Sumário. 1 Dados do Sistema Interligado Nacional. 2 PAR em números. 3 Limites das interligações inter-regionais

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3 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

4 Apresentação Conforme estabelecido na Lei nº de 27 de maio de 1998, art. 13º e no Decreto nº de 14 de maio de 2004, art. 3º inciso IV, é responsabilidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS encaminhar anualmente ao Poder Concedente sua proposição de ampliações das instalações da Rede Básica, bem como de reforços do Sistema Interligado 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 Concedente 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 níveis de segurança adequados, considerando os critérios técnicos estabelecidos nos Procedimentos de Rede e, dessa forma, viabilizando o adequado atendimento à demanda, a integração das novas usinas geradoras e o pleno funcionamento do mercado de energia elétrica no horizonte de curto e médio prazos. Em agosto de 2017, por intermédio do Ofício nº 300/2017/SPE-MME, o Ministério de Minas e Energia MME formalizou a inexistência de óbices para a definição do prazo de 5 anos para os horizontes de estudos do ONS, mantendo-se o escopo dos produtos até então elaborados para 3 anos, e solicitou que a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL realizasse a adequação dos instrumentos normativos 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 novembro de 2017, na qual resolve: No Art. 1º - Alterar o 2º do art. 4º da Resolução Normativa nº 443, de 26 de julho de 2011, que passa a vigorar com a seguinte redação: 2º O horizonte do Plano de Modernização de Instalações deverá ser de três anos, compreendendo o período entre o primeiro e o terceiro ano subsequentes ao ano de sua elaboração. No Art. 2º - Incluir o 4º no art. 4º da Resolução Normativa nº 443, de 2011, com a seguinte redação: 4º O horizonte do Plano de Ampliações e Reforços deverá ser de cinco anos compreendendo 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 , ora apresentado, consolida resultados de análises, conclusões, recomendações e indicações de obras resultantes dos diversos estudos elétricos elaborados por este Operador para o período de 2019 a Por oportuno, destacamos que, em atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 643/2014, fazem parte do PAR as melhorias de grande porte referentes à substituição de transformadores, 2 PAR Executivo

5 equipamentos de compensação reativa ou linhas de transmissão e equipamentos relacionados, por motivo de obsolescência, vida útil esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas, além dos reforços relacionados à ampliação da vida útil de equipamentos existentes. Para melhor comportar as recomendações e as indicações de obras resultantes dos diversos estudos 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 Transmissão nas Interligações Inter-Regionais (PAR/PEL emitido em 10/08/2018); Volume III Análise de Desempenho e Condições de Atendimento das Áreas Geo-Elétricas do SIN. Tendo em vista o horizonte de abrangência e, consequentemente, a grande quantidade de informações veiculadas pelo PAR, julgou-se relevante elaborar este Sumário Executivo com o objetivo de apresentar uma síntese dos principais resultados dos estudos, além de orientar a leitura dos Volumes I, II e III, que apresentam os resultados do PAR em detalhes. Capítulo 2 Apresenta uma comparação da estimativa de investimento em ampliações e reforços recomendados desde o ciclo do PAR, a dimensão do sistema de transmissão atual e o quantitativo dos empreendimentos futuros, sejam em implantação ou indicados neste ciclo do PAR 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 , indicando os benefícios esperados para o SIN e a estimativa de investimento. Capítulo 5 Apresenta o quantitativo dos equipamentos com final de vida útil regulatória até o ano de 2022, além da expectativa de investimentos envolvidos. 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 , bem como a capacidade de geração instalada no SIN e sua evolução prevista para os próximos 5 anos, discriminada por tipo de fonte e por região. Operador Nacional do Sistema Elétrico 3

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7 Dados do Sistema Interligado Nacional A produção de energia elétrica do Brasil no Sistema 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 consolidadas 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, excetuando-se o estado de Roraima. Esse estado, ainda não integrado à Rede Básica do SIN, atualmente 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 transmissão, que tem como função principal permitir a exploração da diversidade dos regimes hidrológicos 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 econômico e seguro ao mercado consumidor. Operador Nacional do Sistema Elétrico 5

