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Sumário

Apresentação

1 Dados do Sistema Interligado Nacional

2 PAR em números

3 Limites das interligações inter-regionais

4 Destaque das áreas geo-elétricas do Sistema Interligado Nacional

5 Melhorias de grande porte e reforços para o aumento de vida útil

2

41316

19

34

Apresentação

Conforme estabelecido na Lei nº 9.648 de 27 de maio de 1998, art. 13º e no Decreto nº 5.081 de 14 de maio de 2004, art. 3º inciso IV, é responsabilidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS encaminhar anual-mente ao Poder Concedente sua proposição de ampliações das instalações da Rede Bási-ca, bem como de reforços do Sistema Inter-ligado Nacional (SIN), a serem considerados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão.

Em atendimento à legislação, o ONS produz e encaminha anualmente ao Poder Conce-dente o PAR – Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão, contendo as indicações de obras necessárias para que a operação futura do SIN seja realizada com ní-veis de segurança adequados, considerando os critérios técnicos estabelecidos nos Procedi-mentos de Rede e, dessa forma, viabilizando o adequado atendimento à demanda, a inte-gração das novas usinas geradoras e o pleno funcionamento do mercado de energia elétri-ca no horizonte de curto e médio prazos.

Em agosto de 2017, por intermédio do Ofício nº 300/2017/SPE-MME, o Ministério de Mi-nas e Energia – MME formalizou a inexistên-cia de óbices para a definição do prazo de 5 anos para os horizontes de estudos do ONS, mantendo-se o escopo dos produtos até en-tão elaborados para 3 anos, e solicitou que a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL realizasse a adequação dos instrumentos nor-mativos para assegurar o respaldo regulatório ao novo horizonte do PAR.

Em atendimento ao referido Ofício, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL publicou a Resolução Normativa nº 793, de 28 de no-vembro de 2017, na qual resolve:

No Art. 1º - Alterar o § 2º do art. 4º da Reso-lução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011, que passa a vigorar com a seguinte re-dação:

“§ 2º O horizonte do Plano de Modernização de Instalações deverá ser de três anos, com-preendendo o período entre o primeiro e o terceiro ano subsequentes ao ano de sua ela-boração.”

No Art. 2º - Incluir o § 4º no art. 4º da Re-solução Normativa nº 443, de 2011, com a seguinte redação:

“§ 4º O horizonte do Plano de Ampliações e Reforços deverá ser de cinco anos compreen-dendo o período entre o primeiro e o quinto ano subsequentes ao ano de sua elaboração.”

Com base no exposto, o Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão - 2018, ora apresentado, consolida resultados de análises, conclusões, recomendações e in-dicações de obras resultantes dos diversos es-tudos elétricos elaborados por este Operador para o período de 2019 a 2023.

Por oportuno, destacamos que, em atendimen-to à Resolução Normativa ANEEL nº 643/2014, fazem parte do PAR as melhorias de grande por-te referentes à substituição de transformadores,

2 PAR Executivo 2019-2023

equipamentos de compensação reativa ou linhas de transmissão e equipamentos relacionados, por motivo de obsolescência, vida útil esgota-da, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas, além dos reforços relacio-nados à ampliação da vida útil de equipamentos existentes.

Para melhor comportar as recomendações e as indicações de obras resultantes dos diversos es-tudos elétricos elaborados, o PAR é apresentado em 3 volumes, a saber:

• Volume I – Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão do SIN;

• Volume II – Evolução dos Limites de Trans-missão nas Interligações Inter-Regionais (PAR/PEL emitido em 10/08/2018);

• Volume III – Análise de Desempenho e Con-dições de Atendimento das Áreas Geo-Elé-tricas do SIN.

Tendo em vista o horizonte de abrangência e, consequentemente, a grande quantidade de informações veiculadas pelo PAR, julgou-se re-levante elaborar este Sumário Executivo com o objetivo de apresentar uma síntese dos princi-pais resultados dos estudos, além de orientar a leitura dos Volumes I, II e III, que apresentam os resultados do PAR em detalhes.

O presente Sumário Executivo está organizado em 5 capítulos, quais sejam:

• Capítulo 1 – Apresenta os dados relevantes do SIN, incluindo a máxima carga verificada no ano de 2017 e a previsão para o período 2018-2023, bem como a capacidade de ge-ração instalada no SIN e sua evolução pre-vista para os próximos 5 anos, discriminada por tipo de fonte e por região.

• Capítulo 2 – Apresenta uma comparação da estimativa de investimento em ampliações e reforços recomendados desde o ciclo 2009-2011 do PAR, a dimensão do sistema de transmissão atual e o quantitativo dos em-preendimentos futuros, sejam em implanta-ção ou indicados neste ciclo do PAR 2019-2023.

• Capítulo 3 – Apresenta a síntese da evolução dos limites de transferência de energia pelas interligações inter-regionais e as principais obras associadas.

• Capítulo 4 – Apresenta, para cada unidade da federação, as cargas máximas previstas e destaca os principais empreendimentos de transmissão recomendados no PAR 2019-2023, indicando os benefícios esperados para o SIN e a estimativa de investimento.

• Capítulo 5 – Apresenta o quantitativo dos equipamentos com final de vida útil regula-tória até o ano de 2022, além da expectativa de investimentos envolvidos.

Operador Nacional do Sistema Elétrico 3


Dados do Sistema Interligado Nacional

A produção de energia elétrica do Brasil no Sis-tema Interligado Nacional – SIN é realizada, especialmente, com fontes hidro-termo-eólicas, com múltiplos proprietários, predominando as usinas hidrelétricas. Para garantir a adequada exploração desses recursos energéticos, foram estabelecidas regras operativas que estão con-solidadas nos Procedimentos de Rede do ONS.

O SIN é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte, que abrangem todos os estados brasileiros, exce-tuando-se o estado de Roraima. Esse estado, ainda não integrado à Rede Básica do SIN, atu-

almente é atendido através da interligação em 230 kV Brasil-Venezuela e por usinas térmicas locais.

A interconexão dos subsistemas é realizada por meio de uma extensa malha de transmis-são, que tem como função principal permitir a exploração da diversidade dos regimes hidro-lógicos das bacias hidrográficas que compõem o SIN, proporcionando uma disponibilidade de energia superior àquela que seria obtida com a operação isolada dos subsistemas. A operação interligada resulta em atendimento mais econô-mico e seguro ao mercado consumidor.


