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Fórum Temático de Infraestrutura GT de Energia Porto Alegre 06/12/2012 Fórum Temático de Infraestrutura GT de Energia Porto Alegre 06/12/2012.

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1 Fórum Temático de Infraestrutura GT de Energia Porto Alegre 06/12/2012 Fórum Temático de Infraestrutura GT de Energia Porto Alegre 06/12/2012

2 Suprimento de Energia no Verão 2013 no RS Suprimento de Energia no Verão 2013 no RS

3 3 Período crítico verão – carga média diurna (industrial) Análise com cenário de geração hidrelétrica no RS de 45% O adiamento da data para integração de várias obras agravará os problemas de controle de tensão nas regiões oeste e sul do estado e, principalmente, de sobrecarga em transformadores de fronteira da Rede Básica em todo o RS. Para carga no RS de até 6320 MW (previsão de carga integralizada) Para suportar a perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, sem atuação do SEP de Gravataí, com as UTE P. Médici + Candiota III gerando o montante de inflexibilidade (355 MW) será necessário despachar as máquinas a gás e vapor da UTE Sepé Tiaraju (248 MW). Sem a máquina a vapor da UTE Sepé Tiaraju (88 MW) será necessário despacho adicional de geração hidráulica (cerca de 50%) e ainda, despacho adicional de geração térmica no sul do RS ou de geração eólica (cerca de 100 MW). Para carga no RS superior a 6320 MW (previsão de carga instantânea 6440 MW) Será necessário despachar as máquinas a gás e vapor da UTE Sepé Tiaraju (248 MW) e P. Médici + Candiota III gerando acima da inflexibilidade (cerca de 500 MW). Sem a máquina a vapor da UTE Sepé Tiaraju (88 MW) será necessário despacho adicional de geração hidráulica (cerca de 60%) e ainda, de geração eólica (cerca de 100 MW). Sul do RS Mesmo a geração total do Complexo P. Médici + Candiota III não atende às perdas simples das linhas de 230 kV P. Médici - Quinta, P. Médici - Pelotas 3, Quinta - Pelotas 3 e Guaíba 2 - Pelotas 3, assim como a perda da máquina de Candiota 3, nas cargas média e pesada. Adicionalmente, a perda da linha 230 kV C. Industrial – Porto Alegre 9, caso a LT 230 kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 4 não esteja em operação. Poder-se-á ainda operar com baixas tensões em regime, dependendo da disponibilidade de geração de P. Médici + Candiota III. Porto Alegre Risco de cortes de carga da ordem de 500 MW, na região metropolitana, quando de perdas simples e/ou duplas no sistema de 230 kV, devido a não conclusão do fechamento do anel envolvendo as SE Nova Santa Rita, Porto Alegre 9, Porto Alegre 8. Carga integralizada prevista 6320 MW – Carga instantânea prevista 6440 MW (+2% em relação à carga integralizada); Este valor representa um acréscimo de 8,0% em relação à demanda instantânea máxima verificada no verão 2011/2012 (16/02/2012) de 5961 MW. Geração instalada no RS de cerca de 4586 MW (GH = 2243 MW, GT = 1883 MW, Eólicas = 460 MW); Obra de transmissão: LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi (prevista para 23/02/2013). Operação da unidade a vapor da UTE Sepé Tiarajú (88 MW) com fechamento em ciclo combinado, está prevista para fevereiro de 2013, totalizando 248 MW. Centrais