8 Dados do Sistema Interligado Nacional PREVISÃO DE CARGA A previsão de carga das áreas elétricas e subsistemas para os estudos do PAR é definida considerando-se a soma da maior carga total dos barramentos de cada agente, em cada condição 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 horário. Este critério conservativo para a composição da carga é importante para que o impacto de variáveis que apresentam incertezas intrínsecas ao Sistema Interligado Nacional (SIN) e de natureza econômica seja minimizado na definição das obras recomendadas no Plano de Ampliações e Reforços. Destaca-se que a crescente 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 segurança elétrica do SIN. CARGA MÁXIMA DO SIN (MW) - HORIZONTE ,3% (Verificada) PAR Executivo

9 Dados do Sistema Interligado Nacional CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA SUDESTE/CENTRO-OESTE (MW) - HORIZONTE ,1% (Verificada) CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA SUL (MW) - HORIZONTE ,1% (Verificada) Operador Nacional do Sistema Elétrico 7

10 Dados do Sistema Interligado Nacional CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA NORDESTE (MW) - HORIZONTE ,4% (Verificada) CARGA MÁXIMA DO SUBSISTEMA NORTE (MW) - HORIZONTE ,6% (Verificada) PAR Executivo

11 Dados do Sistema Interligado Nacional MATRIZ ELÉTRICA DO SIN 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 eólica chegou a patamares da ordem de 9%, superando a geração térmica a gás natural. Para os próximos anos, constata-se que a energia fotovoltaica é aquela para qual se espera o maior crescimento percentual no horizonte , embora represente ainda uma pequena parcela dessa matriz. As fontes renováveis não convencionais, eólica e solar, ambas de natureza intermitente e volátil, são um grande desafio para o planejamento do sistema de transmissão. Para garantir uma operação segura do SIN, será necessário prover recursos que permitam assegurar 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 capacidade 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 concentração dessas novas fontes. Além disso, é fundamental a coordenação da entrada em operação dessas novas fontes com o sistema de escoamento e conexão das mesmas à Rede Básica. As figuras a seguir, ilustram a capacidade instalada em 2018 e a evolução dessa capacidade, por fonte, para o SIN e por região até ,2% Nuclear 1,9% Carvão 0,5% 2,9% 8,0% Gás/GNL CAPACIDADE INSTALADA NO SIN EM 2018 Outros 1 8,5% Biomassa Óleo Combustível 8,6% Eólica 1,2% Solar 67,2% Hidráulica Legenda: Hidráulica Solar Eólica Óleo Combustível Biomassa Carvão Gás GNL Nuclear Outros 1 Biomassa/Resíduos com CVU Fontes: PMO de outubro de 2018 Operador Nacional do Sistema Elétrico 9

12 Dados do Sistema Interligado Nacional CAPACIDADE INSTALADA NO SIN - HORIZONTE 2023 Fontes: PMO de outubro de 2018 e DMSE de setembro de PAR Executivo

13 Dados do Sistema Interligado Nacional CAPACIDADE INSTALADA NAS REGIÕES SUDESTE E CENTRO-OESTE - ANOS 2018 E 2023 (MW) 0,7% 1,7% 1,2% 12,4% 12,7% 11,1% 7,8% 0,6% 1,8% 70,7% 74,1% 0,7% 2,2% 2,3% Legenda: Hidráulica Solar Eólica Óleo Combustível Biomassa Carvão Gás GNL Nuclear Outros CAPACIDADE INSTALADA NA REGIÃO SUL - ANOS 2018 E 2023 (MW) 0,3% 0,1% 8,4% 72,0% 5,2% 8,8% 72,4% 5,5% 8,2% 0,1% 7,1% 0,0% 5,7% 6,0% Legenda: Hidráulica Solar Eólica Óleo Combustível Biomassa Carvão Gás GNL Nuclear Outros Fontes: PMO de outubro de 2018 e DMSE de setembro de 2018 Operador Nacional do Sistema Elétrico 11