PREVISÃO DE CARGA

A previsão de carga das áreas elétricas e sub-sistemas para os estudos do PAR é definida con-siderando-se a soma da maior carga total dos barramentos de cada agente, em cada con-dição de carga, para os períodos de inverno (abril a setembro) e verão (outubro a março). Além disso, para cada agente distribuidor são considerados os valores máximos de carga não coincidentes no mês e não coincidentes no ho-rário. Este critério conservativo para a composi-ção da carga é importante para que o impacto

CARGA MÁXIMA DO SIN (MW) - HORIZONTE 2023

84.86090.909 91.252

98.107 100.897 103.663 106.366

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2017(Verificada)

2018 2019 2020 2021 2022 2023

+25,3%


de variáveis que apresentam incertezas intrínse-cas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e de natureza econômica seja minimizado na defini-ção das obras recomendadas no Plano de Am-pliações e Reforços. Destaca-se que a crescen-te utilização da microgeração nos sistemas de distribuição agrega uma dificuldade adicional na previsão de carga. Portanto, a utilização do critério conservativo para a compatibilização da carga do PAR contribui para garantir a se-gurança elétrica do SIN.



18.20719.794 19.861

21.207 21.879 22.551 23.132

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2017(Verificada)

2018 2019 2020 2021 2022 2023

+27,1%

CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA SUL (MW) - HORIZONTE 2023

CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA SUDESTE/CENTRO-OESTE (MW) - HORIZONTE 2023

48.06450.343 50.652

54.137 55.500 56.826 58.197

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2017(Verificada)

2018 2019 2020 2021 2022 2023

+21,1%


6.403

7.229 7.0947.481

7.799 8.0558.361

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2017(Verificada)

2018 2019 2020 2021 2022 2023

+30,6%

CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA NORTE (MW) - HORIZONTE 2023

12.754

14.145 14.21915.250 15.682 16.193 16.636

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

2017(Verificada)

2018 2019 2020 2021 2022 2023

+30,4%

CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA NORDESTE (MW) - HORIZONTE 2023



Legenda:

Hidráulica

Solar

Eólica

Óleo Combustível

Biomassa

Carvão

Gás GNL

Nuclear

Outros

A matriz elétrica brasileira é, em sua ampla maioria, constituída de usinas hidráulicas, com importante participação de usinas térmicas. Nos últimos anos a penetração de geração eó-lica chegou a patamares da ordem de 9%, su-perando a geração térmica a gás natural. Para os próximos anos, constata-se que a energia fo-tovoltaica é aquela para qual se espera o maior crescimento percentual no horizonte 2019-2023, embora represente ainda uma pequena parcela dessa matriz.

As fontes renováveis não convencionais, eólica e solar, ambas de natureza intermitente e volá-til, são um grande desafio para o planejamento do sistema de transmissão. Para garantir uma operação segura do SIN, será necessário prover recursos que permitam asse-gurar a qualidade e a confiabilidade desejadas para o atendimento ao consumidor de energia

elétrica, frente às intensas rampas de carga proveniente da variabilidade do vento, ou da transição do horário diurno e noturno. Para tal, são necessárias interligações robustas, com ca-pacidade de absorver as bruscas variações de potência, bem como garantir ao sistema uma reserva de potência adequada e equipamentos de controle de tensão que proporcionem inércia sincronizada no SIN, especialmente nas regiões do país onde se verifica uma elevada concen-tração dessas novas fontes.

Além disso, é fundamental a coordenação da entrada em operação dessas novas fontes com o sistema de escoamento e conexão das mes-mas à Rede Básica.

As figuras a seguir, ilustram a capacidade insta-lada em 2018 e a evolução dessa capacidade, por fonte, para o SIN e por região até 2023.

67,2%

1,2%

8,0%

1,9% 8,5%

0,5% 2,9%

8,6%1,2%

Hidráulica

Gás/GNL

EólicaBiomassa

Nuclear

Carvão

Outros 1Óleo Combustível

Solar

CAPACIDADE INSTALADA NO SIN EM 2018

Fontes: PMO de outubro de 2018

MATRIZ ELÉTRICA DO SIN


1 Biomassa/Resíduos com CVU


CAPACIDADE INSTALADA NO SIN - HORIZONTE 2023

Fontes: PMO de outubro de 2018 e DMSE de setembro de 2018



Legenda:

Hidráulica

Solar

Eólica

Óleo Combustível

Biomassa

Carvão

Gás GNL

Nuclear

Outros

Legenda:

Hidráulica

Solar

Eólica

Óleo Combustível

Biomassa

Carvão

Gás GNL

Nuclear

Outros

74,1%

2,3%

7,8%

12,7%

0,6%1,8%

0,7%

70,7%

2,2%

11,1%

12,4%

0,7% 1,7% 1,2%

CAPACIDADE INSTALADA NAS REGIÕES SUDESTE E CENTRO-OESTE - ANOS 2018 E 2023 (MW)

CAPACIDADE INSTALADA NA REGIÃO SUL - ANOS 2018 E 2023 (MW)

72,4%

6,0%

7,1%

5,5%

0,0%0,1%

8,8%

72,0%

5,7%

8,2%

5,2%

0,3%0,1%

8,4%




Legenda:

Hidráulica

Solar

Eólica

Óleo Combustível

Biomassa

Carvão

Gás GNL

Nuclear

Outros

Legenda:

Hidráulica

Solar

Eólica

Óleo Combustível

Biomassa

Carvão

Gás GNL

Nuclear

Outros

CAPACIDADE INSTALADA NA REGIÃO NORDESTE - ANOS 2018 E 2023 (MW)

35,5%

6,9%

3,5%4,7% 0,1%

8,2% 37,1%

4,0%

29,8%

9,9%

2,9%

3,9%0,1%

7,7%

38,8%

6,9%

CAPACIDADE INSTALADA NA REGIÃO NORTE - ANOS 2018 E 2023 (MW)

80,6%12,5%

1,7%

0,6% 1,2%2,4%

1,0%

84,2%10,2%

1,4%0,5%

1,0% 1,9%0,8%




O conjunto das obras indicado neste ciclo do PAR perfaz cerca de 6.800 km de novas li-nhas de transmissão e cerca de 42.000 MVA de acréscimo de capacidade transformadora em subestações novas e existentes. Esses em-preendimentos representam um acréscimo da ordem de 4% na extensão das linhas de transmissão e de 11% na potência nominal instalada em transformadores da Rede Básica e da Rede Básica de Fronteira, em relação à rede existente considerando também as obras já outorgadas. A estimativa dos investimentos necessários para a execução das obras relacio-nadas neste PAR é da ordem de 13,6 bilhões de reais, sendo que, desse montante, 8,7 bi-lhões referem-se a novas obras propostas nes-

se ciclo do PAR. Esses valores foram calculados com base nos valores apresentados nos relató-rios da EPE e nos custos modulares da ANEEL para os empreendimentos indicados pelo PAR.

Os gráficos a seguir mostram a estimativa dos investimentos totais de todos os ciclos do PAR publicados a partir do ano de 2008, a exten-são da rede de transmissão (km) e a capaci-dade de transformação (MVA), considerando a rede existente e a prevista para entrar em operação até o horizonte 2023. Para a rede prevista, os empreendimentos foram divididos em dois grupos, quais sejam: os já outorga-dos e os indicados no ciclo do PAR 2019-2023.

ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS ASSOCIADOS ÀS OBRAS NOS CICLOS DO PAR (R$)

4,6 3,9 2,9

9,9 8,5

13,0 13,8

26,1

16,0 16,0

13,6

09-11 10-12 11-13 12-14 13-15 14-16 15-17 16-18 17-19 18-20 19-23

Bilh

ões d

e R$

Ciclo do PAR

PAR em números


PAR em números

Refere-se à tensão do lado de alta do transformador

EXTENSÃO DE REDE DE TRANSMISSÃO (km)

4.440

372

106

1.859

9.126

800

115

22.282

5.036

52.159

9.514

6.911

47.904

9.544

1.722

4.168

0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000

230 kV

345 kV

440 kV

500/525 kV

600 kV CC

765 kV

800 kV CCExtensão da Rede de Transmissão atual (km)

Extensão da Rede de Transmissão licitada (km)

Extensão da Rede de Transmissão Indicada noPAR 2019-2023 (km)

CAPACIDADE DE TRANSFORMAÇÃO (MVA)

13.849

3.750

900

23.566

19.454

7.500

2.750

38.240

90.554

43.563

28.422

152.331

15.900

0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 160.000

230 kV

345 kV

440 kV

500/525 kV

600 kV CC

765 kV

800 kV CCCapacidade de transformação atual (MVA)

Capacidade de transformação licitada (MVA)

Capacidade de transformação indicada no PAR2019-2023 (MVA)


O Sistema Interligado Nacional – SIN é opera-do forma coordenada, aproveitando as diver-sidades hidrológicas existentes entre as bacias hidrográficas nacionais. Dessa forma, para via-bilizar o aproveitamento ótimo da energia ar-mazenada nessas bacias, faz-se necessário via-bilizar limites de transmissão que garantam a máxima transferência de energia entre as regi-ões geográficas do extenso território brasileiro.

Para tal, são utilizadas as interligações regionais, que além de prover a adequada transferência de energia entre as regiões do SIN, também têm papel fundamental no atendimento à deman-da máxima de cada região, bem como do SIN como um todo. Para que essas transferências sejam efetuadas de forma segura, é de funda-mental importância determinar a capacidade de transferência de energia/potência através dessas interligações.

Para a definição dos limites de transmissão entre os subsistemas foi considerado o cronograma de

obras de transmissão e geração com concessão outorgada pela ANEEL, considerando as da-tas atualizadas pelo Departamento de Monito-ramento do Setor Elétrico – DMSE de junho de 2018. A partir desse cronograma, foram sele-cionados os reforços nas interligações, além da-queles que poderiam ter alguma influência nos referidos valores de limites de transmissão e defi-nidas as configurações a serem analisadas, com o objetivo de avaliar o impacto no SIN.

Na evolução dos limites de transferência de energia/potência entre os subsistemas, neste Sumário Executivo, foi considerada apenas a configuração prevista para o mês de dezembro de cada ano. Para informações mais detalhadas referentes ao cronograma de obras e os limites determinados para cada patamar de carga (pe-sada, média e leve) e para cada uma das confi-gurações, deverá ser consultado o Volume II do PAR/PEL – Evolução dos Limites de Transmissão nas Interligações Inter-Regionais.

MWmédio FSUL RSUL

2019 6.700 11.100

2020 6.700 11.100

2021 6.700 11.100

2022 7.200 12.800

2023 7.500 12.800

MWmédio EXPN

2019 13.700

2020 13.700

2021 13.700

2022 15.200

2023 16.400

MWmédio EXPSE RSE

2019 6.400 11.100

2020 6.800 11.100

2021 6.800 11.100

2022 8.700 11.900

2023 9.700 11.900

MWmédio RNE EXPNE

2019 5.100 5.400

2020 5.200 5.400

2021 5.900 5.800

2022 7.300 10.600

2023 9.300 13.100

NE

SE

S

N

Itaipu60 Hz

EXPNEXPNE/RNE

EXPSE

FSUL/RSUL

RSE

EXPN - Máxima exportação da região NorteEXPNE - Máxima exportação da região NordesteRNE - Máximo recebimento da região NordesteEXPSE - Máxima exportação da região Sudeste/Centro-Oeste para a região Norte/NordesteRSE - Máximo recebimento da região Sudeste/Centro-Oeste pela região SulFSUL - Máximo fornecimento da região SulRSUL - Máximo Recebimento da região Sul

Limites das interligações inter-regionais


SE Siderópolis 2

SE Foz do Iguaçu

SE C. Novos

SE Curitiba Leste

SE Bateias

SE Areia

SE IvaiporãSE Guaíra

SE Cascavel Oeste

SE N.P. Primavera

SE AssisSE Salto Grande

SE Andirá Leste

SE Rosana

SE C. Paulista

SE Estreito

SE F. Dias

SE Campinas

SE Itatiba

SE Araraquara 2

SE Ponta Grossa

SE AbdonBatista

SE Biguaçu

SE Curitiba

SE Loanda

SE Paranavaí

SE Paranavaí Norte

SE Itajaí 2

SE Joinville SulSE Blumenau

SE P. Paraíso 2

SE G. Valadares 6

SE Mutum SE Viana 2

SE R. N. Sul

SE Terminal Rio

SE Poções 2

SE Sapeaçu

SE Olindina

SE P. Sergipe

SE Jardim

SE Xingó

SE Pau Ferro

SE J. Pessoa II

SE C. Grande III

SE P. Afonso IV

SE Pacatuba

SE Itabira 5

SE P. Juscelino

SE Açu IIISE Jaguaruana

SE L. GonzagaSE Gilbués II

SE Ourolândia

SE Janaúba 3

SE Fortaleza II

SE S. Luzia II

SE Pecém II

SE Ibicoara

SE Igaporã IIISE B. J. Lapa II

SE Buritirama

SE Milagres IISE J. Câmara 3

SE G. Ouro II

SE Juazeiro da Bahia III

SE Pirapora 2

SE Arinos 2

SE Barreiras II

SE Lajeado

SE R. Éguas

SE Miracema

SE S. Pelada

SE Itacaiúnas

SE Marituba

SE Tucuruí

SE Xingu

SE V. CondeSE S. Luís II

SE Miranda

SE C. N. Piauí

SE Q. Nova II

SE Teresina II SE Sobral III

SE Tianguá II

SE Acaraú IIISE Parnaíba III

SE Mesquita

SE Bacabeira

SE Gaspar 2

O mapa a seguir apresenta a evolução do sistema de transmissão com impacto nos limites de transferência de energia entre os subsistemas Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

138 kVExistentes Futuras

Linhas de transmissão

230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

800 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:

Limites das interligações inter-regionais


AMAZONAS E RORAIMA

AM

RR

SE TarumãSE Lechuga

SE Manaus

SE Mauá III

SE Parintins

SE Juruti

LINHAS DE TRANSMISSÃO

AMAZONASLT 230 kV Lechuga - Tarumã C1 e C2 – 12,2 km (imediata)LT 230 kV Manaus - Mauá III C1 – 12,9 km (imediata)LT 230 kV Juruti - Parintins C1 e C2 – 102 km (imediata)

EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 127,1 KMINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 260.361,70

SUBESTAÇÕES

AMAZONASSE 230/138 kV Tarumã – (6+1) x 100 MVA (imediata)SE 230/138 kV Parintins – 2 x 100 MVA (imediata)

CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 800 MVAINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 109.828,01

BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS

AMAZONASA SE 230/138 kV Tarumã eliminará a necessidade de geração térmica e garantirá o atendimento às cargas em situações de contingências simples de transformadores e linhas de transmis-são na região metropolitana de Manaus. Ressalta-se que a im-plementação de todo o conjunto de obras no sistema de distri-buição, sob responsabilidade da distribuidora, é imprescindível para a efetividade desse novo ponto de suprimento de Rede Bá-sica, impactando fortemente na necessidade de geração térmica nessa região.