Eólicas de Osório (250 MW), Elebras Cidreira (70 MW), Fazenda do Rosário (42 MW), Palmares (8MW) e Cerro Chato (90 MW). A UTE Alegrete (66MW), UTE Nutepa (24 MW) e UTE Uruguaiana (639 MW) foram consideradas com despacho NULO nos estudos. Período crítico verão – carga média diurna (industrial) Análise com cenário de geração hidrelétrica no RS de 45% O adiamento da data para integração de várias obras agravará os problemas de controle de tensão nas regiões oeste e sul do estado e, principalmente, de sobrecarga em transformadores de fronteira da Rede Básica em todo o RS. Para carga no RS de até 6320 MW (previsão de carga integralizada) Para suportar a perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita, sem atuação do SEP de Gravataí, com as UTE P. Médici + Candiota III gerando o montante de inflexibilidade (355 MW) será necessário despachar as máquinas a gás e vapor da UTE Sepé Tiaraju (248 MW). Sem a máquina a vapor da UTE Sepé Tiaraju (88 MW) será necessário despacho adicional de geração hidráulica (cerca de 50%) e ainda, despacho adicional de geração térmica no sul do RS ou de geração eólica (cerca de 100 MW). Para carga no RS superior a 6320 MW (previsão de carga instantânea 6440 MW) Será necessário despachar as máquinas a gás e vapor da UTE Sepé Tiaraju (248 MW) e P. Médici + Candiota III gerando acima da inflexibilidade (cerca de 500 MW). Sem a máquina a vapor da UTE Sepé Tiaraju (88 MW) será necessário despacho adicional de geração hidráulica (cerca de 60%) e ainda, de geração eólica (cerca de 100 MW). Sul do RS Mesmo a geração total do Complexo P. Médici + Candiota III não atende às perdas simples das linhas de 230 kV P. Médici - Quinta, P. Médici - Pelotas 3, Quinta - Pelotas 3 e Guaíba 2 - Pelotas 3, assim como a perda da máquina de Candiota 3, nas cargas média e pesada. Adicionalmente, a perda da linha 230 kV C. Industrial – Porto Alegre 9, caso a LT 230 kV Porto Alegre 9 – Porto Alegre 4 não esteja em operação. Poder-se-á ainda operar com baixas tensões em regime, dependendo da disponibilidade de geração de P. Médici + Candiota III. Porto Alegre Risco de cortes de carga da ordem de 500 MW, na região metropolitana, quando de perdas simples e/ou duplas no sistema de 230 kV, devido a não conclusão do fechamento do anel envolvendo as SE Nova Santa Rita, Porto Alegre 9, Porto Alegre 8. Carga integralizada prevista 6320 MW – Carga instantânea prevista 6440 MW (+2% em relação à carga integralizada); Este valor representa um acréscimo de 8,0% em relação à demanda instantânea máxima verificada no verão 2011/2012 (16/02/2012) de 5961 MW. Geração instalada no RS de cerca de 4586 MW (GH = 2243 MW, GT = 1883 MW, Eólicas = 460 MW); Obra de transmissão: LT 230 kV Monte Claro – Garibaldi (prevista para 23/02/2013). Operação da unidade a vapor da UTE Sepé Tiarajú (88 MW) com fechamento em ciclo combinado, está prevista para fevereiro de 2013, totalizando 248 MW. Centrais Eólicas de Osório (250 MW), Elebras Cidreira (70 MW), Fazenda do Rosário (42 MW), Palmares (8MW) e Cerro Chato (90 MW). A UTE Alegrete (66MW), UTE Nutepa (24 MW) e UTE Uruguaiana (639 MW) foram consideradas com despacho NULO nos estudos. CENÁRIO CONSIDERADO Atendimento ao RS no verão