14 Dados do Sistema Interligado Nacional CAPACIDADE INSTALADA NA REGIÃO NORDESTE - ANOS 2018 E 2023 (MW) 38,8% 0,1% 7,7% 8,2% 4,7% 0,1% 3,9% 3,5% 2,9% 6,9% 9,9% 35,5% 37,1% 4,0% 6,9% Legenda: Hidráulica Solar Eólica 29,8% Óleo Combustível Biomassa Carvão Gás GNL Nuclear Outros CAPACIDADE INSTALADA NA REGIÃO NORTE - ANOS 2018 E 2023 (MW) 1,0% 1,9% 0,8% 0,5% 1,4% 10,2% 84,2% 12,5% 1,7% 1,0% 2,4% 80,6% 0,6% 1,2% Legenda: Hidráulica Solar Eólica Óleo Combustível Biomassa Carvão Gás GNL Nuclear Outros Fontes: PMO de outubro de 2018 e DMSE de setembro de PAR Executivo

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16 PAR em números O conjunto das obras indicado neste ciclo do PAR perfaz cerca de km de novas linhas de transmissão e cerca de MVA de acréscimo de capacidade transformadora em subestações novas e existentes. Esses empreendimentos 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 relacionadas neste PAR é da ordem de 13,6 bilhões de reais, sendo que, desse montante, 8,7 bilhões referem-se a novas obras propostas nesse ciclo do PAR. Esses valores foram calculados com base nos valores apresentados nos relatórios 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 extensão da rede de transmissão (km) e a capacidade de transformação (MVA), considerando a rede existente e a prevista para entrar em operação até o horizonte Para a rede prevista, os empreendimentos foram divididos em dois grupos, quais sejam: os já outorgados e os indicados no ciclo do PAR ESTIMATIVA DE INVESTIMENTOS ASSOCIADOS ÀS OBRAS NOS CICLOS DO PAR (R$) 26,1 Bilhões de R$ 9,9 8,5 13,0 13,8 16,0 16,0 13,6 4,6 3,9 2, Ciclo do PAR 14 PAR Executivo

17 PAR em números EXTENSÃO DE REDE DE TRANSMISSÃO (km) 800 kv CC Extensão da Rede de Transmissão atual (km) Extensão da Rede de Transmissão licitada (km) 765 kv Extensão da Rede de Transmissão Indicada no PAR (km) 600 kv CC /525 kv kv kv kv CAPACIDADE DE TRANSFORMAÇÃO (MVA) 800 kv CC 765 kv 600 kv CC Capacidade de transformação atual (MVA) Capacidade de transformação licitada (MVA) Capacidade de transformação indicada no PAR (MVA) 500/525 kv 440 kv 345 kv kv Refere-se à tensão do lado de alta do transformador Operador Nacional do Sistema Elétrico 15

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19 Limites das interligações inter-regionais O Sistema Interligado Nacional SIN é operado forma coordenada, aproveitando as diversidades hidrológicas existentes entre as bacias hidrográficas nacionais. Dessa forma, para viabilizar o aproveitamento ótimo da energia armazenada nessas bacias, faz-se necessário viabilizar limites de transmissão que garantam a máxima transferência de energia entre as regiões 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 demanda máxima de cada região, bem como do SIN como um todo. Para que essas transferências sejam efetuadas de forma segura, é de fundamental 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 datas atualizadas pelo Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico DMSE de junho de A partir desse cronograma, foram selecionados os reforços nas interligações, além daqueles que poderiam ter alguma influência nos referidos valores de limites de transmissão e definidas 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 (pesada, média e leve) e para cada uma das configurações, deverá ser consultado o Volume II do PAR/PEL Evolução dos Limites de Transmissão nas Interligações Inter-Regionais. MWmédio EXPN MWmédio RNE EXPNE N EXPN EXPNE/RNE NE MWmédio FSUL RSUL Itaipu 60 Hz S EXPSE SE RSE FSUL/RSUL MWmédio EXPSE RSE EXPN - Máxima exportação da região Norte EXPNE - Máxima exportação da região Nordeste RNE - Máximo recebimento da região Nordeste EXPSE - Máxima exportação da região Sudeste/Centro-Oeste para a região Norte/Nordeste RSE - Máximo recebimento da região Sudeste/Centro-Oeste pela região Sul FSUL - Máximo fornecimento da região Sul RSUL - Máximo Recebimento da região Sul Operador Nacional do Sistema Elétrico 17