A LT 230 kV Manaus - Mauá III C1 possibilitará o fechamento do anel 230 kV entre as subestações Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus, aumentando a confiabilidade no atendimento às cargas das subestações Manaus e Mauá III, evitando que perdas duplas das LT 230 kV Lechuga - Manaus C1 e C2 ou Jorge Teixei-ra - Mauá III C1 e C2 provoquem risco de corte de toda a carga dos subsistemas Manaus ou Mauá, respectivamente.

A SE 230/138 kV Parintins, novo ponto de suprimento de Rede Básica, permitirá integrar ao SIN os sistemas isolados que aten-dem às cidades do estado do Amazonas situadas à margem di-reita do Rio Amazonas.

RORAIMAO estado de Roraima não está atualmente interligado ao SIN e as análises de desempenho encontram-se detalhadas no re-latório ONS DPL-RE-0266/2018 – "Plano Anual da Operação Elétrica dos Sistemas Localizados nos Sistemas Isolados – PEL SISOL 2019".

1.617

1.7411.802

1.860

1.934

1.4501.5001.5501.6001.6501.7001.7501.8001.8501.9001.9502.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima AM

+ 19,6%

CARGA MÁXIMA - AMAZONAS (MW)

INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR 2019-2023:

AMAZONAS: R$ 370.189.710,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:

Destaques das áreas geo-elétricas do SIN

Neste item são apresentados, por unidade da federação, os destaques relacionados às obras de transmissão que deverão ser outorgadas, os benefícios esperados dos novos empreendimentos, bem como a estimativa de investimentos elaborada com base nos relatórios da EPE e nos custos modulares da ANEEL. Cabe registrar que as datas indicadas nesse capítulo referem-se a data de necessidade identificada no PAR 2019-2023.



AMAPÁ E PARÁ

SE Laranjal do Jari

SE Jurupari

SE Juruti

SE Oriximiná

PA

AP


AMAPÁLT 230 kV Jurupari - Laranjal do Jari C3 – 105 km (imediata)

EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 105 KMINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 41.833,05

PARÁLT 230 kV Oriximiná - Juruti C1 e C2 – 138 km (imediata)


SUBESTAÇÕES

PARÁSE 500/230 kV Oriximiná – Pátio novo 230 kV e transformação 500/230 kV – (6+1) x 100 MVA (imediata)SE 230/138 kV Juruti – 2 x 50 MVA (imediata)



AMAPÁO terceiro circuito da LT 230 kV Jurupari - Laranjal do Jari irá evitar sobrecarga no circuito remanescente, na contingência de um dos circuitos da referida LT.

PARÁO novo ponto de suprimento de Rede Básica na região de Orixi-miná irá permitir integrar ao SIN os sistemas isolados que aten-dem às cidades do Pará situadas às margens do Rio Amazonas.

339 377 399 423 449

3.356 3.476 3.575 3.670 3.819

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima AP Carga Máxima PA

+ 28,3%

+ 8,4%

CARGA MÁXIMA - AMAPÁ E PARÁ (MW)


AMAPÁ: R$ 41.833.050,00PARÁ: R$ 399.206.275,64



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


SE Gurupi

SE Palmas (2019)

SE Barreiras II (BA)

SE Dianópolis II

TO

MA

SE São Luís III


TOCANTINSLT 230 kV Dianópolis II - Barreiras II C1 – 255 km (JAN/2023)LT 230 kV Dianópolis II - Gurupi C1 – 256 km (JAN/2023)LT 230 kV Dianópolis II - Palmas C1 – 261 km (JAN/2023)


SUBESTAÇÕES

TOCANTINSSE 500/230 kV Gurupi - Pátio novo 230 kV e transformação 500/230 kV – (3+1) x 150 MVA (JAN/2023)SE 230/138 kV Dianópolis II – 2 x 200 MVA (JAN/2023)


MARANHÃOSE 230/69 kV São Luís III - 3º TR – 150MVA (imediata) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 150 MVAINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 13.195,630


TOCANTINSO novo ponto de Rede Básica na região de Dianópolis irá pro-piciar o escoamento do potencial de geração das PCHs existen-tes e futuras, além de prover maior robustez no suprimento de energia elétrica à região de Dianópolis. Além disso, irá garantir maior atratividade para o elevado potencial fotovoltaico exis-tente na região.

MARANHÃOO terceiro transformador 230/69 kV da SE São Luís III irá pro-porcionar maior confiabilidade de suprimento às cargas da re-gião metropolitana de São Luís, capital do estado do Maranhão.

1.5411.661 1.737 1.795 1.844

409 430 451 474 497

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima MA Carga Máxima TO

+ 19,6%

+ 21,6%

INVESTIMENTO TOTAL NO TOCANTINS: R$ XX.XXX,XX

CARGA MÁXIMA - TOCANTINS E MARANHÃO (MW)

TOCANTINS E MARANHÃO


TOCANTINS: R$ 759.809.370,00MARANHÃO: R$ 94.121.170,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:




PIAUÍ, CEARÁ E RIO GRANDE DO NORTE

CERNSE Icó

PI

SE Milagres

SE São João do Piauí

SUBESTAÇÕES

PIAUÍSE 500/230 kV São João do Piauí – 2º AT de 3 x 100 MVA (JAN/2022)


CEARÁSE 230/69 kV Milagres - 4º TR – 100 MVA (imediata)SE 230/69 kV Icó - 3º TR – 100 MVA (imediata) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 200 MVAINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 15.576,608

RIO GRANDE DO NORTENão existem obras sem concessão definida.


PIAUÍO segundo autotransformador 500/230 kV irá viabilizar o es-coamento da geração eólica e solar na região polarizada pela SE São João do Piauí, mais especificamente na região do alto médio Canindé piauiense.

RIO GRANDE DO NORTEO terceiro transformador 230/69 kV da SE Icó, no estado do Ceará, irá proporcionar maior confiabilidade ao atendimento das cargas da Cosern, a partir dessa subestação, na região do Seridó riograndense.

