na SE 138 kV Arroio Grande, com 48,0 MW de geração eólica.

Tabela 8-2: Fatores limitantes no estado do Rio Grande do Sul

BARRAMENTO CANDIDATO BARRAMENTO SUBÁREA ÁREA

Santa Vitória do Palmar 2 525 kV

Não existe capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG localizados nas regiões Oeste e Sul do estado do Rio Grande do Sul devido a data de tendência das obras ser em março de 2019. Atualmente, sem a entrada das obras da Eletrosul, a contingência da LT 525 kV Nova Santa Rita – Povo Novo já tende a provocar restrição de geração na região Sul do Rio Grande do Sul, mesmo considerando um Sistema Especial de Proteção (SEP) com a função de corte automático de geração da ordem de 265 MW, que visa evitar o colapso de tensão da região.

─ ─

Marmeleiro 2 525 kV ─ ─

Camaquã 3 230 kV ─ ─

Sec. LT Guaíba 2 – Camaquã 3 230 kV

─ ─

Bagé 2 230 kV ─ ─

Bagé 2 69 kV ─ ─

Sec. LT Bagé 2 – Livramento 2 230 kV

─ ─

Livramento 2 230 kV ─ ─

Presidente Médici 230 kV ─ ─

Presidente Médici 138 kV ─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Camaquã 230 kV

─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Pelotas 3 230 kV

─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Quinta 230 kV

─ ─



30 / 100


Sec. LT Santa Cruz 1 – Presidente Médici 230 kV

─ ─

Santa Maria 3 230 kV ─ ─

Osório 2 230 kV

Sobrecarga na LT 230 kV Osório 2 – Fibraplac, na contingência da LT 230 kV Osório 2 – Taquara, na carga leve de inverno.

─ ─



31 / 100

b) Estado do Paraná

Figura 8-2: Sistema elétrico do Paraná

Tabela 8-3: Capacidade remanescente no estado do Paraná





EOL UFV

Bateias 230 kV 428,0 ─ ≤ 1000 ≤ 1000 ≤ 1000

Realeza 138 kV (1) (2) 86,4 ─ ≤ 245 ≤ 245 ≤ 245

(1) O empreendimento cadastrado na rede de distribuição está localizado na SE 138 kV Petrópolis, com 86,4 MW de geração

eólica. (2) Barramentos considerados como Barramentos Candidatos (virtuais) por serem impactados por empreendimentos de

geração cadastrados com pontos de conexão no âmbito das redes de distribuição, para fins de cálculo da Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento de Geração, conforme o § 7º do Art. 3º da Portaria MME 444/2016.



32 / 100

Tabela 8-4: Fatores limitantes no estado do Paraná

BARRAMENTO

CANDIDATO BARRAMENTO SUBÁREA ÁREA

Bateias 230 kV

Sobrecarga na LT 230 kV Campo Comprido – Santa Quitéria, na contingência da LT 525 kV Bateias – Curitiba C.1 ou C.2, na carga média de verão.

─ ─

Realeza 138 kV

Sobrecarga na LT 138 kV Foz do Chopim – Realeza, na contingência da LT 230 kV Foz do Chopim – Realeza.

─ ─



33 / 100

c) Estado do Mato Grosso do Sul

Figura 8-3: Sistema elétrico do Mato Grosso do Sul

Tabela 8-5: Capacidade remanescente no estado do Mato Grosso do Sul





EOL UFV

Chapadão 230 kV (CAO) ─

800,0 ≤ 1400 CAO + INO ≤

1250 CAO + INO ≤

1250 Inocência 230 kV (INO)

─ 400,0 ≤ 2150

Campo Grande 2 138 kV (1) (2) ─ 20,4 ≤ 200 ≤ 200 ≤ 200


(2) O empreendimento cadastrado na rede de distribuição está localizado na SE 138 kV Água Clara, com 20,4 MW de geração fotovoltaica.



34 / 100

Tabela 8-6: Fatores limitantes no estado do Mato Grosso do Sul


Chapadão 230 kV Subtensão na barra de Paranaíba 138 kV, na contingência da LT 230 kV Chapadão – Inocência C.1 ou C.2 ou C.3, na carga média de verão.

Sobrecarga nos circuitos remanescentes da LT 230 kV Inocência – Ilha Solteira 2, na contingência de um circuito da LT 230 kV Inocência – Ilha Solteira 2, na carga média de verão.


Inocência 230 kV


Campo Grande 2 138 kV Sobrecarga na LT 138 kV Campo Grande 2 – Campo Grande, na contingência da LT 230 kV Campo Grande 2 – Imbirussu, na carga média de verão.

─ ─

8.1.1.1 Resumo da capacidade remanescente na região Sul

Na Tabela 8-7 a seguir, apresenta-se um resumo dos quantitativos da capacidade

remanescente na região Sul, para escoamento de geração nos barramentos da

Rede Básica, DIT e ICG, considerando os fatores limitantes registrados nas Tabela

8-2, Tabela 8-4 e Tabela 8-6.

Tabela 8-7: Resumo das capacidades remanescentes na Região Sul





EOL UFV

RS


Marmeleiro 2 525 kV 48,0 ─ 0 ─ ─

Camaquã 3 230 kV 200,0 ─ 0 ─ ─


Bagé 2 230 kV 268,0 ─ 0 ─ ─

Bagé 2 69 kV 43,2 ─ 0 ─ ─


Livramento 2 230 kV 72,9 ─ 0 ─ ─


Presidente Médici 138 kV (1) (3) 48,0 ─ 0 ─ ─


333,0 ─ 0 ─ ─



35 / 100





EOL UFV


15,0 ─ 0 ─ ─

Sec. LT Presidente Médici – Quinta 230 kV (2)

276,0 ─ 0 ─ ─


23,1 ─ 0 ─ ─

Santa Maria 3 230 kV 94,0 ─ 0 ─ ─

Osório 2 230 kV 90,3 ─ ≤ 120 ≤ 120 ≤ 120

PR Bateias 230 kV 428,0 ─ ≤ 1000 ≤ 1000 ≤ 1000

Realeza 138 kV (1) (4) 86,4 ─ ≤ 245 ≤ 245 ≤ 245

MS

Chapadão 230 kV (CAO) ─ 800,0 ≤ 1400 CAO + INO ≤ 1250 CAO + INO ≤ 1250

Inocência 230 kV (INO) ─ 400,0 ≤ 2150

Campo Grande 2 138 kV (1) (5) ─ 20,4 ≤ 200 ≤ 200 ≤ 200


(2) Cabe destacar que a responsabilidade por eventuais adequações em instalações e equipamentos da rede básica decorrentes do seccionamento em linhas de transmissão, tais como bancos de capacit ores série, reatores, em adição ao já contemplado pela legislação vigente (ReN 067/2004), poderá vir a ser atribuídas ao agente acessante responsável pelo referido seccionamento.

(3) O empreendimento cadastrado na rede de distribuição está localizado na SE 138 kV Arroio Grande, com 48,0 MW de geração eólica.

(4) O empreendimento cadastrado na rede de distribuição está localizado na SE 138 kV Petrópolis, com 86,4 MW de geração eólica.

(5) O empreendimento cadastrado na rede de distribuição está localizado na SE 138 kV Água Clara, com 20,4 MW de geração fotovoltaica.

8.1.2 Regiões Sudeste

Os empreendimentos cadastrados para o 2º LER/2016 nessas regiões estão

associados a barramentos candidatos localizados nos estados São Paulo e Minas

Gerais.

Nas análises desenvolvidas foram adotados dois cenários, conforme o item 4.6.3

da Nota Técnica ONS NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016-r1, de 29 de

setembro de 2016: i) Cenário de fornecimento pela região geoelétrica Sul – FSUL

conjugado ao recebimento pelo Norte/Nordeste, nos patamares de carga média e

leve de inverno, que implica em fluxos elevados na região Sudeste/Centro-Oeste

no sentido do Sul para o Norte; e ii) Cenário de fornecimento pela regiões

Norte/Nordeste – FNS conjugado ao recebimento pelo Sul – RSUL, no patamar de

carga média de verão, que implica em fluxos elevados na região Sudeste/Centro-

Oeste no sentido do Norte para o Sul.



36 / 100

Os limites de recebimento pelo Sudeste (RSE) considerados no cenário associado

ao inverno foram de 9.774 MW na carga média e de 9.715 MW na carga leve. Para

exportação pelo Sudeste (EXPSE) foram considerados 4.567 MW e 3.213 MW,

respectivamente, nos patamares de carga média e leve. Por sua vez, no cenário

associado ao verão foram considerados valores de fornecimento pela Região

Norte/Nordeste (FNS) de 3.852 MW e de recebimento pelo Sul (RSUL) de

8.295 MW.

Para a geração das CGHs, PCHs e UTEs biomassa contratadas na rede de

distribuição e com influência nas margens para escoamento a serem calculadas

nas DIT, foram considerados os valores de MUSD estabelecidos nos respectivos

CUSD, valores esses informados pela CEMIG-D, ELEKTRO, CPFL e ENERGISA.

É importante destacar que, diante da defasagem dos cronogramas para

implantação de todas as máquinas da UHE Belo Monte, prevista para Jan/2019, e

do 2º bipolo de corrente contínua, previsto para Dez/2019, necessário para o pleno

escoamento da geração da região Norte em alguns cenários eletroenergéticos, em

que ocorre a disponibilidade simultânea de usinas das diversas fontes de energia,

torna-se menor a possibilidade de escoamento simultâneo da geração de todas as

fontes das regiões Norte e Nordeste, em face do esgotamento identificado na

interligação Norte-Sudeste quando de exportação dessas regiões para o

Sudeste/Centro-Oeste. Essas restrições irão permanecer até que o sistema de

escoamento planejado pela EPE para a expansão do sistema interligado seja

devidamente incorporado ao SIN.



capacidade remanescente para o escoamento de geração, nesses barramentos.