20 Limites das interligações inter-regionais 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. SE Marituba SE V. Conde SE Xingu SE Tucuruí SE Itacaiúnas SE S. Pelada SE Miranda SE S. Luís II SE Teresina II SE Bacabeira SE Parnaíba III SE Tianguá II SE C. N. Piauí SE Sobral III SE Milagres II SE Acaraú III SE Pecém II SE Pacatuba SE Fortaleza II SE Jaguaruana SE Açu III SE J. Câmara 3 SE S. Luzia II SE J. Pessoa II SE C. Grande III SE Miracema SE Gilbués II SE Q. Nova II SE Pau Ferro SE L. Gonzaga SE P. Afonso IV SE Xingó SE Juazeiro da Bahia III SE Lajeado SE Buritirama SE Ourolândia SE Jardim SE P. Sergipe SE Barreiras II SE G. Ouro II SE Olindina SE B. J. Lapa II SE Igaporã III SE R. Éguas SE Ibicoara SE Sapeaçu SE Arinos 2 SE Poções 2 SE Janaúba 3 SE Pirapora 2 SE P. Paraíso 2 SE P. Juscelino SE Mesquita SE G. Valadares 6 SE Estreito SE Itabira 5 SE Mutum SE Viana 2 SE Guaíra SE Foz do Iguaçu SE N.P. Primavera SE Rosana SE Loanda SE Paranavaí SE Paranavaí Norte SE Ivaiporã SE Assis SE Salto Grande SE Andirá Leste SE Araraquara 2 SE Campinas SE Itatiba SE Ponta SE Bateias SE Cascavel Grossa Oeste SE Curitiba Leste SE Curitiba SE Areia SE Joinville SE Blumenau Sul SE C. Novos SE Gaspar 2 SE Itajaí 2 SE Abdon Batista SE Biguaçu SE Siderópolis 2 SE C. Paulista SE F. Dias SE R. N. Sul SE Terminal Rio Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv 800 kv Subestações Existentes Futuras 18 PAR Executivo

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22 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 AMAZONAS E RORAIMA LINHAS DE TRANSMISSÃO RR AMAZONAS LT 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) AM SE Tarumã SE Juruti SE Parintins SE Lechuga SE Manaus SE Mauá III EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 127,1 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,70 SUBESTAÇÕES AMAZONAS SE 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 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,01 BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS Legenda: Existentes 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Linhas de transmissão Futuras Subestações Existentes Futuras INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : AMAZONAS: R$ ,00 CARGA MÁXIMA - AMAZONAS (MW) ,6% Carga Máxima AM AMAZONAS A 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 transmissão na região metropolitana de Manaus. Ressalta-se que a implementação de todo o conjunto de obras no sistema de distribuição, sob responsabilidade da distribuidora, é imprescindível para a efetividade desse novo ponto de suprimento de Rede Básica, 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 Teixeira - 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 atendem às cidades do estado do Amazonas situadas à margem direita do Rio Amazonas. RORAIMA O estado de Roraima não está atualmente interligado ao SIN e as análises de desempenho encontram-se detalhadas no relatório ONS DPL-RE-0266/2018 "Plano Anual da Operação Elétrica dos Sistemas Localizados nos Sistemas Isolados PEL SISOL 2019". 20 PAR Executivo

23 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN AMAPÁ E PARÁ Legenda: Linhas de transmissão SE Oriximiná AP SE Laranjal do Jari Existentes 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Futuras Subestações Existentes Futuras SE Jurupari SE Juruti PA LINHAS DE TRANSMISSÃO AMAPÁ LT 230 kv Jurupari - Laranjal do Jari C3 105 km (imediata) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 105 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,05 PARÁ LT 230 kv Oriximiná - Juruti C1 e C2 138 km (imediata) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 138 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,41 INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : AMAPÁ: R$ ,00 PARÁ: R$ ,64 SUBESTAÇÕES PARÁ SE 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) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 700 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,36 BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS AMAPÁ O 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. PARÁ O novo ponto de suprimento de Rede Básica na região de Oriximiná irá permitir integrar ao SIN os sistemas isolados que atendem às cidades do Pará situadas às margens do Rio Amazonas CARGA MÁXIMA - AMAPÁ E PARÁ (MW) ,4% + 28,3% Carga Máxima AP Carga Máxima PA Operador Nacional do Sistema Elétrico 21