CEARÁO quarto transformador 230/69 kV da SE Milagres irá propor-cionar maior confiabilidade ao atendimento das cargas da Enel Distribuição Ceará, a partir dessa subestação, na mesorregião do Cariri cearense.

O terceiro transformador 230/69 kV da SE Icó irá proporcio-nar maior confiabilidade ao atendimento às cargas da Enel Distribuição Ceará, a partir dessa subestação, na mesorregião do centro sul cearense.

1.0101.081 1.135 1.169 1.204

2.5632.758 2.868 2.981 3.096

1.0041.106 1.151 1.196 1.257

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima PI Carga Máxima CE Carga Máxima RN

+ 20,8%

+ 25,3%

+ 19,2%

CARGA MÁXIMA - PIAUÍ, CEARÁ E R. G. NORTE (MW)


PIAUÍ: R$ 65.241.234,00CEARÁ: R$ 53.376.608,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


PERNAMBUCO E PARAÍBA

PESE Angelim II

SE Recife II

SE Suape II

PBSE Campina Grande II


PERNAMBUCOSeccionamento da LT 500 kV Angelim II - Recife II C2, na SE Suape II – 2 x 22,5 km (imediata)


SUBESTAÇÕES

PARAÍBASE 230/69 kV Campina Grande II - 4º TR – 100 MVA (JAN/2022)



PERNAMBUCOO seccionamento da LT 500 kV Angelim II - Recife II C2, na SE Suape II irá possibilitar o escoamento de geração na região, em situações de contingências, bem como viabilizará uma pos-sível ampliação da geração térmica da região. Prevê-se o esgo-tamento da transmissão na região do Porto de Suape, tendo em vista a ausência da LT 500 kV Recife II - Suape II C2, outorgada à CHESF e atualmente em processo avançado de caducidade na ANEEL, conforme Ofício nº 336/2018-SPE/ANEEL.

PARAÍBAO quarto transformador 230/69 kV da SE Campina Grande II irá proporcionar maior confiabilidade ao atendimento às car-gas da Energisa Paraíba e Energisa Borborema, a partir dessa subestação, na região da grande Campina Grande.

2.618 2.736 2.778 2.826 2.882

963 1.028 1.049 1.065 1.086

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima PE Carga Máxima PB

+ 10,1%

+ 12,8%

CARGA MÁXIMA - PERNAMBUCO E PARAÍBA (MW)


PERNAMBUCO: R$ 86.353.570,00PARAÍBA: R$ 7.788.304,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:





BAHIALT 230 kV Camaçari IV - Pirajá, CD (aérea + subterrânea) – 40 km (DEZ/2023)LT 230 kV Poções III - Itapebi C1 – 191 km (imediata)


SUBESTAÇÕES

BAHIASE 230/69 kV Pirajá (Blindada SF6) – 2 x 180 MVA (DEZ/2023)



BAHIAA SE 230/69 kV Pirajá garantirá o atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador em situações de contingên-cias simples de transformadores e linhas de transmissão nes-sa região. A recomendação desse novo ponto de Rede Básica se deve à ausência da antiga SE Pirajá, outorgada à CHESF e atualmente em processo avançado de caducidade na ANEEL, conforme Ofício nº 336/2018-SPE/ANEEL. A data de necessi-dade desse novo ponto de suprimento deixou de ser imediata em face das obras na Rede Básica e na Rede de Distribuição recomendadas na Nota Técnica ONS nº DPL-REL-0099/2018 – “Atendimento às Cargas da Região Metropolitana de Salvador sem a SE Pirajá 230/69kV – Horizonte Dez/2023”, elaborada em conjunto com a CHESF e a COELBA, com a participação da EPE.

A LT 230 kV Poções III - Itapebi C1 evitará a possibilidade de corte de carga em condição normal de operação na região do extremo sul da Bahia, caso esteja indisponível a geração na UHE Itapebi. A nova rota em 230 kV para atendimento a essa região foi recomendada tendo em vista a ausência da LT 230 kV Funil - Itapebi C3, outorgada à CHESF e atu-almente em processo avançado de caducidade na ANEEL, conforme Ofício nº 336/2018-SPE/ANEEL.

BAHIA, ALAGOAS E SERGIPE

SE

AL

BASE Pirajá

SE Poções III

SE Camaçari IV

SE Itapebi

ALAGOASNo estado de Alagoas, não existem obras sem concessão defi-nida para atender às demandas da ED Alagoas, no horizonte 2019-2023.

SERGIPENo estado de Sergipe, não existem obras sem concessão defini-da para atender as demandas da Energisa Sergipe e da Sulgipe, no horizonte 2019-2023.

4.5864.858 4.997 5.139 5.254

877 980 1.020 1.046 1.072641 676 696 717 738

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima BA Carga Máxima AL Carga Máxima SE

+ 14,6%

+ 22,2%

+ 15,1%

CARGA MÁXIMA - BAHIA, ALAGOAS E SERGIPE (MW)


BAHIA: R$ 576.828.782,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


ACRE E RONDÔNIA

ACSE Feijó

SE Cruzeiro do Sul

SE Rio Branco I

RO

SE Humaitá (AM)

SE Porto Velho

SE Coletora Porto Velho

SE Caladinho II


ACRELT 230 kV Rio Branco I - Feijó C1, CS – 357 km (imediata)LT 230 kV Feijó - Cruzeiro do Sul C1, CS – 300 km (imediata)


RONDÔNIASeccionamento da LT 230 kV Porto Velho - Coletora Porto Velho C2 na SE Caladinho II, CS, 2 x 1,0 km (imediata)

EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 2 KM

SUBESTAÇÕES

ACRESE 230/69 kV Feijó (nova) – (3+1) x 10 MVA (imediata)SE 230/69 kV Cruzeiro do Sul (nova) – (6+1) x 10 MVA (imediata)


RONDÔNIASE 230/138 kV Caladinho II (nova) - 1º ATF – 40 MVA (imediata)SE 230/138 kV Caladinho II - 2º ATF – 40 MVA (imediata)


CARGA MÁXIMA - ACRE E RONDÔNIA (MW)

198 229271 282 292

648726

771 810 824

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima AC Carga Máxima RO

+ 27,1%

+ 47,5%


ACREAs SE 230/69 kV Feijó e Cruzeiro do Sul, novos pontos de Rede Básica, garantirão o atendimento às cargas das localidades isoladas de Feijó e Cruzeiro do Sul, no estado do Acre, que atualmente são atendidas por parques de geração térmica a diesel. Essas obras foram outorgadas à ELETRONORTE e atu-almente encontra-se em processo de caducidade na ANEEL.

RONDÔNIAA SE Caladinho II, novo ponto de Rede Básica, garantirá o aten-dimento às cargas da localidade isolada de Humaitá, no estado do Amazonas, que atualmente são atendidas por um parque de geração térmica a diesel.

Essa obra consta na lista provisória do leilão 004/2018, lote 15, disponibilizada pela ANEEL para consulta pública.