37 / 100

a) Estado de São Paulo

Figura 8-4: Sistema elétrico no estado de São Paulo – Rede DIT



38 / 100

Tabela 8-8: Capacidade remanescente no estado de São Paulo





EOL UFV

Sec. LT Água Vermelha – Jales C1 e C2 138 kV (AGV_JAV) (1)

─ 150,0 ≤ 70

AGV_JAL + AGV_VOT + JAL_VOT ≤ 250



─ 90,0 ≤ 140

Sec. LT Jales – Votuporanga C1 e C2 138 kV (JAL_VOT) (1)

─ 117,6 ≤ 110

Três Irmãos 138 kV (TRI) (3) ─ 510,0 ≤ 650

TRI + TRI_JUP≤ 510 TRI + TRI_JUP ≤ 510 Sec. LT Três Irmãos – Jupiá C1 e C2 138 kV (TRI_JUP) (1)

─ 250,0 ≤ 500

Dracena 138 kV ─ 120,0 0 ─ ─

Getulina 138 kV ─ 360,0 0 ─ ─



Tabela 8-9: Fatores limitantes no estado de São Paulo

BARRAMENTO


Sec. LT Água Vermelha – Jales C1 e C2 138 kV

Sobrecarga no trecho entre o seccionamento e a SE Água Vermelha na contingência do circuito paralelo.

Sobrecarga na LT 138 kV Água Vermelha – Jales na contingência do circuito paralelo.

Sobrecarga na LT 138 kV Água Vermelha – Jales na contingência do circuito paralelo.

Sec. LT Água Vermelha - Votuporanga II C1 e C2 138 kV

Sobrecarga no trecho entre o seccionamento e a SE Votuporanga II na contingência do circuito paralelo.

Sec. LT Jales – Votuporanga C1 e C2 138 kV

Sobrecarga no trecho entre o seccionamento e a SE Votuporanga II na contingência do circuito paralelo.

Três Irmãos 138 kV Sobrecarga na LT 138 kV UTE Pioneiros – Jales na contingência da LT 440 kV Água Vermelha – Ilha Solteira. Sobrecarga na LT 138 kV Jupiá –

UTE Luís Carlos Prestes na contingência do circuito paralelo.

Sobrecarga na LT 138 kV Jupiá – UTE Luís Carlos Prestes na contingência do circuito paralelo.

Sec. LT Três Irmãos – Jupiá C1 e C2 138 kV

Sobrecarga no trecho entre o seccionamento e a SE Jupiá na contingência do circuito paralelo.



39 / 100

BARRAMENTO


Dracena 138 kV Sobrecarga em regime normal na LT 138 kV Dracena – Flórida Paulista

─ ─

Getulina 138 kV

Sobrecarga na LD 138 kV Marília – Terra Branca (trecho Marília – Itambé) da CPFL Paulista na contingência do banco de transformadores 440/138 kV da SE Getulina

─ ─



40 / 100

b) Estado de Minas Gerais

Figura 8-5: Sistema elétrico no estado de Minas Gerais

Tabela 8-10: Capacidade remanescente no estado de Minas Gerais




EOL UFV

Sete Lagoas 4 345 kV 48,3 ─ 0 ─ ─

Pirapora 2 138 kV (1) 108,0 559,9 0 ─ ─

Paracatu 4 138 kV (2) ─ 180,0 ≤ 170 ≤ 170 ≤ 170

Jaguara 138 kV (2) ─ 90,0 0 ─ ─

São Gotardo 2 138 kV (2) ─ 60,0 ≤ 190 ≤ 190 ≤ 190

(1) A potência cadastrada contempla os empreendimentos cadastrados na rede de distribuição. (2) Barramentos considerados como Barramentos Candidatos (virtuais) por serem impactados por empreendimentos de

geração cadastrados com pontos de conexão no âmbito das redes de distribuição, para fins de cálculo da Capacidade Remanescente do SIN para Escoamento de Geração, conforme o § 7º do Art. 3º da Portaria MME 444/2016.



41 / 100

Tabela 8-11: Fatores limitantes no estado de Minas Gerais


Sete Lagoas 4 138 kV

Sobrecarga no TR 345/138 kV da SE Sete Lagoas 4 na contingência da LT 345 kV Sete Lagoas 4 – Neves 1 no cenário de elevada exportação de energia das regiões Norte e Nordeste para a região Sudeste.

─ ─

Pirapora 2 138 kV

Sobrecarga na LD 138 kV Pirapora 2 – Várzea da Palma 1 na contingência da LT 345 kV Pirapora 2 – Várzea da Palma 1 no cenário de elevada exportação de energia das regiões Norte e Nordeste para a região Sudeste.

─ ─

Paracatu 4 138 kV

Sobrecarga no transformador 500/138 kV remanescente na SE Paracatu 4, na contingência de uma unidade, na carga média de inverno.

─ ─

Jaguara 138 kV Sobrecarga em regime normal de operação no TR 230/138 kV da SE Cachoeira Dourada.

─ ─

São Gotardo 2 138 kV

Sobrecarga no transformador 500/345 kV remanescente na SE São Gotardo 2, na contingência de uma unidade.

─ ─

8.1.2.1 Resumo da capacidade remanescente na região Sudeste


remanescente na região Sudeste, para escoamento de geração nos barramentos

da Rede Básica, DIT e ICG, considerando os fatores limitantes registrados nas

Tabela 8-9 e Tabela 8-11.

Tabela 8-12: Resumo capacidade remanescente na região Sudeste





EOL UFV

SP

Sec. LT Água Vermelha – Jales C1 e C2 138 kV (AGV_JAL) (1)

─ 150,0 ≤ 70


AGV_JAL + AGV_VOT + JAL_VOT

≤ 250


─ 90,0 ≤ 140

Sec. LT Jales – Votuporanga C1 e C2 138 kV (JAL_VOT) (1)

─ 117,6 ≤ 110



42 / 100





EOL UFV

Três Irmãos 138 kV (TRI) (1) ─ 510,0 ≤ 650 TRI + TRI_JUP + JUP ≤

510 TRI + TRI_JUP + JUP

≤ 510 Sec. LT Três Irmãos – Jupiá C1 e C2 138 kV (TRI_JUP) (1)

─ 250,0 ≤ 500

Dracena 138 kV ─ 120,0 0 ─ ─

Getulina 138 kV ─ 360,0 0 ─ ─

MG

Sete Lagoas 4 345 kV 48,3 ─ 0 ─ ─

Pirapora 2 138 kV (3) 108 559,9 0 ─ ─

Paracatu 4 138 kV ─ 180,0 ≤ 170 ≤ 170 ≤ 170

Jaguara 138 kV (2) ─ 90,0 0 ─ ─

São Gotardo 2 138 kV (2) ─ 60,0 ≤ 190 ≤ 190 ≤ 190



(3) A potência cadastrada contempla os empreendimentos cadastrados na rede de distribuição.

8.1.3 Regiões Nordeste e Norte

Os empreendimentos cadastrados para o 2º LER/2016 nessas regiões estão

associados a barramentos candidatos localizados nos estados da Bahia, Sergipe,

Pernambuco, Paraíba, Rio Grande do Norte, Ceará, Piauí e Maranhão.

As análises foram desenvolvidas para os cenários: i) Nordeste Exportador (carga

leve); ii) Nordeste Exportador (carga média); iii) Norte Exportador para o Nordeste

(carga média); e iv) Norte Exportador para o Sudeste (carga média), descritos no

item 4.6.1 da Nota Técnica 01 [i]. O limite de exportação do Nordeste considerado

foi de cerca de 5.000 MW, com fluxo elevado na interligação Sudeste/Nordeste,

da ordem de 1.200 MW, enquanto que o limite de importação do Nordeste

considerado foi de aproximadamente 2.900 MW. No cenário Norte Exportador para

o Sudeste foi considerado fluxo elevado na interligação Norte/Sudeste da ordem

de 3.900 MW.



capacidade remanescente para o escoamento de geração nesses barramentos.



43 / 100

a) Estado da Bahia

Figura 8-6: Sistema elétrico do estado da Bahia



44 / 100

Tabela 8-13: Capacidade remanescente no estado da Bahia





EOL UFV





Igaporã III 500 kV 277,6 ─ 0 ─ ─

Igaporã III 230 kV 432,9 511,8 0 ─ ─

Igaporã II 230 kV ─ 59,9 0 ─ ─

Igaporã II 69 kV (1) ─ 46,3 0 ─ ─

Pindaí II 230 kV 504,1 ─ 0 ─ ─






─ 338,0 0 ─ ─

Olindina 500 kV 160,7 ─ 0 ─ ─

Olindina 230 kV 305,6 ─ 0 ─ ─


Brumado II 230 kV 52,9 ─ 0 ─ ─

Ibicoara 230 kV ─ 30,0 0 ─ ─

Ibicoara 138 kV ─ 60,0 0 ─ ─





Sobradinho 230 kV 333,4 57,1 0 ─ ─

Sec. LT Senhor do Bonfim II – Juazeiro da Bahia II 230 kV (2)

85,8 ─ 0 ─ ─






45 / 100

Tabela 8-14: Fatores limitantes no estado da Bahia


Bom Jesus da Lapa II 500 kV

Não existe capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG localizados no estado da Bahia.

Não foi possível, sequer, montar os cenários de referência Nordeste Exportador (cargas leve e média), conforme previsto na Nota Técnica 01 [i], onde deveria ser considerado o despacho eólico de 80%, devido ao esgotamento dos recursos de controle de tensão em condição normal de operação nessa região.