24 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN TOCANTINS E MARANHÃO LINHAS DE TRANSMISSÃO TOCANTINS LT 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) SE São Luís III EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 772 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,14 SUBESTAÇÕES MA TOCANTINS SE 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) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 850 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,23 MARANHÃO SE 230/69 kv São Luís III - 3º TR 150MVA (imediata) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 150 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,630 BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS TOCANTINS O novo ponto de Rede Básica na região de Dianópolis irá propiciar o escoamento do potencial de geração das PCHs existentes 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 existente na região. MARANHÃO O terceiro transformador 230/69 kv da SE São Luís III irá proporcionar maior confiabilidade de suprimento às cargas da região metropolitana de São Luís, capital do estado do Maranhão. INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS INVESTIMENTO RELACIONADAS TOTAL NO NO TOCANTINS: PAR : R$ XX.XXX,XX TOCANTINS: R$ ,00 MARANHÃO: R$ ,00 TO SE Palmas (2019) SE Gurupi SE Dianópolis II SE Barreiras II (BA) Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv Subestações 230 kv Existentes 345 kv Futuras 440 kv 500 kv CARGA MÁXIMA - TOCANTINS E MARANHÃO (MW) ,6% ,6% Carga Máxima MA Carga Máxima TO 22 PAR Executivo

25 PIAUÍ, CEARÁ E RIO GRANDE DO NORTE Destaques das áreas geo-elétricas do SIN CE SE Icó SE Milagres RN SE São João do Piauí PI Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Subestações Existentes Futuras SUBESTAÇÕES PIAUÍ SE 500/230 kv São João do Piauí 2º AT de 3 x 100 MVA (JAN/2022) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 300 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,920 CEARÁ SE 230/69 kv Milagres - 4º TR 100 MVA (imediata) SE 230/69 kv Icó - 3º TR 100 MVA (imediata) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 200 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,608 RIO GRANDE DO NORTE Não existem obras sem concessão definida. BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS PIAUÍ O segundo autotransformador 500/230 kv irá viabilizar o escoamento 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 NORTE O 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. CEARÁ O quarto transformador 230/69 kv da SE Milagres irá proporcionar 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 proporcionar maior confiabilidade ao atendimento às cargas da Enel Distribuição Ceará, a partir dessa subestação, na mesorregião do centro sul cearense INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : PIAUÍ: R$ ,00 CEARÁ: R$ ,00 CARGA MÁXIMA - PIAUÍ, CEARÁ E R. G. NORTE (MW) ,2% ,8% ,3% Carga Máxima PI Carga Máxima CE Carga Máxima RN Operador Nacional do Sistema Elétrico 23

26 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN PERNAMBUCO E PARAÍBA INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : PERNAMBUCO: R$ ,00 PARAÍBA: R$ ,00 Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Subestações Existentes Futuras PB SE Campina Grande II PE SE Angelim II SE Recife II SE Suape II LINHAS DE TRANSMISSÃO PERNAMBUCO Seccionamento da LT 500 kv Angelim II - Recife II C2, na SE Suape II 2 x 22,5 km (imediata) PARAÍBA O quarto transformador 230/69 kv da SE Campina Grande II irá proporcionar maior confiabilidade ao atendimento às cargas da Energisa Paraíba e Energisa Borborema, a partir dessa subestação, na região da grande Campina Grande. EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 45 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,25 SUBESTAÇÕES PARAÍBA SE 230/69 kv Campina Grande II - 4º TR 100 MVA (JAN/2022) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 100 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ 7.788,304 CARGA MÁXIMA - PERNAMBUCO E PARAÍBA (MW) ,1% BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS PERNAMBUCO O 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 possível ampliação da geração térmica da região. Prevê-se o esgotamento 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 ,8% Carga Máxima PE Carga Máxima PB 24 PAR Executivo