RONDÔNIA: R$ 166.324.133,12



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


1 Esse investimento contempla o seccionamento da LT 230 kV Porto Velho - Coletora Porto Velho C2 e a SE 230/138 kV Caladinho II

Os investimentos do estado do Acre descritos acima não estão contabilizados no custo total abaixo, bem como no capítulo 2, tendo em vista que tais obras estão em processo de caducidade.



MATO GROSSO

SE Cláudia

SE Cachimbo

SE Novo Progresso

MT


LT 230 kV Cláudia - Cachimbo C1, CS – 264 km (JAN/2023)LT 230 kV Cachimbo - Novo Progresso C1, CS – 246 km (JAN/2023)


SUBESTAÇÕES

SE 500/230 kV Cláudia (novo pátio de 230 kV) – (3+1) x 100 MVA (JAN/2023)SE 230/138 kV Cláudia - 1º ATF – 200 MVA (JAN/2023)SE Cachimbo 230 kV (PA) (nova) (JAN/2023)SE 230/138 kV Novo Progresso (PA) (nova) - 1º ATF – 100 MVA (JAN/2023)SE 230/138 kV Novo Progresso (PA) - 2º ATF – 100 MVA (JAN/2023)



Novo ponto de Rede Básica para atendimento à carga da região de Novo Progresso (PA).

1.854 1.955 2.048 2.143 2.241

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima MT

+ 20,9%

CARGA MÁXIMA - MATO GROSSO (MW)

INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR 2019-2023:MATO GROSSO: R$ 587.456.838,78



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


SUBESTAÇÕES

MINAS GERAISSE 345/138 kV Leopoldina 2 – (6+1) x 75 MVA (imediata)SE 345/138 KV Araxá 3 – (3+1) x 100 MVA (imediata)SE 345/138 KV Uberlândia 10 – (3+1) x 100 MVA (imediata)SE 345/138 KV Monte Alegre de Minas 2 – (6+1) x 66,67 MVA (imediata)SE 500/345 KV Nova Ponte – (6+1) x 100 MVA (imediata)

CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 2.050 MVAINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 442.244,71

GOIÁSSE 230/138 kV Itapaci – (6+1) x 33,3 MVA (imediata)SE 230/138 kV Pirineus - 3º ATF – 3 x 75 MVA (MAR/2023)



MINAS GERAISA SE 345/138 kV Leopoldina 2, novo ponto de Rede Básica, ga-rantirá o atendimento à carga da ENERGISA na região da Man-tiqueira, eliminando o risco de colapso de tensão e sobrecargas em situações de contingência do único transformador da SE Pa-dre Fialho 345/138 kV.

As SE 345/138 kV Araxá 3, Uberlândia 10 e Monte Alegre de Minas 2, três novos pontos de Rede Básica na região do Triân-gulo Mineiro, irão evitar restrição no escoamento da geração dessa região, bem como melhorar o perfil de tensão e o de-sempenho da rede da CEMIG-D no atendimento à carga, em regime normal de operação e em situações de contingência.

GOIÁSNovo pátio 138 kV na SE Itapaci para atendimento à carga da região Norte de Goiás, com objetivo de evitar restrição ao cresci-mento do mercado regional e risco de corte de carga em situações de contingência.

Reforço da transformação de fronteira de atendimento à carga da região de Anápolis, para evitar risco de sobrecargas em situações de contingência da transformação da SE Pirineus 230/138 kV.


MINAS GERAISLT 345 kV Santos Dumont 2 - Leopoldina 2 C1 – 98 km (imediata)LT 345 kV Leopoldina 2 - Lagos C1 – 139 km (imediata)LT 345 KV Nova Ponte - Araxá 3 C1 – 115 km (imediata)LT 345 KV Nova Ponte - Uberlândia 10 C1 – 58 km (imediata)Seccionamento da LT 345 KV Itumbiara - Porto Colômbia C1, na SE Monte Alegre de Minas 2 – 1 km (imediata)


MINAS GERAIS E GOIÁS

SE Leopoldina

SE LagosSE S. Dumont

SE Itumbiara

SE P. Colômbia

SE Monte Alegrede Minas 2

SE Uberlândia 10

SE Nova PonteSE Araxá

MG

GOSE Pirineus

SE Itapaci

9.098 9.346 9.494 9.664 9.825

4.019 4.296 4.451 4.625 4.811

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima MG Carga Máxima GO+DF

+ 8,0%

+ 19,7%

CARGA MÁXIMA - MINAS GERAIS E GOIÁS (MW)

INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR 2019-2023:MINAS GERAIS: R$ 1.106.299.830,00

GOIÁS: R$ 375.352.090,52



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:




RIO DE JANEIRO E ESPÍRITO SANTO

RJ

SE Mutum

SE Campos 2

SE LagosSE Terminal Rio

ESSE Viana 2

SE Nova IguaçuSE São José

SE Zona Oeste


RIO DE JANEIROLT 500 kV Terminal Rio - Lagos, CD – 214 km (JAN/2023)LT 500 kV Lagos - Campos 2, CD – 100 km (JAN/2023)LT 500 kV Campos 2 - Mutum, CD – 230 km (JAN/2023) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 1.088 KMINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 1.628.867,20

SUBESTAÇÕES

RIO DE JANEIROSE 500 kV Lagos (nova) (JAN/2023)SE 500 kV Campos 2 (nova) (JAN/2023)SE 500/138 kV São José - 5º ATF – 3 x 200 MVA (imediata)SE 500/138 kV Nova Iguaçu - 3º ATF – 3 x 300 MVA (JUL/2020)SE 500/138 kV Zona Oeste - 2º ATF – 3 x 300 MVA (JUL/2020)


ESPÍRITO SANTOSE 500/345 kV Viana 2 - 2º ATF – 3 x 300 MVA



RIO DE JANEIRONova rede de 500 kV que interligará as subestações Terminal Rio, localizada na região Metropolitana do Rio de Janeiro, e Mu-tum, na região do Vale do Rio Doce, em Minas Gerais, próximo ao Espírito Santo. Essas obras evitam limitações no escoamento da expansão de geração de usinas térmicas previstas para o norte do estado do Rio de Janeiro e Espírito Santo, devido à produção de gás natural decorrente do desenvolvimento da ex-ploração do pré-sal.

ESPÍRITO SANTOA implantação do segundo banco de autotransformadores mo-nofásicos 500/345 kV com capacidade de 900 MVA na SE Via-na 2 tem como objetivo de evitar sobrecargas nessa transforma-ção, seja em regime normal ou na contingência da LT 345 kV Padre Fialho – Vitória.