─ ─

Bom Jesus da Lapa II 230 kV ─ ─

Bom Jesus da Lapa 230 kV ─ ─

Bom Jesus da Lapa 69 kV ─ ─

Igaporã III 500 kV ─ ─

Igaporã III 230 kV ─ ─

Igaporã II 230 kV ─ ─

Igaporã II 69 kV ─ ─

Pindaí II 230 kV ─ ─

Ourolândia II 500 kV ─ ─

Ourolândia II 230 kV ─ ─

Gentio do Ouro II 230 kV ─ ─

Morro do Chapéu II 230 kV ─ ─

Sec. LT Morro do Chapéu II – Ourolândia II 500 kV

─ ─

Olindina 500 kV ─ ─

Olindina 230 kV ─ ─

Brotas de Macaúbas 230 kV ─ ─

Brumado II 230 kV ─ ─

Ibicoara 230 kV ─ ─

Ibicoara 138 kV ─ ─

Juazeiro da Bahia III 500 kV ─ ─

Juazeiro da Bahia III 230 kV ─ ─

Juazeiro da Bahia II 230 kV ─ ─

Juazeiro da Bahia II 69 kV ─ ─

Sobradinho 230 kV ─ ─

Sec. LT Senhor do Bonfim II – Juazeiro da Bahia II 230 kV

─ ─

Tabocas do Brejo Velho 230 kV ─ ─

Considerando a impossibilidade da montagem dos cenários de referência

Nordeste Exportador (cargas leve e média), conforme previsto na Nota Técnica 01

[i], onde deveria ser considerado o despacho eólico de 80%, foi alocado 55% na

carga leve e 60% na carga média, em todo o estado da Bahia, devido ao

esgotamento dos recursos de controle de tensão em condição normal de operação

nessa região.



46 / 100

Mesmo com a redução do despacho de geração eólica nesse estado, identificou-

se a necessidade de implantação de um Sistema Especial de Proteção – SEP para

corte automático de geração em subestações localizadas no eixo 230 kV entre

Sobradinho e Bom Jesus da Lapa e na região de Igaporã, para eliminar problemas

de colapso de tensão e de sobrecarga, na contingência da LT 500 kV Morro do

Chapéu II – Sapeaçu, bem como de trechos de 500 kV da Interligação SE-NE.

Diante dessas limitações, foi realizada uma análise de sensibilidade para avaliar

o desempenho dinâmico do sistema frente à contingência da LT 500 kV Morro do

Chapéu II – Sapeaçu, considerada como a mais crítica para o estado da Bahia,

tendo sido observado um desempenho satisfatório do sistema nos cenários

avaliados. Análises mais detalhadas deverão ser realizadas no âmbito dos estudos

pré-operacionais.



47 / 100

b) Estado de Sergipe

Figura 8-7: Sistema Elétrico no Estado de Sergipe

Tabela 8-15: Capacidade Remanescente no Estado de Sergipe



POTÊNCIA CADASTRADA (MW)

BARRAMENTO SUBÁREA ÁREA

EOL UFV

Itabaianinha 230 kV 144,9 ─ ≤ 280 ≤ 280 ≤ 280

Tabela 8-16: Fatores limitantes no estado de Sergipe

BARRAMENTO


Itabaianinha 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Itabaianinha – Catu, na contingência da LT 230 kV Itabaiana – Itabaianinha.

─ ─



48 / 100

c) Estado de Pernambuco

Figura 8-8: Sistema Elétrico no Estado de Pernambuco

Tabela 8-17: Capacidade remanescente no estado de Pernambuco





EOL UFV

Bom Nome 230 kV (BNO 230) 158,0 396,0 ≤ 920

BNO 230 + BNO 138 + BNO 69 + FTD 230

≤ 920

BNO 230 + BNO 138 + BNO 69 + FTD 230 ≤

920

Bom Nome 138 kV (BNO 138) (1) 22,0 359,2 ≤ 285

Bom Nome 69 kV (BNO 69) ─ 71,6 ≤ 140

Floresta II 230 kV (FTD 230) ─ 30,0 ≤ 525

Garanhuns II 230 kV 339,9 ─ ≤ 230 ≤ 230 ≤ 230

Angelim 69 kV (1) ─ 60,0 ≤ 275 ≤ 275 ≤ 275




49 / 100

Tabela 8-18: Fatores limitantes no estado de Pernambuco

BARRAMENTO


Bom Nome 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Bom Nome – Milagres C1, na contingencia de um dos outros dois circuitos.

Sobrecarga na LT 230 kV Bom Nome – Milagres C1, na contingencia de um dos outros dois circuitos.

Sobrecarga na LT 230 kV Bom Nome – Milagres C1, na contingencia de um dos outros dois circuitos.

Bom Nome 138 kV

Sobrecarga em um TR 230/138 kV – 100 MVA da SE Bom Nome, na contingencia de um dos outros dois transformadores.

Bom Nome 69 kV

Sobrecarga no TR 230/69 kV – 100 MVA remanescente, na contingencia de um dos dois transformadores da SE Bom Nome.

Floresta II 230 kV

Sobrecarga na LT 230 kV Paulo Afonso III – Floresta II, na contingência da LT 230 kV Floresta II – Bom Nome, ou vice-versa.

Garanhuns II 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Garanhuns II – Angelim 04N2 (C2 e C3 geminados), em condição normal de operação.

─ ─

Angelim 69 kV

Sobrecarga em um TR 230/69 kV – 100 MVA da SE Angelim, na contingencia de um dos outros dois transformadores.

─ ─



50 / 100

d) Estado da Paraíba

Figura 8-9: Sistema elétrico no estado da Paraíba

Tabela 8-19: Capacidade remanescente no estado da Paraíba





EOL UFV



Coremas 230 kV (COR 230) 261,6 390,6 ≤ 270 COR 230 + COR 69

≤ 270 COR 230 + COR 69 ≤

270 Coremas 69 kV (COR 69) (1) 84,0 90,0 ≤ 270




51 / 100

Tabela 8-20: Fatores limitantes no estado da Paraíba

BARRAMENTO


Campina Grande III 500 kV

Agrava sobrecarga nos AT 500/230 kV da SE Campina Grande III, na LT 230 kV Campina Grande II – Goianinha, nas LTs 230 kV Campina Grande III – Campina Grande II, na LT 230 kV Campina Grande II – Pau Ferro, nas LTs 230 kV Campina Grande II – Tacaimbó C1 e C2 e na LT 230 kV Campina Grande II – Coteminas, na contingência da LT 500 kV Campina Grande III – Garanhuns II.

─ ─

Campina Grande III 230 kV ─ ─

Coremas 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Coremas – Milagres C2, na contingência do circuito C1.

Sobrecarga na LT 230 kV Coremas – Milagres C2, na contingência do circuito C1.

Sobrecarga na LT 230 kV Coremas – Milagres C2, na contingência do circuito C1.

Coremas 69 kV



52 / 100

e) Estado do Rio Grande do Norte

Figura 8-10: Sistema Elétrico no Estados do Rio Grande do Norte

Tabela 8-21: Capacidade remanescente no estado do Rio Grande do Norte





EOL UFV

Touros 230 kV 543,6 ─ 0 ─ ─

Ceará Mirim II 230 kV 297,5 240,0 0 ─ ─

Sec. LT Açu III – João Câmara III 500 kV (2)

1.174,0 ─ 0 ─ ─





Paraíso 230 kV 953,5 ─ 0 ─ ─

Lagoa Nova II 230 kV 215,3 ─ 0 ─ ─

Lagoa Nova II 69 kV 128,2 ─ 0 ─ ─


Açu II 230 kV 254,0 232,0 0 ─ ─



53 / 100





EOL UFV

Sec. LT Açu II – Lagoa Nova II 230 kV

(2) ─ 90,0 0 ─ ─


Mossoró II 230 kV 677,0 30,0 0 ─ ─

Sec. LT Mossoró II – Açu II C1 230 KV

(2) ─ 150,0 0 ─ ─


Mossoró IV 230 kV 561,9 30,0 0 ─ ─






54 / 100

Tabela 8-22: Fatores limitantes no estado do Rio Grande do Norte

BARRAMENTO


Touros 230 kV

Não existe capacidade remanescente para escoamento de energia elétrica nos Barramentos da Rede Básica, DIT e ICG localizados no estado do Rio Grande do Norte, em face de problemas de sobrecarga em linhas e transformadores, considerando os cenários de referência, nas seguintes contingências:

1. LT 500 kV Campina Grande III – Garanhuns II (a mais crítica)

Sobrecarga nos AT 500/230 kV da SE Campina Grande III, na LT 230 kV Campina Grande II – Goianinha, nas LTs 230 kV Campina Grande III – Campina Grande II, na LT 230 kV Campina Grande II – Pau Ferro, nas LTs 230 kV Campina Grande II – Tacaimbó C1 e C2 e na LT 230 kV Campina Grande II – Coteminas;

2. LT 230 kV Banabuiú – Russas II C2

Sobrecarga na LT 230 kV Banabuiú – Russas II C1;

3. LT 230 kV Mossoró II – Banabuiú C1 ou C2

Sobrecarga na LT 230 kV Quixeré – Russas II C1;

4. LT 230 kV Lagoa Nova II – Paraíso C2

Sobrecarga na LT 230 kV Lagoa Nova II – Paraíso C1.

─ ─

Ceará Mirim II 230 kV ─ ─


─ ─

João Câmara III 500 kV ─ ─

João Câmara III 138 kV ─ ─

João Câmara II 230 kV ─ ─

João Câmara II 69 kV ─ ─

Paraíso 230 kV ─ ─

Lagoa Nova II 230 kV ─ ─

Lagoa Nova II 69 kV ─ ─

Extremoz II 69 kV ─ ─

Açu II 230 kV ─ ─

Sec. LT Açu II – Lagoa Nova II 230 kV

─ ─

Sec. LT Açu II – Paraíso C2 230 kV

─ ─

Mossoró II 230 kV ─ ─

Sec. LT Mossoró II – Açu II 230 KV

─ ─

Sec. LT Paraíso – Natal II 230 kV

─ ─

Mossoró IV 230 kV ─ ─

Currais Novos II 69 kV ─ ─



55 / 100

f) Estado do Ceará

Figura 8-11: Sistema elétrico no estado do Ceará

Tabela 8-23: Capacidade remanescente no estado do Ceará





EOL UFV

Russas II 230 kV 18,4 573,5 0 ─ ─

Quixeré 230 kV ─ 262,0 0 ─ ─

Ibiapina II 230 kV 27,6 ─ 0 ─ ─


Acaraú II 230 kV 135,6 ─ 0 ─ ─

Sobral III 230 kV 337,0 ─ 0 ─ ─

Pecém II 230 kV 334,2 ─ ≤ 500 ≤ 500 ≤ 500



56 / 100





EOL UFV

Tauá II 230 kV 204,6 ─ ≤ 135 ≤ 135 ≤ 135

Banabuiú 230 kV (BNB) ─ 76,0 ≤ 540

BNB + ICO 230 + ICO 69 ≤ 400

BNB + ICO 230 + ICO 69 ≤ 400

Icó 230 kV (ICO 230) ─ 266,0 ≤ 400

Icó 69 kV (ICO 69) ─ 86,0 ≤ 170

Tabela 8-24: Fatores Limitantes no Estado do Ceará


Russas II 230 kV Agrava sobrecarga na LT 230 kV Russas II – Banabuiú C1, na contingência do circuito C2.