27 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN BAHIA, ALAGOAS E SERGIPE LINHAS DE TRANSMISSÃO BAHIA LT 230 kv Camaçari IV - Pirajá, CD (aérea + subterrânea) 40 km (DEZ/2023) LT 230 kv Poções III - Itapebi C1 191 km (imediata) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 231 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,85 SUBESTAÇÕES BAHIA SE 230/69 kv Pirajá (Blindada SF6) 2 x 180 MVA (DEZ/2023) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 360 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,52 ALAGOAS No estado de Alagoas, não existem obras sem concessão definida para atender às demandas da ED Alagoas, no horizonte SERGIPE No estado de Sergipe, não existem obras sem concessão definida para atender as demandas da Energisa Sergipe e da Sulgipe, no horizonte INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : BAHIA: R$ ,00 AL SE BA SE Camaçari IV SE Pirajá SE Poções III BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS BAHIA A SE 230/69 kv Pirajá garantirá o atendimento às cargas da região metropolitana de Salvador em situações de contingências simples de transformadores e linhas de transmissão nessa 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 necessidade 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. SE Itapebi Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv Subestações 230 kv Existentes 345 kv Futuras 440 kv 500 kv CARGA MÁXIMA - BAHIA, ALAGOAS E SERGIPE (MW) + 14,6% 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 atualmente em processo avançado de caducidade na ANEEL, conforme Ofício nº 336/2018-SPE/ANEEL ,2% + 15,1% Carga Máxima BA Carga Máxima AL Carga Máxima SE Operador Nacional do Sistema Elétrico 25

28 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN ACRE E RONDÔNIA LINHAS DE TRANSMISSÃO ACRE LT 230 kv Rio Branco I - Feijó C1, CS 357 km (imediata) LT 230 kv Feijó - Cruzeiro do Sul C1, CS 300 km (imediata) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 657 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,00 RONDÔNIA Seccionamento 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 CARGA MÁXIMA - ACRE E RONDÔNIA (MW) ,1% ,5% Carga Máxima AC Carga Máxima RO SE Cruzeiro do Sul SE Humaitá (AM) SE Feijó AC SE Rio Branco I SE Caladinho II SE Porto Velho SE Coletora Porto Velho Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv Subestações Existentes Futuras 500 kv SUBESTAÇÕES RO ACRE SE 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) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 90 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,00 RONDÔNIA SE 230/138 kv Caladinho II (nova) - 1º ATF 40 MVA (imediata) SE 230/138 kv Caladinho II - 2º ATF 40 MVA (imediata) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 80 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,00 1 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. INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : RONDÔNIA: R$ ,12 BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS ACRE As 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 atualmente encontra-se em processo de caducidade na ANEEL. RONDÔNIA A SE Caladinho II, novo ponto de Rede Básica, garantirá o atendimento 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. 1 Esse investimento contempla o seccionamento da LT 230 kv Porto Velho - Coletora Porto Velho C2 e a SE 230/138 kv Caladinho II 26 PAR Executivo

29 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN MATO GROSSO LINHAS DE TRANSMISSÃO LT 230 kv Cláudia - Cachimbo C1, CS 264 km (JAN/2023) LT 230 kv Cachimbo - Novo Progresso C1, CS 246 km (JAN/2023) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 510 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,00 BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS Novo ponto de Rede Básica para atendimento à carga da região de Novo Progresso (PA). INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : MATO GROSSO: R$ ,78 SE Novo Progresso SE Cachimbo SE Cláudia Legenda: MT Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Subestações Existentes Futuras 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) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 700 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ , CARGA MÁXIMA - MATO GROSSO (MW) ,9% Carga Máxima MT Operador Nacional do Sistema Elétrico 27