4 4 REFLEXO SOB O PONTO DE VISTA SISTÊMICO DESPACHO HIDRELÉTRICO = 45% EÓLICAS = 0 FRS = MW CARGA = MW DESPACHO TERMELÉTRICO CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO USINAINFLEXIBILIDADENECESSÁRIO Candiota 3210 MW Desempenho na contingência mais crítica: Atende Charqueadas 25 MW Perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita Pres. Médici145 MW Sepé Tiaraju 0 MW MW (1G+1V) (1) Atuação do ECE RS Não Atua Uruguaiana0 MW Total380 MW628 MWCorte de carga0 A Inflexibilidade declarada não atende à necessidade elétrica para a perda da LT 525 kV C. Novos – Nova S. Rita. Também não atende à perda da UTE Candiota 3 ou das linhas de 230 kV P. Médici - Quinta, P. Médici - Pelotas 3, Quinta - Pelotas 3 e Guaíba 2 - Pelotas 3 nas cargas média e pesada. É necessário despacho das máquinas a gás e vapor da UTE Sepé Tiaraju. Nota: 1. Possibilidade de atraso da unidade a vapor - Informação da Petrobrás (após Fev/2013). Atendimento ao RS no verão

5 5 REFLEXO SOB O PONTO DE VISTA SISTÊMICO DESPACHO HIDRELÉTRICO = 48% EÓLICAS = 92 MW FRS = MW CARGA = MW DESPACHO TERMELÉTRICO CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO USINAINFLEXIBILIDADENECESSÁRIO Candiota 3210 MW Desempenho na contingência mais crítica: Atende Charqueadas 25 MW Perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita Pres. Médici145 MW Sepé Tiaraju 0 MW 160 MW (1G) (1) Atuação do ECE RS Não Atua Uruguaiana0 MW Total380 MW540 MWCorte de carga0 A Inflexibilidade declarada não atende à necessidade elétrica para a perda da LT 525 kV C. Novos – Nova S. Rita. Também não atende à perda da UTE Candiota 3 ou das linhas de 230 kV P. Médici - Quinta, P. Médici - Pelotas 3, Quinta - Pelotas 3 e Guaíba 2 - Pelotas 3 nas cargas média e pesada. É necessário despacho da máquina a gás da UTE Sepé Tiaraju, 92 MW de geração Eólica e despacho hidrelétrico em 48% (cerca de 1075 MW). Nota: 1. Sem a unidade a vapor da UTE Sepé Tiaraju - Informação da Petrobrás (após Fev/2013). Atendimento ao RS no verão

6 6 REFLEXO SOB O PONTO DE VISTA SISTÊMICO DESPACHO HIDRELÉTRICO = 45% EÓLICAS = 0 FRS = MW CARGA = MW DESPACHO TERMELÉTRICO CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO USINAINFLEXIBILIDADENECESSÁRIO Candiota 3210 MW350 MWDesempenho na contingência mais crítica: Atende Charqueadas 25 MW Perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita Pres. Médici145 MW140 MW Sepé Tiaraju 0 MW MW (1G+1V) (1) Atuação do ECE RS Não Atua Uruguaiana0 MW Total380 MW763 MWCorte de carga0 A Inflexibilidade declarada não atende à necessidade elétrica para a perda da LT 525 kV C. Novos – Nova S. Rita. Também não atende à perda da UTE Candiota 3 ou das linhas de 230 kV P. Médici - Quinta, P. Médici - Pelotas 3, Quinta - Pelotas 3 e Guaíba 2 - Pelotas 3 nas cargas média e pesada. É necessário despacho das máquinas a gás e vapor da UTE Sepé Tiaraju. Nota: 1. Possibilidade de atraso da unidade a vapor - Informação da Petrobrás (após Fev/2013). Atendimento ao RS no verão

7 7 REFLEXO SOB O PONTO DE VISTA SISTÊMICO DESPACHO HIDRELÉTRICO = 60% EÓLICAS = 92 MW FRS = MW CARGA = MW DESPACHO TERMELÉTRICO CONDIÇÕES DE ATENDIMENTO USINAINFLEXIBILIDADENECESSÁRIO Candiota 3210 MW Desempenho na contingência mais crítica: Atende Charqueadas 25 MW Perda da LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita Pres. Médici145 MW Sepé Tiaraju 0 MW 160 MW (1G) (1) Atuação do ECE RS Não Atua Uruguaiana0 MW Total380 MW540 MWCorte de carga0 A Inflexibilidade declarada não atende à necessidade elétrica para a perda da LT 525 kV C. Novos – Nova S. Rita. Também não atende à perda da UTE Candiota 3 ou das linhas de 230 kV P. Médici - Quinta, P. Médici - Pelotas 3, Quinta - Pelotas 3 e Guaíba 2 - Pelotas 3 nas cargas média e pesada. É necessário despacho da máquina a gás da UTE Sepé Tiaraju, 92 MW de geração Eólica e despacho hidréletrico em 60% (cerca de 1345 MW) Nota: 1. Sem a unidade a vapor informação da Petrobrás (após Fev/2013). Atendimento ao RS no verão