─ ─

Quixeré 230 kV

Ibiapina II 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Ibiapina II – Sobral II, na contingência da LT 230 kV Piripiri – Ibiapina II, ou vice-versa.

─ ─

Ibiapina II 69 kV

Acaraú II 230 kV Agrava sobrecarga em condição normal de operação na LT 230 kV Sobral III – Acaraú II C1 e C2.

─ ─

Sobral III 230 kV Agrava a sobrecarga no AT remanescente, na contingência de um dos AT 500/230 kV da SE Sobral III.

─ ─

Pecém II 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Piripiri – Teresina, na contingência da LT 500 kV Teresina II – Sobral III.

─ ─

Tauá II 230 kV

Sobrecarga na LT 230 kV São João do Piauí – Picos e no AT 500/230 kV da SE São João do Piauí, na contingência da LT 230 kV Milagres – Tauá II.

─ ─

Banabuiú 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Milagres – Banabuiú C1, na contingência da LT 230 kV Banabuiú – Icó.

Sobrecarga no LT 230 kV Milagres – Icó, na contingência da LT 230 kV Milagres – Banabuiú C2.

Sobrecarga no LT 230 kV Milagres – Icó, na contingência da LT 230 kV Milagres – Banabuiú C2.

Icó 230 kV Sobrecarga na LT 230 kV Milagres – Icó, na contingência da LT 230 kV Milagres – Banabuiú C2.

Icó 69 kV Sobrecarga no TR remanescente, na contingência de um dos TRs 230/69 kV da SE Icó.



57 / 100

g) Estado do Piauí

Figura 8-12: Sistema elétrico no estado do Piauí



58 / 100

Tabela 8-25: Capacidade remanescente no estado do Piauí





EOL UFV






─ 150,0 ≤ 50 BJS + ELM_SJI ≤ 50 BJS + ELM_SJI ≤ 50



(2) Cabe destacar que a responsabilidade por eventuais adequações em instalações e equipamentos da rede básic a decorrentes do seccionamento em linhas de transmissão, tais como bancos de capacitores série, reatores, em adição ao já contemplado pela legislação vigente (ReN 067/2004), poderá vir a ser atribuídas ao agente acessante responsável pelo referido seccionamento.

Tabela 8-26: Fatores limitantes no estado do Piauí


Curral Novo do Piauí II 500 kV Problema de regulação de tensão na SE Curral Novo do Piauí II 500/230 kV, na contingência da LT 500 kV Curral Novo do Piauí II – São João do Piauí.

─ ─

Curral Novo do Piauí II 230 kV

São João do Piauí 230 kV

Problema de regulação de tensão na SE Picos 230/69 kV e sobrecarga na LT 230 kV Picos – Tauá II, na contingência do único AT 500/230 kV da SE São João do Piauí.

─ ─ São João do Piauí 69 kV

Sec. LT São João do Piauí – Eliseu Martins 230 kV

Problema de regulação de tensão na SE Picos 230/69 kV e sobrecarga na LT 230 kV Picos – Tauá II, na contingência do único AT 500/230 kV da SE São João do Piauí.

Problema de regulação de tensão na SE Picos 230/69 kV e sobrecarga

na LT 230 kV Picos – Tauá II, na contingência do único AT 500/230 kV

da SE São João do Piauí. Bom Jesus II 230 kV



59 / 100

h) Estados do Piauí e do Ceará

Figura 8-13: Sistema Elétrico nos Estados do Piauí e do Ceará



60 / 100

Tabela 8-27: Capacidade remanescente nos estados do Piauí e do Ceará





EOL UFV

Milagres 500 kV (MLG 500) 207,9 ─ ≤ 1100

MLG 500 + MLG 230 + QXD ≤ 1100

MLG 500 + MLG 230 + QXD + SJI + SOB_SJI

≤ 800

Milagres 230 kV (MLG 230) ─ 30,0 ≤ 1100

Quixadá 500 kV (QXD) ─ 50,0 ≤ 1300



210,0 ─ ≤ 650


83,6 210,0 ≤ 1500 TSD_SBT C1 +



140,8 210,0 ≤ 1500


Tabela 8-28: Fatores limitantes nos estados do Piauí e do Ceará


Milagres 500 kV

Sobrecarga no circuito remanescente, na contingência da LT 500 kV São João do Piauí – Ribeiro Gonçalves C2.



Milagres 230 kV

Quixadá 500 kV

São João do Piauí 500 kV Sobrecarga no circuito remanescente, na contingência da LT 500 kV São João do Piauí – Ribeiro Gonçalves C2.

Sec. LT São João do Piauí – Sobradinho C1 500 kV

Sobrecarga em condição normal de operação no banco de capacitores série (BCS) da LT 500 kV São João do Piauí – Sobradinho C1.

Sec. LT Teresina II – Sobral III C1 500 kV Sobrecarga nos ATs remanescentes,

na contingência de um dos três AT 500/230 kV da SE Teresina II.

Sobrecarga nos ATs remanescentes, na contingência de um dos três AT 500/230 kV da SE Teresina II.

Sobrecarga nos ATs remanescentes, na

contingência de um dos três AT 500/230 kV da SE

Teresina II.

Sec. LT Teresina II – Sobral III C2 500 kV



61 / 100

i) Estado do Maranhão

Figura 8-14: Sistema elétrico no estado do Maranhão



62 / 100

Tabela 8-29: Capacidade remanescente no estado do Maranhão





EOL UFV

Miranda II 500 kV 550,0 ─ ≤ 1300 ≤ 1300 ≤ 1300

Coelho Neto 230 kV 236,9 ─ ≤ 250 ≤ 250 ≤ 250

Tabela 8-30: Fatores limitantes no estado do Maranhão


Miranda II 500 kV

Sobrecarga no banco de capacitores série (BCS) da LT 500 kV Imperatriz – Colinas C1 na contingência da LT 500 kV Imperatriz – Colinas C2.

─ ─

Coelho Neto 230 kV

Esgotamento da capacidade de regulação de tensão na SE Coelho Neto 230/69 kV, na contingência da LT 230 kV Teresina – Coelho Neto.

─ ─



63 / 100

j) Estado do Tocantins

Figura 8-15: Sistema Elétrico no Estado do Tocantins

Tabela 8-31: Capacidade remanescente no estado do Tocantins



POTÊNCIA CADASTRADA (MW) BARRAMENTO SUBÁREA ÁREA

EOL UFV

Miracema 500 kV (1) 0 225,0 0 ─ ─

Peixe 2 500 kV 0 190,0 0 ─ ─




64 / 100

Tabela 8-32: Fatores Limitantes no Estado do Tocantins

BARRAMENTO


Miracema 500 kV Em condição normal de operação, prevê-se esgotamento da capacidade de longa duração nos seguintes equipamentos da Rede Básica: Bancos de capacitores série da LT 500 kV Peixe 2 – Serra da Mesa 2 e na LT 500 kV Tucuruí – Marabá (C3).

─ ─

Peixe 2 500 kV

Considerando o cronograma de entrada em operação das usinas da região Norte

até janeiro de 2020 (conforme item 4, acima), fazemos referência ao Cenário Norte

Exportador para o Sudeste, conforme descrito no item 4.6.1 da Nota Técnica ONS

NT 113/2016 / EPE-DEE-RE-082/2016-r1, onde a interligação Norte-Sudeste

encontra-se em seu limite de capacidade. Assim sendo, qualquer injeção adicional

neste tronco de transmissão concorre numa relação direta com o fluxo já

estabelecido no mesmo, não sendo possível definir margem remanescente de

transmissão para barramentos conectadas a esta interligação.

8.1.3.1 Resumo da capacidade remanescente nas regiões Nordeste e Norte


remanescente nas regiões Nordeste e Norte, para escoamento de geração nos

barramentos da Rede Básica, DIT e ICG, considerando os fatores limitantes

registrados nas Tabela 8-14, Tabela 8-16, Tabela 8-18, Tabela 8-20, Tabela 8-22,

Tabela 8-24, Tabela 8-26, Tabela 8-28, Tabela 8-30 e Tabela 8-32.