9.090 9.525 9.711 9.823 10.008

2.475 2.642 2.712 2.789 2.864

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima RJ Carga Máxima ES

+ 10,1%

+ 15,7%

CARGA MÁXIMA - RIO DE JANEIRO E ESPÍRITO SANTO (MW)


RIO DE JANEIRO: R$ 2.169.557.518,80ESPÍRITO SANTO: R$ 96.114.862,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


SÃO PAULO

SP

SE Capão Bonito

SE Itararé II

SE Ilha Solteira

SE Três Irmãos


LT 440 kV Ilha Solteira - Três Irmãos, C2 – 38 km (imediata)LT 230 kV Capão Bonito - Itararé II, C1 – 112 km (imediata)



O lançamento do segundo circuito em 440 kV entre as subes-tações de Ilha Solteira e Três Irmãos contribuirá para eliminar as restrições de escoamento para novos empreendimentos de geração na região Noroeste de São Paulo. Por sua vez, o fe-chamento de anel em 230 kV entre as subestações de Capão Bonito e Itararé II se constitui no principal empreendimento da solução para os níveis reduzidos de confiabilidade local no atendimento pela rede básica à região de Capão Bonito.

24.263

25.478

26.091

26.723

27.368

22.50023.00023.50024.00024.50025.00025.50026.00026.50027.00027.50028.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima SP

+ 12,8%

CARGA MÁXIMA -SÃO PAULO (MW)


SÃO PAULO: R$ 813.135.462,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:




PARANÁ E MATO GROSSO DO SUL

PR

MS

SE Ponta Grossa Norte

SE Guaíra

SUBESTAÇÕES

PARANÁSE 230/138 kV Ponta Grossa Norte – 2 x 225 MVA (imediata)SE 230/138 kV Guaíra – 3 x 225 MVA (imediata)



PARANÁA substituição das atuais unidades transformadoras de Ponta Grossa Norte e Guaíra, por unidades de maior potência, irão evitar sobrecargas acima dos limites admissíveis de curta dura-ção nesses equipamentos e consequentemente risco de corte de carga.

MATO GROSSO DO SULOs principais problemas de atendimento ao estado de Mato Grosso do Sul serão solucionados com a implantação da SE Dou-rados 2 230/138 kV e diversas linhas em 230 kV no estado, obras já outorgadas e previstas para entrar em operação em agosto/2022. Adicionalmente, a ENERGISA MS e a EPE estão desenvolvendo estudos para definição de solução estrutural para os problemas de subtensão em condição normal de operação na região de Naviraí, atualmente atendida de forma radial em 138 kV a partir da SE Guaíra 230/138 kV.

6.2796.772 7.016 7.253 7.487

1.621 1.670 1.714 1.777 1.823

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima PR Carga Máxima MS

+ 19,3%

+ 12,4%

CARGA MÁXIMA -PARANÁ E MATO GROSSO DO SUL (MW)


PARANÁ: R$ 401.974.484,09



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:


SANTA CATARINA

SE Areia

SE Joinville Sul

SE Itajaí 2

SE Gaspar 2

SE Biguaçu

SE Blumenau

SE Curitiba

SE Curitiba Leste

SE Indaial

SE Jaraguá do Sul

SE Rio do Sul

SE Joinville

SE Joinville Norte

SE Itajaí

SE Itajaí Fazenda

SE Camboriú Morro do Boi

SC


LT 525 kV Areia - Joinville Sul C1 – 292,4 km (imediata)LT 525 kV Joinville Sul - Itajaí 2 C1 – 81,5 km (imediata)LT 525 kV Itajaí 2 - Biguaçu C1 – 63,4 km (imediata)LT 230 kV Rio do Sul - Indaial C1 e C2, CD – 2 x 51 km (imediata)LT 230 kV Indaial - Gaspar 2 C1 e C2, CD – 2 x 57 km (imediata)LT 230 kV Itajaí - Itajaí 2 C1 e C2, CD – 2 x 10 km (imediata)Seccionamento da LT 525 kV Curitiba - Blumenau C1 na SE Joinville Sul, CD – 39 km (imediata)Seccionamento da LT 525 kV Curitiba Leste - Blumenau C1 na SE Joinville Sul, CD – 43 km (imediata)Seccionamento da LT 525 kV Curitiba - Blumenau C1 na SE Gaspar 2, CD – 23 km (imediata)Seccionamento da LT 525 kV Blumenau - Biguaçu C1 na SE Gaspar 2 , CD – 7,1 km (imediata)Seccionamento da LT 230 kV Blumenau - Joinville C1 na SE Joinville Sul, CD – 5,5 km (imediata)Seccionamento da LT 230 kV Blumenau - Joinville Norte C1 na SE Joinville Sul, CD – 5,5 km (imediata)Seccionamento da LT 230 kV Joinville - Joinville Norte C1 na SE Joinville Sul, CD – 13,3 km (imediata)Seccionamento da LT 230 kV Blumenau - Joinville Norte C1 na SE Jaraguá do Sul, CD – 38 km (imediata)Seccionamento da LT 230 kV Blumenau - Joinville C1 na SE Jaraguá do Sul, CD – 38 km (imediata)Seccionamento da LT 138 kV Camboriú Morro do Boi - Itajaí C1 na SE Itajaí 2, CD – 2,4 km (imediata)Seccionamento da LT 138 kV Itajaí Fazenda - Itajaí C1 na SE Itajaí 2, CD – 2,4 km (imediata)

EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 1.107 kmINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 1.403.362,52


Os três novos pontos de atendimento em 525 kV e as quatro novas subestações de fronteira da Rede Básica com a Rede de Distribuição na Região Norte e Vale do Itajaí irão evitar subten-são e sobrecarga no sistema de 230 kV na região quando de contingências de linhas de 525 kV ou 230 kV. Além disso, será possível eliminar sobrecargas em contingência nos transforma-dores 525/230 kV da SE Blumenau e sobrecargas em condição normal de operação e contingências nos transformadores de fronteiras 230/138 kV e 230/69 kV da região Norte e Vale do Itajaí.

SUBESTAÇÕES

SE 525/230/138 kV Joinville Sul: 525/230 kV – (9+1) x 224 MVA e 230/138 kV – 2 x 225 MVA (imediata)SE 525/230/138 kV Itajaí 2: 525/230 kV – (6+1) x 224 MVA e 230/138 kV – 2 x 225 MVA (imediata)SE 525/230 kV Gaspar 2 (novo pátio 525 kV) – (6+1) x 224 MVA (imediata)SE 230/138 kV Jaraguá do Sul – 2 x 225 MVA (imediata)SE 230/138 kV Indaial – 2 x 225 MVA (imediata)


5.245

5.571

5.739

5.905

6.070

4.800

5.000

5.200

5.400

5.600

5.800

6.000

6.200

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima SC

+ 15,7%

CARGA MÁXIMA - SANTA CATARINA (MW)


SANTA CATARINA: R$ 3.247.208.650,00



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:





A duplicação do tronco de 525 kV que interliga as regiões Sul e Metropolitana do estado, em conjunto com os novos pontos de Rede Básica nas regiões Oeste, Sul, Metropolitana e Litoral, irão eliminar as restrições de escoamento de geração eólica nas regiões Oeste, Sul e Litoral do Rio Grande do Sul e permitir a redução dos requisitos de despacho térmico por razões elé-tricas. Vale ressaltar que esses empreendimentos, outorgados à Eletrosul, estão atualmente em processo avançado de cadu-cidade na ANEEL e foram encaminhados ao MME através do Despacho nº 2.194, de 25 de setembro de 2018. Dada a sua relevância, os mesmos já estão incluídos no Leilão de Transmis-são ANEEL nº 004/2018 (Lotes 10, 12 e 13).