30 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN MINAS GERAIS E GOIÁS SUBESTAÇÕES MINAS GERAIS SE 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: MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,71 GOIÁS SE 230/138 kv Itapaci (6+1) x 33,3 MVA (imediata) SE 230/138 kv Pirineus - 3º ATF 3 x 75 MVA (MAR/2023) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 425 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,33 LINHAS DE TRANSMISSÃO MINAS GERAIS LT 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) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 411 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,77 INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : MINAS GERAIS: R$ ,00 GOIÁS: R$ ,52 Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Subestações Existentes Futuras SE Itapaci GO SE Pirineus BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS SE Itumbiara SE P. Colômbia MINAS GERAIS A SE 345/138 kv Leopoldina 2, novo ponto de Rede Básica, garantirá o atendimento à carga da ENERGISA na região da Mantiqueira, eliminando o risco de colapso de tensão e sobrecargas em situações de contingência do único transformador da SE Padre Fialho 345/138 kv. SE Monte Alegre de Minas 2 SE Araxá SE Uberlândia 10 SE Nova Ponte MG SE Leopoldina SE S. Dumont SE Lagos As SE 345/138 kv Araxá 3, Uberlândia 10 e Monte Alegre de Minas 2, três novos pontos de Rede Básica na região do Triângulo Mineiro, irão evitar restrição no escoamento da geração dessa região, bem como melhorar o perfil de tensão e o desempenho da rede da CEMIG-D no atendimento à carga, em regime normal de operação e em situações de contingência. CARGA MÁXIMA - MINAS GERAIS E GOIÁS (MW) GOIÁS Novo pátio 138 kv na SE Itapaci para atendimento à carga da região Norte de Goiás, com objetivo de evitar restrição ao crescimento 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 ,0% ,7% Carga Máxima MG Carga Máxima GO+DF 28 PAR Executivo

31 RIO DE JANEIRO E ESPÍRITO SANTO Destaques das áreas geo-elétricas do SIN LINHAS DE TRANSMISSÃO RIO DE JANEIRO LT 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: KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,20 SUBESTAÇÕES RIO DE JANEIRO SE 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) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,15 ESPÍRITO SANTO SE 500/345 kv Viana 2-2º ATF 3 x 300 MVA CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: 900 MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ , CARGA MÁXIMA - RIO DE JANEIRO E ESPÍRITO SANTO (MW) Carga Máxima RJ + 10,1% + 15,7% Carga Máxima ES SE Viana 2 ES BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS RIO DE JANEIRO Nova rede de 500 kv que interligará as subestações Terminal Rio, localizada na região Metropolitana do Rio de Janeiro, e Mutum, 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 exploração do pré-sal. ESPÍRITO SANTO A implantação do segundo banco de autotransformadores monofásicos 500/345 kv com capacidade de 900 MVA na SE Viana 2 tem como objetivo de evitar sobrecargas nessa transformação, seja em regime normal ou na contingência da LT 345 kv Padre Fialho Vitória. SE Mutum SE Nova Iguaçu RJ SE Campos 2 SE São José SE Terminal Rio SE Lagos SE Zona Oeste Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Subestações Existentes Futuras INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : RIO DE JANEIRO: R$ ,80 ESPÍRITO SANTO: R$ ,00 Operador Nacional do Sistema Elétrico 29

32 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN SÃO PAULO LINHAS DE TRANSMISSÃO LT 440 kv Ilha Solteira - Três Irmãos, C2 38 km (imediata) LT 230 kv Capão Bonito - Itararé II, C1 112 km (imediata) EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: 150 KM INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,00 BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS O lançamento do segundo circuito em 440 kv entre as subestações 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 fechamento 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. SE Ilha Solteira SE Três Irmãos SP SE Capão Bonito CARGA MÁXIMA -SÃO PAULO (MW) ,8% Carga Máxima SP SE Itararé II Legenda: Linhas de transmissão Existentes 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Futuras Subestações Existentes Futuras INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : SÃO PAULO: R$ ,00 30 PAR Executivo

33 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN PARANÁ E MATO GROSSO DO SUL SUBESTAÇÕES PARANÁ SE 230/138 kv Ponta Grossa Norte 2 x 225 MVA (imediata) SE 230/138 kv Guaíra 3 x 225 MVA (imediata) CARGA MÁXIMA -PARANÁ E MATO GROSSO DO SUL (MW) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ , ,3% BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS PARANÁ A 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 duração nesses equipamentos e consequentemente risco de corte de carga ,4% Carga Máxima PR Carga Máxima MS MATO GROSSO DO SUL Os principais problemas de atendimento ao estado de Mato Grosso do Sul serão solucionados com a implantação da SE Dourados 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. INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : PARANÁ: R$ ,09 MS Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv Subestações Existentes Futuras SE Guaíra PR SE Ponta Grossa Norte 500 kv Operador Nacional do Sistema Elétrico 31