Tabela 8-33: Resumo da Capacidade Remanescente nas Regiões Nordeste e Norte





EOL UFV

BA





Igaporã III 500 kV 277,6 ─ 0 ─ ─



65 / 100





EOL UFV

Igaporã III 230 kV 432,9 511,8 0 ─ ─

Igaporã II 230 kV ─ 59,9 0 ─ ─

Igaporã II 69 kV (1) ─ 46,3 0 ─ ─

Pindaí II 230 kV 504,1 ─ 0 ─ ─






─ 338,0 0 ─ ─

Olindina 500 kV 160,7 ─ 0 ─ ─

Olindina 230 kV 305,6 ─ 0 ─ ─


Brumado II 230 kV 52,9 ─ 0 ─ ─

Ibicoara 230 kV ─ 30,0 0 ─ ─

Ibicoara 138 kV ─ 60,0 0 ─ ─





Sobradinho 230 kV 333,4 57,1 0 ─ ─

Sec. LT Senhor do Bonfim II – Juazeiro da Bahia II 230 kV (2) 85,8 ─ 0 ─ ─


SE Itabaianinha 230 kV 144,9 ─ ≤ 280 ≤ 280 ≤ 280

PE

Bom Nome 230 kV (BNO 230) 158,0 396,0 ≤ 920

BNO 230 + BNO 138 + BNO 69 + FTD 230

≤ 920

BNO 230 + BNO 138 + BNO 69 + FTD 230 ≤ 920

Bom Nome 138 kV (BNO 138) (1) 22,0 359,2 ≤ 285

Bom Nome 69 kV (BNO 69) ─ 71,6 ≤ 140



66 / 100





EOL UFV

Floresta II 230 kV (FTD 230) ─ 30,0 ≤ 525

Garanhuns II 230 kV 339,9 ─ ≤ 230 ≤ 230 ≤ 230

Angelim 69 kV (1) ─ 60,0 ≤ 275 ≤ 275 ≤ 275

PB



Coremas 230 kV (COR 230) 261,6 390,6 ≤ 270 COR 230 + COR 69 ≤

270 COR 230 + COR 69 ≤

270 Coremas 69 kV (COR 69) (1) 84,0 90,0 ≤ 270

RN

Touros 230 kV 543,6 ─ 0 ─ ─

Ceará Mirim II 230 kV 297,5 240,0 0 ─ ─


(2) 1.174,0 ─ 0 ─ ─





Paraíso 230 kV 953,5 ─ 0 ─ ─

Lagoa Nova II 230 kV 215,3 ─ 0 ─ ─

Lagoa Nova II 69 kV 128,2 ─ 0 ─ ─


Açu II 230 kV 254,0 232,0 0 ─ ─

Sec. LT Açu II – Lagoa Nova II 230 kV (2) ─ 90,0 0 ─ ─


Mossoró II 230 kV 677,0 30,0 0 ─ ─

Sec. LT Mossoró II – Açu II C1 230 KV (2) ─ 150,0 0 ─ ─


Mossoró IV 230 kV 561,9 30,0 0 ─ ─




67 / 100





EOL UFV

CE

Russas II 230 kV 18,4 573,5 0 ─ ─

Quixeré 230 kV ─ 262,0 0 ─ ─

Ibiapina II 230 kV 27,6 ─ 0 ─ ─


Acaraú II 230 kV 135,6 ─ 0 ─ ─

Sobral III 230 kV 337,0 ─ 0 ─ ─

Pecém II 230 kV 334,2 ─ ≤ 500 ≤ 500 ≤ 500

Tauá II 230 kV 204,6 ─ ≤ 135 ≤ 135 ≤ 135

Banabuiú 230 kV (BNB) ─ 76,0 ≤ 540

BNB + ICO 230 + ICO 69 ≤ 400

BNB + ICO 230 + ICO 69 ≤ 400

Icó 230 kV (ICO 230) ─ 266,0 ≤ 400

Icó 69 kV (ICO 69) ─ 86,0 ≤ 170

Milagres 500 kV (MLG 500) 207,9 ─ ≤ 1100

MLG 500 + MLG 230 + QXD ≤ 1100

MLG 500 + MLG 230 + QXD + SJI + SOB_SJI ≤

800

Milagres 230 kV (MLG 230) ─ 30,0 ≤ 1100

Quixadá 500 kV (QXD) ─ 50,0 ≤ 1300

PI



210,0 ─ ≤ 650






─ 150,0 ≤ 50

BJS + ELM_SJI ≤ 50 BJS + ELM_SJI ≤ 50


PI/CE


83,6 210,0 ≤ 1500 TSD_SBT C1 +



140,8 210,0 ≤ 1500

MA

Miranda II 500 kV 550,0 ─ ≤ 1300 ≤ 1300 ≤ 1300

Coelho Neto 230 kV 236,9 ─ ≤ 250 ≤ 250 ≤ 250



68 / 100





EOL UFV

TO

Miracema 500 kV (1) ─ 225,0 0 ─ ─

Peixe 2 500 kV ─ 190 0 ─ ─




8.2 Resultado das análises de curto-circuito

A análise de curto-circuito foi realizada apenas para os barramentos candidatos

que apresentaram capacidade remanescente de escoamento de energia, do ponto

de vista de fluxo de potência e com viabilidade física para conexão dos

empreendimentos de geração.

Essa análise foi realizada visando identificar possíveis limitações dos quantitativos

de capacidade remanescente para o escoamento de geração, estabelecidos de

acordo com a metodologia do item 7.4, por violação da capacidade de interrupção

de corrente simétrica de disjuntores. A violação da capacidade de equipamentos

será impeditiva para o estabelecimento da capacidade remanescente de

escoamento de energia. Nos casos onde foram verificadas restrições, foram

reduzidos os quantitativos de capacidade remanescente, para evitar superação da

capacidade de interrupção de corrente simétrica de disjuntores.

As subestações que apresentam problemas de superação de equipamentos e cuja

solução já tenha sido autorizada pela ANEEL, até 29/08/2016, com previsão de

entrada em operação até 01/01/2019, conforme Portaria MME nº 444/2016, não

foram consideradas como impeditivas para a definição da capacidade

remanescente de transmissão.

Dos resultados da avaliação da superação de equipamentos por nível de curto-

circuito para cada barramento candidato e para os barramentos na sua vizinhança,

foram identificadas aquelas que vão impor algum tipo de restrição à capacidade

remanescente determinada no item 8.1, conforme a seguir:



69 / 100

Região Sul:

As análises indicam que a adição das margens disponíveis no ponto de

conexão da subestação Bateias 230 kV leva a superação de disjuntores no

setor de 230 kV da mesma instalação. Limitando a margem de Bateias 230 kV

a 275 MW o problema de superação é contornado.

Regiões Sudeste:

As análises de curto-circuito indicaram que a margem disponível para a

subestação de 138 kV Três Irmãos leva a superação de disjuntores na SE

Castilho 138 kV. A redução da margem em Três Irmãos para 310 MW elimina

o problema. Para que não haja superação de equipamentos há necessidade

de se limitar o somatório das margens das barras da subárea em 310 MW.

Desse modo, as capacidades remanescentes individuais para o secionamento

da LT 138 kV Três Irmãos – Jupiá (TRI_JUP) também serão limitadas a 310

MW.

Regiões Norte/Nordeste:

As barras da área de Pernambuco (PE) apresentam restrições em face da

elevação do nível das correntes de curto-circuito. As margens identificadas nos

estudos de escoamento de geração calculadas individualmente para a

Subestação Bom Nome 230 kV foi de até 158 MW, enquanto que para Bom

Nome 138 kV o limite foi de 50 MW e para Floresta II 230 kV foi de 30 MW.

Para que não haja superação de equipamentos há necessidade de se limitar o

somatório das margens das barras da subárea em 158 MW. Ressalta-se que

as barras de Bom Nome 69 kV, Garanhuns 230 kV e Angelim 69 kV não

possuem margem adicional de geração.

As análises de curto-circuito indicaram que na SE Itabaianinha 230 kV só é

possível escoar a potência cadastrada de 144,9 MW. O mesmo ocorre para as

margens individuais das subestações Coremas 69 kV, Banabuiú 230 kV, Icó

230 kV e Icó 69 kV. Tais potências impactam diretamente nas capacidades

remanescentes das respectivas subáreas e áreas.

Para as demais barras candidatas e nas barras circunvizinhas o acréscimo de

potência de curto-circuito proporcionado pelo acréscimo de geração, possível de

ser escoada sem violar os critérios de carregamento e tensão, não provoca

problemas de superação de equipamentos por correntes de curto-circuito.

8.2.1 Níveis mínimos de curto-circuito

Para os barramentos candidatos que apresentem capacidade remanescente de

escoamento e viabilidade física para conexão dos empreendimentos de geração,

serão calculados os níveis mínimos de curto-circuito na condição mais crítica de

configuração de rede elétrica/geração, sem a contribuição das novas fontes a

serem contratadas no 2º LER/2016. O resultado da análise possibilitará a cada

empreendedor estabelecer o dimensionamento de suas instalações de modo a



70 / 100

garantir o desempenho adequado das fontes eólica e fotovoltaica em situações de

valores reduzidos da relação de curto-circuito (SCR – Short-Circuit Ratio). Tais

resultados serão disponibilizados no site do ONS em:

http://www.ons.org.br/home/Leilao2LER_2016.aspx, a partir do dia 03.11.2016.




71 / 100

9 Anexos

9.1 Anexo I – Instalações de transmissão consideradas nas análises,

conforme Portaria MME nº 444/2016



72 / 100



73 / 100



74 / 100



75 / 100



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83 / 100



84 / 100



85 / 100

9.2 Anexo II – Geração futura considerada, conforme Portaria MME nº

444/2016

UF Empreendimento Potência Instalada

(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

MS Verde 4 (3) 19,00 30/11/2018 Mimoso 138 PCH ACR

MS Verde 4A (3) 28,00 30/04/2018 Mimoso 138 PCH ACR

MS Caarapó 114,00 31/03/2017 Dourados

Santa Cruz 138 UTE ACR

MS Costa Rica I 164,00 30/11/2018 Paraíso 2 230 UTE ACR

RS Aura Mangueira IV 22,00 30/04/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira VI 28,00 31/05/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira VII 22,00 30/04/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira XI 10,00 31/03/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira XII 16,00 28/02/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira XIII 14,00 28/02/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira XV 18,00 31/03/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mangueira XVII 14,00 31/03/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mirim II 26,00 31/05/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mirim IV 14,00 30/04/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mirim VI 8,00 31/07/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Aura Mirim VIII 8,00 28/02/2017 Marmeleiro 2 525 CGE ACR