RIO GRANDE DO SUL

SE Santa Vitóriado Palmar

SE Marmeleiro 2

SE Candiota 2

SE Guaíba 3

SE Nova Santa Rita SE Gravataí

SE Capivari do Sul

SE Viamão 3

SE Guaíba 2

SE Cerro Chato

SE Alegrete 2 SE Santa Maria 3

SE Livramento 3

SE Maçambará 3

SE Santo Ângelo

SE Maçambará RS

SE Povo Novo


LT 525KV Capivari do Sul - Gravataí – 83 km (imediata)LT 525KV Guaíba 3 - Capivari do Sul – 168 km (imediata)LT 525KV Santa Vitória do Palmar - Marmeleiro C2 – 48 km (imediata)LT 525KV Marmeleiro - Povo Novo C2 – 152 km (imediata)LT 525KV Povo Novo - Guaíba 3 C2 – 245 km (imediata)LT 525KV Nova Santa Rita - Guaíba 3 C2 – 36 km (imediata)LT 525KV Guaíba 3 - Gravataí – 127 km (imediata)LT 525 kV Candiota 2 - Guaíba 3, CD – 279 km (imediata)Seccionamento da LT 525 kV Povo Novo - Nova Santa Rita C1 na SE Guaíba 3 – 2 x 4 km (imediata)LT 230kV Livramento 3 - Alegrete 2 – 125 km (imediata)LT 230kV Livramento 3 - Cerro Chato – 10 km (imediata)LT 230kV Livramento 3 - Santa Maria 3 – 247 km (imediata)LT 230 kV Livramento 3 - Maçambará 3 – 205 km (imediata)Seccionamento da LT 230 kV Maçambará - Santo Ângelo C1 e C2 na SE Maçambará 3 – 4 x 3,3 km (imediata)LT 230kV Capivari do Sul - Viamão 3 – 65 km (imediata)LT 230kV Guaíba 2 - Guaíba 3 – 19 km (imediata)

EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 2.128 kmINVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 1.533.201,89

SUBESTAÇÕES

SE 525/230/138 kV Capivari do Sul - 525/230 kV – (6+1) x 224 MVA e 230/138 kV – 2 x 100 MVA (imediata)SE 525/230kV Guaíba 3 - ATR – (6+1) x 224 MVA (imediata)SE 525/230 kV Candiota 2 - ATR – (6+1) x 224 MVA (imediata)SE 230 kV Maçambará 3 (imediata)SE 230kV Livramento 3 – CS (-90/+150) Mvar (imediata)


7.214

7.633

7.847

8.0708.206

6.600

6.800

7.000

7.200

7.400

7.600

7.800

8.000

8.200

8.400

2019 2020 2021 2022 2023

Carga Máxima RS

+ 13,7%

CARGA MÁXIMA - RIO GRANDE DO SUL (MW)


RIO GRANDE DO SUL: R$ 2.173.957.104,19



230 kV

345 kV

440 kV

500 kV

Subestações

ExistentesFuturas

Legenda:

Os investimentos do estado do Rio Grande do Sul descritos aci-ma não estão contabilizados no custo total abaixo, bem como no capítulo 2, tendo em vista que tais obras estão em processo de caducidade.


possibilidade de continuar em operação. Além disso, os agentes deverão incluir no Sistema de Gerenciamento dos Planos de Melhorias e Reforços – SGPMR os equipamentos que serão indicados para as devidas substituições ou reforços para posterior avaliação do ONS. Dessa forma, os equipamentos são classificados em dois grupos: os indicados para substituição cadastrados no SGPMR entre 2015 e 2017, e os sem indicação de substituição. Os gráficos a seguir ilustram o quantitativo de equipamentos em final de vida útil e os investimentos estimados para substituição dos mesmos.

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, por meio da Resolução Normativa nº 443/2011, revisada em dezembro de 2014 (ReN nº 643/2014) estabelece que as concessionárias de transmissão deverão encaminhar à ANEEL, ao ONS, à EPE e ao MME, até 1º de fevereiro de cada ano, a relação dos equipamentos com vida útil remanescente de até quatro anos, incluindo aqueles com vida útil esgotada, considerando-se a vida útil calculada a partir das taxas de depreciação estabelecidas no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE, além dos equipamentos que não têm mais

81.925

14.815

Sem Indicação

Indicados

85%

15%

6.090

466

75.835

14.349

Melhoria de pequeno porte sem indicação

Melhoria de pequeno porte com indicação

Melhoria de grande porte

sem indicação

Melhoria de grande porte

com indicação

Melhorias de grande porte e reforços para aumento de vida útil

2.900

1.648

1.542

16.477

14.975

12.394

8.748

8.121

4.203

4.103

2.016

1.513

1.061

860

826

538

178

128

160

1.789

1.990

1.836

3.905

916

1.195

896

952

353

137156

101

123

0 5.000 10.000 15.000 20.000

Linha de Transmissão

Transformador de Potência

Compensação Reativa

Chave Seccionadora

Sistema de Proteção, controle e supervisão

Transformador de Corrente

Para-raios

Transformador de Potencial

Serviço Auxiliar

Disjuntor

Sistema de Telecomunicação

Miscelânea

Observabilidade e Controlabilidade

Painel

Bucha de Transformador/Reator

Bobina de Bloqueio

Sem Indicação Indicados entre 2015 e 2017 (PAR e PMI)

Melhorias de grande porte

Melhorias de pequeno porte

TOTAL: 90.184

TOTAL: 6.556


Dos resultados expostos anteriormente verifica-se que mais de 80 mil equipamentos já encontram-se com a vida útil esgotada ou alcançarão o fim de vida útil regulatória no máximo até 2022 e ainda estão sem previsão de substituição. Nesse contexto, 75.835 referem-se a equipamentos de pequeno porte.

Além disso, mais de R$ 21,0 bilhões serão necessários para substituição de equipamentos em fim de vida útil próximo ou já esgotada, entre os já indicados e não indicados. Para substituição dos equipamentos de pequeno porte serão necessários dispêndios em torno de R$ 9 bilhões.

Melhorias de grande porte e reforços para aumento de vida útil

CUSTO ESTIMADO TOTAL PARA SUBSTITUIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS EM FINAL DE VIDA ÚTIL

Base de Preços de Referência ANEEL - Ref. 06/2013

par executivo 2019-2023 - ons.org.br · 2 par executivo 2019-2023 . equipamentos de compensação...

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