34 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN SANTA CATARINA LINHAS DE TRANSMISSÃO 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) 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) CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ , CARGA MÁXIMA - SANTA CATARINA (MW) ,7% Carga Máxima SC EXTENSÃO TOTAL ESTIMADA: km INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,52 SE Areia SE Curitiba SE Curitiba Leste SE Joinville SE Joinville Norte SE Jaraguá do Sul SE Joinville Sul BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS SC 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 subtensão 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 transformadores 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. SE Rio do Sul SE Blumenau SE Indaial SE Gaspar 2 SE Itajaí SE Itajaí 2 SE Biguaçu SE Camboriú Morro do Boi SE Itajaí Fazenda Legenda: Linhas de transmissão Existentes 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Futuras INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : SANTA CATARINA: R$ ,00 Subestações Existentes Futuras 32 PAR Executivo

35 Destaques das áreas geo-elétricas do SIN RIO GRANDE DO SUL LINHAS DE TRANSMISSÃO 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 km (imediata) LT 230kV Livramento 3 - Cerro Chato 10 km (imediata) LT 230kV Livramento 3 - Santa Maria km (imediata) LT 230 kv Livramento 3 - Maçambará 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: km INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,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) BENEFÍCIOS DOS EMPREENDIMENTOS 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 elétricas. Vale ressaltar que esses empreendimentos, outorgados à Eletrosul, estão atualmente em processo avançado de caducidade na ANEEL e foram encaminhados ao MME através do Despacho nº 2.194, de 25 de setembro de Dada a sua relevância, os mesmos já estão incluídos no Leilão de Transmissão ANEEL nº 004/2018 (Lotes 10, 12 e 13) CARGA MÁXIMA - RIO GRANDE DO SUL (MW) ,7% Carga Máxima RS CAPACIDADE TOTAL DE TRANSFORMAÇÃO: MVA INVESTIMENTO ESTIMADO (X1.000): R$ ,34 SE Maçambará 3 SE Maçambará SE Alegrete 2 SE Livramento 3 SE Santo Ângelo SE Santa Maria 3 SE Cerro Chato RS SE Guaíba 3 SE Nova Santa Rita SE Viamão 3 SE Guaíba 2 SE Gravataí SE Capivari do Sul SE Candiota 2 Os investimentos do estado do Rio Grande do Sul 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. INVESTIMENTO TOTAL PARA EXECUÇÃO DAS OBRAS RELACIONADAS NO PAR : RIO GRANDE DO SUL: R$ ,19 SE Marmeleiro 2 SE Santa Vitória do Palmar SE Povo Novo Legenda: Linhas de transmissão Existentes Futuras 138 kv 230 kv 345 kv 440 kv 500 kv Subestações Existentes Futuras Operador Nacional do Sistema Elétrico 33

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37 Melhorias de grande porte e reforços para aumento de vida útil 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, considerandose 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 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. Bobina de Bloqueio Bucha de Transformador/Reator Painel Observabilidade e Controlabilidade Miscelânea Sistema de Telecomunicação Melhorias de Disjuntor pequeno porte Serviço Auxiliar Transformador de Potencial TOTAL: Para-raios Transformador de Corrente Sistema de Proteção, controle e supervisão Chave Seccionadora Compensação Reativa Melhorias de Transformador de Potência grande porte Linha de Transmissão TOTAL: Sem Indicação Indicados entre 2015 e 2017 (PAR e PMI) Sem Indicação % Indicados % 466 Melhoria de grande porte com indicação Melhoria de pequeno porte com indicação Melhoria de pequeno porte sem indicação Melhoria de grande porte sem indicação Operador Nacional do Sistema Elétrico 35

38 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 Dos resultados expostos anteriormente verifica-se que mais de 80 mil equipamentos já encontramse 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, 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. 36 PAR Executivo

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