RS Curupira 23,10 31/07/2017 Povo Novo 230 CGE ACR

RS Fazenda Vera Cruz 21,00 30/04/2017 Povo Novo 230 CGE ACR

RS Povo Novo 8,40 31/05/2017 Povo Novo 230 CGE ACR

RS Pontal 2A 21,60 31/01/2017 Viamão 3 230 CGE ACR

RS Pontal 3B 27,00 31/01/2017 Viamão 3 230 CGE ACR

BA Cristal 29,90 30/12/2016 Morro do Chapéu II

69 EOL ACR

BA Primavera 29,90 30/12/2016 Morro do Chapéu II

69 EOL ACR

BA São Judas 29,90 30/12/2016 Morro do Chapéu II

69 EOL ACR

BA Esperança 28,00 30/12/2016 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Maniçoba 30,00 30/12/2016 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Acauã 6,00 15/01/2017 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Angical 2 10,00 15/01/2017 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Arapapá 4,00 28/02/2018 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Caititu 2 10,00 28/02/2018 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Caititu 3 10,00 28/02/2018 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Carcará 10,00 31/03/2017 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Corrupião 3 10,00 30/04/2017 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Teiú 2 8,00 15/06/2018 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Abil 23,70 30/12/2016 Pindaí II 230 EOL ACR



86 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

BA Vaqueta 23,40 30/12/2016 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Folha de Serra 21,00 30/12/2016 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Jabuticaba 9,00 30/12/2016 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Jacarandá do cerrado 21,00 30/12/2016 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Tábua 15,00 30/12/2016 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Acácia 16,20 15/09/2017 Igaporã III 230 EOL ACR

BA Angico 8,10 15/09/2017 Igaporã III 230 EOL ACR

BA Taboquinha 21,60 15/09/2017 Igaporã III 230 EOL ACR

BA Coqueirinho 2 16,00 01/02/2017 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Papagaio 10,00 28/02/2018 Pindaí II 230 EOL ACR

BA São Salvador 18,90 15/09/2017 Igaporã III 230 EOL ACR

BA Cristalândia I 30,00 30/12/2017 Brumado II 230 EOL ACR

BA Cristalândia II 30,00 30/12/2017 Brumado II 230 EOL ACR

BA Cristalândia III 30,00 30/12/2017 Brumado II 230 EOL ACR

BA Pau Santo 18,00 01/09/2017 Igaporã III 500 EOL ACR

BA Quina 12,00 01/09/2017 Igaporã III 230 EOL ACR

BA Mulungu 15,00 01/09/2017 Igaporã II 230 EOL ACR

BA Laranjeiras I 25,20 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Laranjeiras II 27,30 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Laranjeiras V 25,20 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Capoeiras III 25,20 27/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Curral de Pedras I 20,10 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Diamante II 16,80 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Diamante III 16,80 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Assuruá III 12,00 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Assuruá IV 27,30 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Curral de Pedras II 27,30 30/04/2018 Irecê 230 EOL ACR

BA Delfina I 28,00 30/11/2017 Juazeiro da

Bahia II 230 EOL ACR

BA Delfina II 28,00 30/11/2017 Juazeiro da


BA Delfina V 28,00 01/09/2017 Juazeiro da


BA Assuruá I 30,00 30/04/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Assuruá VI 30,00 30/04/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Capoeiras I 26,00 30/04/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Capoeiras II 30,00 30/04/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Curral de Pedras III 30,00 30/06/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Curral de Pedras IV 20,00 30/03/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos da Bahia II (3) 27,00 01/04/2018 Irecê 138 EOL ACR



87 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

BA Ventos da Bahia VIII (3) 27,00 01/04/2018 Irecê 138 EOL ACR

BA Ventos da Bahia IV (3) 12,00 01/04/2018 Irecê 138 EOL ACR

BA Ventos de Santa Vera 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de São Cirilo 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de São Bento 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de São Rafael 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de São João 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de Santa Luiza 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Itaguaçu da Bahia 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de Santo Antônio 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de Santa Madalena

28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Ventos de Santa Marcella 28,00 01/05/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Umburanas 1 27,00 01/05/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR

















BA Casa Nova II 28,00 30/11/2017 Sobradinho 230 EOL ACR

BA Casa Nova III 24,00 30/11/2017 Sobradinho 230 EOL ACR

BA Tamanduá Mirim 2 16,00 01/11/2017 Pindaí II 230 EOL ACR

BA Pedra do Reino IV (3) 20,00 01/10/2018 Juazeiro da

Bahia II 69 EOL ACR

BA Ventos da Bahia I 28,60 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos da Bahia III 30,80 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos da Bahia IX 28,60 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR



88 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

BA Ventos da Bahia XVIII 28,60 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos da Santa Beatriz 28,00 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos de Santa Aparecida

28,00 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos de Santa Aurora 28,00 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos de Santa Emilia 28,00 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos do São Gabriel 28,00 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia II 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia IX 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia VI 25,85 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia VII 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia VIII 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia X 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia XI 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Serra da Babilônia XII 28,20 01/10/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Laranjeiras III 26,00 01/12/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Laranjeiras IX 24,00 01/12/2018 Gentio do

Ouro II 230 EOL ACR

BA Campo Largo III 29,37 01/12/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR

BA Campo Largo IV 29,37 01/12/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR

BA Campo Largo V 29,37 01/12/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR

BA Campo Largo VI 29,37 01/12/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR

BA Campo Largo VII 29,37 01/12/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR

BA Campo Largo XXI 29,70 01/12/2018 Ourolândia II 230 EOL ACR






BA Ventos da Santa Dulce 28,00 01/12/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos da Santa Esperança

28,00 01/12/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos do São Mário 30,00 01/12/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Ventos do São Paulo 28,00 01/12/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACR

BA Barbatimão 16,20 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Imburana Macho 16,20 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Amescla 13,50 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL



89 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

BA Juazeiro 18,90 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Jataí 16,20 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Unha d'Anta 13,50 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Vellozia 21,90 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Angelim 21,60 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Umbuzeiro 21,60 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Facheio 16,50 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Sabiu 13,50 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Pau d'Água 18,00 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Manineiro 14,40 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Cedro 12,00 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Jurema Preta 8,10 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Saboeiro 13,50 01/06/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Coxilha Alta 19,20 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Conquista 24,30 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Botuquara 21,60 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Macambira 21,60 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Tamboril 27,00 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Carrancudo 18,90 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Ipê Amarelo 18,00 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Cabeça de Frade 5,70 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Canjoão 6,00 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Jequitibá 8,10 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Tinguí 18,90 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Anísio Teixeira 13,50 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Lençóis 10,80 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Caliandra 5,40 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Ico 10,80 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Alcaçuz 18,90 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Putumuju 14,70 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Cansação 14,70 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Imburana de Cabão 20,10 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Embiruçu 6,00 01/12/2016 Igaporã III 500 EOL ACL

BA Delfina III 28,00 01/02/2017 Juazeiro da

Bahia II 230 EOL ACL

BA Delfina IV 8,00 01/01/2017 Juazeiro da


BA Delfina VI 30,00 01/01/2017 Juazeiro da


BA Delfina VII 30,00 01/02/2017 Juazeiro da


BA Boa Esperança 30,00 11/12/2018 Sobradinho 230 EOL ACL

BA Alecrim 30,00 11/12/2018 Sobradinho 230 EOL ACL



90 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

BA Umbuzeiro Muquim 30,00 11/12/2018 Sobradinho 230 EOL ACL

BA Mandacaru 30,00 11/12/2018 Sobradinho 230 EOL ACL

BA Boa Vista da Alagoinha 30,00 01/01/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACL

BA Ventos de Santo Abraão 28,00 01/01/2018 Morro do Chapéu II

230 EOL ACL

BA Assuruá (3) 30,00 30/08/2017 Irecê 69 UFV ACR

BA Bom Jesus da Lapa I 30,00 01/07/2017 Bom Jesus

da Lapa 69 UFV ACR

BA Bom Jesus da Lapa II 30,00 01/07/2017 Bom Jesus

da Lapa 69 UFV ACR

BA Lapa 2 30,00 30/10/2017 Bom Jesus

da Lapa 230 UFV ACR

BA Lapa 3 30,00 30/10/2017 Bom Jesus

da Lapa 230 UFV ACR

BA São Pedro II 30,00 01/07/2017 Bom Jesus

da Lapa 69 UFV ACR

BA São Pedro IV 30,00 01/07/2017 Bom Jesus

da Lapa 69 UFV ACR

BA BJL 11 20,00 30/08/2017 Bom Jesus

da Lapa 69 UFV ACR

BA Horizonte MP 1 28,70 30/12/2017 Tabocas do Brejo Velho

230 UFV ACR


230 UFV ACR


230 UFV ACR

BA Verde Vale III (3) 15,13 30/04/2018 Igaporã II 69 UFV ACR

BA Ituverava 1 28,00 01/09/2017 Tabocas do Brejo Velho

230 UFV ACR


230 UFV ACR


230 UFV ACR


230 UFV ACR


230 UFV ACR


230 UFV ACR


230 UFV ACR

BA Solar Caetité 1 29,97 01/10/2019 Igaporã III 230 UFV ACR



BA Caetité I 29,75 30/10/2019 Igaporã III 230 UFV ACR

BA Caetité II 29,75 30/10/2019 Igaporã III 230 UFV ACR

BA Caetité IV 29,75 30/10/2019 Igaporã III 230 UFV ACR

BA Caetité V 10,50 30/10/2019 Igaporã III 230 UFV ACR



91 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

BA Sobrado1 (3) 30,00 01/10/2018 Juazeiro da

Bahia II 69 UFV ACR

BA Juazeiro Solar I 29,84 01/10/2018 Juazeiro da

Bahia II 230 UFV ACR

BA Juazeiro Solar II 29,84 01/10/2018 Juazeiro da


BA Juazeiro Solar III 29,84 01/10/2018 Juazeiro da


BA Juazeiro Solar IV 29,84 01/10/2018 Juazeiro da


BA BJL 4 20,00 01/10/2018 Bom Jesus

da Lapa 69 UFV ACR

BA Boltbah 50,0 30/11/2019 Barreiras 230 UTE ACR

BA Prosperidade I 28,0 01/12/2017 Camaçari IV 230 UTE ACR

PE Serra das Vacas V 25,30 19/03/2018 Garanhuns II 230 EOL ACR

PE Serra das Vacas VII 25,30 19/03/2018 Garanhuns II 230 EOL ACR

PE Boa Hora 1 25,00 01/10/2018 Tacaimbó 69 UFV ACR



PE Fazenda Esmeralda (3) 30,00 01/10/2018 Tacaimbó 69 UFV ACR

PB Canoas (3) 30,00 01/12/2018 Campina Grande II

69 EOL ACR

PB Lagoa 1 (3) 30,00 01/12/2018 Campina Grande II

69 EOL ACR

PB Lagoa 2 (3) 30,00 01/12/2018 Campina Grande II

69 EOL ACR

PB Angico 1 (3) 27,00 30/10/2017 Coremas 69 UFV ACR

PB Malta (3) 27,00 30/10/2017 Coremas 69 UFV ACR

PB Coremas I 30,00 01/10/2019 Coremas 230 UFV ACR

PB Coremas II 30,00 01/07/2017 Coremas 230 UFV ACR

PB Coremas III 30,00 01/10/2018 Coremas 230 UFV ACR

RN Carnaúbas 27,00 30/09/2017 Touros 69 EOL ACR

RN Reduto 27,00 30/09/2017 Touros 69 EOL ACR

RN São João 27,00 30/09/2017 Touros 69 EOL ACR

RN Santo Cristo 27,00 30/09/2017 Touros 69 EOL ACR

RN Parque Eólico Cabeço Preto III

26,00 28/02/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Parque Eólico Cabeço Preto V

26,00 28/02/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Parque Eólico Cabeço Preto VI

18,00 28/02/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Calango 6 30,00 01/02/2017 Lagoa Nova II 69 EOL ACR

RN Santana I 30,00 01/02/2017 Lagoa Nova II 69 EOL ACR

RN Santana II 24,00 01/02/2017 Lagoa Nova II 69 EOL ACR

RN Pedra Rajada 20,00 01/09/2017 Lagoa Nova II 69 EOL ACR

RN Pedra Rajada II 20,00 01/09/2017 Lagoa Nova II 69 EOL ACR

RN Potiguar 27,30 01/09/2017 Touros 230 EOL ACR

RN Paraíso dos Ventos do Nordeste

27,30 01/09/2017 Touros 230 EOL ACR



92 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

RN Esperança do Nordeste 27,30 01/09/2017 Touros 230 EOL ACR

RN Dreen Guajirú 21,00 30/08/2017 Touros 230 EOL ACR

RN GE Jangada 27,30 30/08/2017 Touros 230 EOL ACR

RN Dreen Cutia 23,10 30/08/2017 Touros 230 EOL ACR

RN GE Maria Helena 27,30 30/08/2017 Touros 230 EOL ACR

RN Vila Pará III 24,00 30/10/2016 Mossoró II 230 EOL ACR

RN Catanduba I 30,00 30/11/2018 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Catanduba II 30,00 30/11/2018 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Cabeço Vermelho 26,00 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Cabeço Vermelho II 16,00 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Serra do Mel I 28,00 01/12/2017 Mossoró II 230 EOL ACR

RN Serra do Mel II 28,00 01/12/2017 Mossoró II 230 EOL ACR

RN Serra do Mel III 28,00 01/12/2017 Mossoró II 230 EOL ACR

RN Aroeira 30,00 01/04/2018 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Jericó 30,00 01/04/2018 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Umbuzeiros 30,00 01/04/2018 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Aventura I 28,20 30/08/2018 João Câmara

II 69 EOL ACR

RN Arara Azul 27,50 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Bentevi 15,00 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Ouro Verde I 27,50 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Ouro Verde II 30,00 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN Ouro Verde III 25,00 01/12/2017 João Câmara

III 138 EOL ACR

RN União dos Ventos 12 25,20 01/04/2018 João Câmara

II 230 EOL ACR


II 230 EOL ACR


II 230 EOL ACR


II 230 EOL ACR


II 230 EOL ACR

RN Vila Acre I 27,00 30/08/2018 Mossoró II 230 EOL ACR

RN Famosa I (4) 22,5 ─ Mossoró IV 69 EOL ACR

RN Pau Brasil (4) 15,0 ─ Mossoró IV 69 EOL ACR

RN Rosada (4) 30,0 ─ Mossoró IV 69 EOL ACR

RN São Paulo (4) 17,5 ─ Mossoró IV 69 EOL ACR

RN São Bento do Norte I 23,10 01/12/2018 Touros 230 EOL ACR

RN São Bento do Norte II 23,10 01/12/2018 Touros 230 EOL ACR



93 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

RN São Bento do Norte III 23,10 01/12/2018 Touros 230 EOL ACR

RN São Miguel I 21,00 01/12/2018 Touros 230 EOL ACR

RN São Miguel II 21,00 01/12/2018 Touros 230 EOL ACR

RN São Miguel III 21,00 01/12/2018 Touros 230 EOL ACR

RN Santa Mônica 29,40 01/10/2016 João Câmara

III 138 EOL ACL

RN Santa Úrsula 27,30 01/11/2016 João Câmara

III 138 EOL ACL

RN Ventos de Santo Dimas 29,40 01/09/2016 João Câmara

III 138 EOL ACL

RN Ventos de São Martinho 14,70 01/10/2016 João Câmara

III 138 EOL ACL

RN Valência I 27,00 30/12/2017 Ceará Mirim II 230 EOL ACL

RN Valência II 24,00 30/12/2017 Ceará Mirim II 230 EOL ACL

RN Valência III 21,00 30/12/2017 Ceará Mirim II 230 EOL ACL

RN Santo Inácio III 29,40 24/02/2017 Mossoró IV 230 EOL ACL

RN Santo Inácio IV 23,10 08/03/2017 Mossoró IV 230 EOL ACL

RN Garrote 23,10 10/04/2017 Mossoró IV 230 EOL ACL

RN São Raimundo 23,10 17/02/2017 Mossoró IV 230 EOL ACL

RN Inharé I 30,00 01/10/2019 Paraíso 138

kV 138 UFV ACR

RN Assú V 30,00 30/10/2018 Açu II 69 UFV ACR

RN Floresta I 33,00 01/10/2018 Mossoró II 230 UFV ACR

RN Floresta II 33,00 01/10/2018 Mossoró II 230 UFV ACR

RN Floresta III 22,00 30/10/2018 Mossoró II 230 UFV ACR

CE Vento Formoso 25,35 30/10/2016 Ibiapina II 69 EOL ACR

CE Ventos do Morro do Chapéu

25,35 30/10/2016 Ibiapina II 69 EOL ACR

CE Malhadinha 1 23,10 30/10/2016 Ibiapina II 69 EOL ACR

CE Goiabeira 23,10 30/10/2018 Russas II 230 EOL ACR

CE Ubatuba 12,60 30/10/2018 Russas II 230 EOL ACR

CE Santa Catarina 18,90 30/10/2018 Russas II 230 EOL ACR

CE Pitombeira 27,30 30/10/2018 Russas II 230 EOL ACR

CE Ventos de Horizonte 16,80 30/10/2018 Russas II 230 EOL ACR

CE Jandaia 28,80 30/10/2019 Russas II 230 EOL ACR

CE Jandaia I 19,20 30/10/2019 Russas II 230 EOL ACR

CE São Januário 19,20 30/10/2019 Russas II 230 EOL ACR

CE Nossa Senhora de Fátima 28,80 30/10/2019 Russas II 230 EOL ACR

CE São Clemente 19,20 30/10/2019 Russas II 230 EOL ACR

CE Santa Mônica I 18,90 30/10/2016 Pecém II 230 EOL ACR

CE Cacimbas 1 18,90 30/10/2016 Pecém II 230 EOL ACR

CE Estrela 29,70 01/01/2017 Pecém II 230 EOL ACR

CE Ouro Verde 29,70 30/05/2017 Pecém II 230 EOL ACR

CE Santa Rosa 20,00 01/11/2017 Acaraú II 230 EOL ACR

CE Ventos de Angelim 24,00 01/01/2018 Acaraú II 230 EOL ACR



94 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

CE Uirapuru 28,00 01/01/2018 Acaraú II 230 EOL ACR

CE Pedra Cheirosa 25,20 01/04/2018 Sobral III 230 EOL ACR

CE Pedra Cheirosa II 23,10 30/04/2018 Sobral III 230 EOL ACR

CE Bons Ventos Cacimbas 2 25,20 30/11/2017 Ibiapina II 230 EOL ACR





CE Cataventos Acaraú I 28,00 09/06/2016 Acaraú II 230 EOL ACL

CE Cataventos Paracuru 1 (4) 30,00 ─ Acaraú II 230 EOL ACR

CE Araras (4) 30,00 ─ Acaraú II 69 EOL ACR

CE Garças (4) 30,00 ─ Acaraú II 69 EOL ACR

CE Lagoa Seca (4) 19,50 ─ Acaraú II 69 EOL ACR

CE Vento do Oeste (4) 19,50 ─ Acaraú II 69 EOL ACR

CE FRV Banabuiú 30,00 01/10/2019 Banabuiú 69 UFV ACR

CE FRV Massapê (2) 30,00 01/10/2019 Sobral II 69 UFV ACR

CE Apodi I 30,00 01/10/2018 Quixeré 230 UFV ACR

CE Apodi II 30,00 01/10/2018 Quixeré 230 UFV ACR

CE Apodi III 30,00 01/10/2018 Quixeré 230 UFV ACR

CE Apodi IV 30,00 01/10/2018 Quixeré 230 UFV ACR

CE Steelcons Sol do Futuro 1 27,00 01/10/2018 Aquiraz II 230 UFV ACR



PI Ventos de São Virgílio 01 29,90 30/03/2017 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACR


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Onofre IV

27,60 01/09/2017 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Estevão IV


500 EOL ACR

PI Ventos de São Vicente 08 29,40 01/12/2017 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACR


500 EOL ACR


500 EOL ACR


500 EOL ACR


500 EOL ACR


500 EOL ACR


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Estevão I


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Estevão II


500 EOL ACR



95 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

PI Ventos de Santo Estevão III


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Estevão V


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Augusto I


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Augusto II


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Augusto VI


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Augusto VII


500 EOL ACR

PI Ventos de Santo Augusto VIII


500 EOL ACR

PI Porto do Delta (3) 30,00 30/11/2016 Piripiri 138 EOL ACR

PI Aura Lagoa do Barro 01 27,00 27/06/2019 São João do

Piauí 230 EOL ACR


Piauí 230 EOL ACR


Piauí 230 EOL ACR


Piauí 230 EOL ACR


Piauí 230 EOL ACR


Piauí 230 EOL ACR


Piauí 230 EOL ACR

PI Aura Queimada Nova 03 9,00 01/12/2018 São João do

Piauí 230 EOL ACR


500 EOL ACR

PI Ventos de Santa Bárbara 29,70 01/04/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Ventos de Santa Edwiges 29,70 01/04/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Ventos de Santa Fátima 29,70 01/04/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Ventos de Santa Regina 29,70 01/04/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Ventos de Santo Adriano 29,70 01/04/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Ventos de Santo Albano 29,70 01/04/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Santo Amaro do Piauí 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Santo Anastácio 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI São Basílio 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI São Félix 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI São Moisés 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Santa Veridiana 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL

PI Santa Verônica 29,70 30/12/2016 Curral Novo do Piauí II

500 EOL ACL



96 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

PI Nova Olinda 8 30,00 30/11/2017 São João do

Piauí 500 UFV ACR


Piauí 500 UFV ACR


Piauí 500 UFV ACR


Piauí 500 UFV ACR


Piauí 500 UFV ACR


Piauí 500 UFV ACR


Piauí 500 UFV ACR

PI Sobral 1 (3) 30,00 30/09/2017 São João do

Piauí 69 UFV ACR

PI Sertão 1 (3) 30,00 30/08/2017 São João do

Piauí 69 UFV ACR

MA Ventos do Norte 13 27,60 30/11/2017 Miranda II 500 EOL ACR



MA Ventos Maranhenses 01 27,60 30/11/2017 Miranda II 500 EOL ACR





TO Sol Maior 2 5,00 30/01/2018 Miracema 138 UFV ACR

AM Mauá 3 590,8 01/10/2016 Mauá III 230 UTE ACR

SP Dracena 1 30,00 31/07/2019 Dracena 138 UFV ACR




SP Guaimbê 1 30,00 31/07/2019 Getulina 138 UFV ACR





SP Brisas Suaves 5,00 31/10/2018 Votuporanga 13,8 UFV ACR

SP Vale do Paraná 30,00 31/03/2019 LT Ilha

Solteira - Jales

138 UTE ACR

SP Santa Cândida 20,00 31/10/2016 Gavião Peixoto

138 UTE ACR

SP Guarani Cruz Alta 30,00 31/12/2018 LT São José

do Rio Preto - Barretos

138 UTE ACR

SP Clealco Queiróz 29,00 31/12/2017 Pompéia 138 UTE ACR

MG Antônio Dias 23,00 30/05/2019 Nova Era 1 69 PCH ACR



97 / 100


(1) (MW)

Data de Início da

Operação (2)

Ponto de Conexão

Nível de tensão

(kV) Fonte ACR/ACL

MG Boa Vista II 26,50 30/04/2019 Varginha 2 138 PCH ACR

MG Dores de Ganhães 14,00 30/12/2017 Ganhães II 138 PCH ACR

MG Fortuna II 9,00 30/12/2017 Ganhães II 138 PCH ACR

MG Jacaré 9,00 30/12/2017 Ganhães II 138 PCH ACR

MG Quartel I 30,00 30/06/2019 Diamantina 138 PCH ACR

MG Quartel II 30,00 30/06/2019 Diamantina 138 PCH ACR

MG Quartel III 30,00 30/06/2019 Diamantina 138 PCH ACR

MG Senhora do Porto 12,00 30/12/2017 Ganhães II 138 PCH ACR

MG Serra das Agulhas 30,00 30/06/2017 Monjolos 138 PCH ACR

MG WD 18,00 30/01/2019 Sec. Três

Marias - João Pinheiro

138 UTE ACR

MG Guimarania I 30,00 30/10/2018

Sec. Patrocínio -

Patos de Minas

138 UFV ACR

MG Guimarania II 30,00 30/10/2018

Sec. Patrocínio -

Patos de Minas

138 UFV ACR

MG Paracatu I 30,00 30/10/2018 Paracatu 4 138 UFV ACR

MG Paracatu II 30,00 30/10/2018 Paracatu 4 138 UFV ACR

MG Paracatu III 30,00 30/10/2018 Paracatu 4 138 UFV ACR

MG Paracatu IV 30,00 30/10/2018 Paracatu 4 138 UFV ACR

MG Pirapora II 30,00 30/10/2018 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora III 30,00 30/10/2018 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora IV 30,00 30/10/2018 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora V 30,00 30/07/2017 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora VI 30,00 30/07/2017 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora VII 30,00 30/07/2017 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora IX 30,00 30/07/2017 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Pirapora X 30,00 30/07/2017 Pirapora 2 138 UFV ACR

MG Vazante I 30,00 30/07/2019 Sec.

Coromandel - Vazante

138 UFV ACR

MG Vazante II 30,00 30/07/2019 Sec.


138 UFV ACR

MG Vazante III 30,00 30/07/2019 Sec.


138 UFV ACR

(1) Potência Injetada no SIN para as UTEs e Potência Instalada Nominal para as demais fontes . (2) Usinas do ACR: data do acompanhamento DMSE, referente ao mês de agosto de 2016, realizada no

dia 17/08, homologadas na 172ª reunião do CMSE realizada em 01 de setembro de 2016; Usinas do ACL: data constante da Solicitação de Acesso, independentemente de possíveis atrasos,

quer de responsabilidade do agente gerador, quer por indisponibilidade da transmissão. (3) Centrais geradoras conectadas na rede de distribuição com influência no sistema de transmissão.



98 / 100

(4) Usinas do ACR que, apesar de estarem sem previsão no acompanhamento do DMSE, possuem CUST

assinado com o ONS.



99 / 100

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 8-1: Sistema elétrico do Rio Grande do Sul 28

Figura 8-2: Sistema elétrico do Paraná 31

Figura 8-3: Sistema elétrico do Mato Grosso do Sul 33

Figura 8-4: Sistema elétrico no estado de São Paulo – Rede DIT 37

Figura 8-5: Sistema elétrico no estado de Minas Gerais 40

Figura 8-6: Sistema elétrico do estado da Bahia 43

Figura 8-7: Sistema Elétrico no Estado de Sergipe 47

Figura 8-8: Sistema Elétrico no Estado de Pernambuco 48

Figura 8-9: Sistema elétrico no estado da Paraíba 50

Figura 8-10: Sistema Elétrico no Estados do Rio Grande do Norte 52

Figura 8-11: Sistema elétrico no estado do Ceará 55

Figura 8-12: Sistema elétrico no estado do Piauí 57

Figura 8-13: Sistema Elétrico nos Estados do Piauí e do Ceará 59

Figura 8-14: Sistema elétrico no estado do Maranhão 61

Figura 8-15: Sistema Elétrico no Estado do Tocantins 63

Tabelas

Tabela 5-1: Disponibilidade física de conexão nos barramentos

candidatos 12

Tabela 6-1: Resumo dos Quantitativos da Capacidade Remanescente para

o 2º LER/2016 15

Tabela 7-1: Correlação entre os Pontos de Conexão da Rede de

Distribuição e os Barramentos Candidatos (virtuais) 23

Tabela 8-1: Capacidade remanescente no estado do Rio Grande do Sul 28

Tabela 8-2: Fatores limitantes no estado do Rio Grande do Sul 29

Tabela 8-3: Capacidade remanescente no estado do Paraná 31

Tabela 8-4: Fatores limitantes no estado do Paraná 32

Tabela 8-5: Capacidade remanescente no estado do Mato Grosso do Sul 33

Tabela 8-6: Fatores limitantes no estado do Mato Grosso do Sul 34

Tabela 8-7: Resumo das capacidades remanescentes na Região Sul 34

Tabela 8-8: Capacidade remanescente no estado de São Paulo 38

Tabela 8-9: Fatores limitantes no estado de São Paulo 38

Tabela 8-10: Capacidade remanescente no estado de Minas Gerais 40

Tabela 8-11: Fatores limitantes no estado de Minas Gerais 41

Tabela 8-12: Resumo capacidade remanescente na região Sudeste 41

Tabela 8-13: Capacidade remanescente no estado da Bahia 44

Tabela 8-14: Fatores limitantes no estado da Bahia 45

Tabela 8-15: Capacidade Remanescente no Estado de Sergipe 47

Tabela 8-16: Fatores limitantes no estado de Sergipe 47

Tabela 8-17: Capacidade remanescente no estado de Pernambuco 48

Tabela 8-18: Fatores limitantes no estado de Pernambuco 49



100 / 100

Tabela 8-19: Capacidade remanescente no estado da Paraíba 50

Tabela 8-20: Fatores limitantes no estado da Paraíba 51

Tabela 8-21: Capacidade remanescente no estado do Rio Grande do

Norte 52

Tabela 8-22: Fatores limitantes no estado do Rio Grande do Norte 54

Tabela 8-23: Capacidade remanescente no estado do Ceará 55

Tabela 8-24: Fatores Limitantes no Estado do Ceará 56

Tabela 8-25: Capacidade remanescente no estado do Piauí 58

Tabela 8-26: Fatores limitantes no estado do Piauí 58

Tabela 8-27: Capacidade remanescente nos estados do Piauí e do Ceará 60

Tabela 8-28: Fatores limitantes nos estados do Piauí e do Ceará 60

Tabela 8-29: Capacidade remanescente no estado do Maranhão 62

Tabela 8-30: Fatores limitantes no estado do Maranhão 62

Tabela 8-31: Capacidade remanescente no estado do Tocantins 63

Tabela 8-32: Fatores Limitantes no Estado do Tocantins 64

Tabela 8-33: Resumo da Capacidade Remanescente nas Regiões Nordeste

e Norte 64

2º ler/2016: quantitativos da capacidade … · definição de capacidade de escoamento do sistema...

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