8 8 REGIME NORMAL DE OPERAÇÃO Sobercarga – Transformadores de Fronteira da Rede Básica EMPRESAEQUIPAMENTOAMPLIAÇÃO OU REFORÇO AUTORIZADO/LICITADO CEEE-GT TR 5 230/23 kV – 50 MVA SE Scharlau2º TR 230/23 kV SE Scharlau (contrato Dez/11 -> previsão Out/13). TR 1 230/23 kV – 50 MVA SE Canoas 12º TR 230/23 kV SE Canoas 1 (contrato Set/10 -> previsão Mai/14). TR 1 e 2 230/69 kV – 2 x 50 MVA SE Nova Prata 2 3º TR 230/69 kV Nova Prata 2 (contrato Out/13 -> previsão Fev/14) * Implantado TR3 paralelo com TR2 em configuração provisória–03/12/2012 (1) TR 3 230/69kV – 83 MVA SE Santa MartaTransferência de carga na distribuição TR 4 e TR 6 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 4SE P. Alegre 7 TRs 69/13,8 kV. LT 69 kV PAL 7 - PAL 9 -> previsão Mai/13 TR 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 6 TR 1 e TR 2 230/69/13,8 kV – 83 MVA SE Porto Alegre 6 SE P. Alegre 17 TR 69/13,8 kV. LT 69 kV PAL 17 - PAL 9 -> previsão Mai/13 SEs 230/69kV Pal 12,Viamão3,Restinga (contrato Jul/13 previsão Ago/13) TR 1 230/13,8 kV – 60 MVA SE Porto Alegre 9SE Aeroporto TR 69/13,8 kV – 50 MVA (previsão Jul/13) TR 3 230/13,8 kV – 50 MVA SE Porto Alegre 10 TR 1 e 2 230/69 kV – 83 MVA SE Porto Alegre 10 2º TR 230/13,8 kV P. Alegre 10 (contrato Ago/12 -> previsão Jan/14) SEs 230/69kV Pal 12,Viamão3,Restinga (contrato Jul/13 previsão Ago/13) TR 1 230/13,8 kV SE Porto Alegre 13SE PAL 15 TRs 69/13,8 kV e LT 69 kV Pal 15-Pal 14 -> previsão Jan/13 TR 3 230/23kV – 50 MVA SE Gravataí 2Transferência de carga na distribuição TR 1 e 2 230/23 kV – 50 MVA SE Cidade IndustrialTransferência de carga na distribuição TR 1 e 2 230/69kV – 2 x 83 MVA SE Santa Maria 3 3º TR 230/69 kV SE Santa Maria 3 (contrato Jun/11 -> previsão Nov/13). * Implantação de TR em paralelo em configuração provisória – Dez/2012 (1) TR 1 e 2 230/138 kV – 2 x 83 MVA SE Pelotas 33º TR 230/138 kV Pelotas 3 (contrato Dez/13 -> Set/14) ELETROSUL TR 1 e 2 230/69 kV – 88 MVA SE Farroupilha Estudo da EPE definiu para 2014 a nova SE Vinhedos 230/69 kV para atendimento as regiões de Bento Gonçalves, Farroupilha e Garibaldi. Atendimento ao RS no verão Nota: 1. Da mesma forma do que foi feito para a Transformação 230/138 kV da SE Quinta.

9 9 1.Com o crescimento do mercado previsto, a partir de 2013 verificou-se a necessidade solução estrutural para atendimento ao Estado, também como forma de evitar o custo do aumento da GT por razões elétricas. Foi leiloada em 16/12/2012 a LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2. A ANEEL e o consórcio Sul Brasileiro assinaram o contrato de concessão em 10/05/2012. Foi autorizado a ELETROSUL a instalação do 4º autotransformador 525/230 kV MVA na SE Nova Santa Rita. É fundamental que estas obras entrem em operação antes do verão 2013/2014 (Dez/2013). Para o verão 2012/2013 será necessário o despacho da UTE Sepé Tiaraju, contudo no verão 2013/2014, sem a integração da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2, haverá risco de corte de carga (subtensão e atuação do SEP de Gravataí) quando de perda de uma das linhas de 525 kV que atendem o RS, mesmo com despacho da UTE Sepé Tiaraju. 2.[Influência parcial no atendimento ao RS] – Contingências nas linhas de 525 kV Salto Santiago – Itá ou Areia – Campos Novos implicam em subtensões, sobrecargas e oscilações eletromecânicas não amortecidas em situações de baixas afluências às bacias do rio Uruguai e Jacuí, que impõem restrições operativas preventivas (limitações de carregamento) com desotimização energética no subsistema Sul / SIN, podendo se necessária a atuação do SEP de Gravataí para viabilizar a operação com elevados níveis de Recebimento pela região Sul (RSUL). Foi leiloada em 16/12/2011 a LT 525 kV Salto Santiago – Itá C2. A ANEEL e o consórcio Sul Brasileiro assinaram o contrato de concessão em 10/05/2012. É fundamental que esta obra entre em operação antes do verão 2013/2014 (Dez/2013). 1.Com o crescimento do mercado previsto, a partir de 2013 verificou-se a necessidade solução estrutural para atendimento ao Estado, também como forma de evitar o custo do aumento da GT por razões elétricas. Foi leiloada em 16/12/2012 a LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2. A ANEEL e o consórcio Sul Brasileiro assinaram o contrato de concessão em 10/05/2012. Foi autorizado a ELETROSUL a instalação do 4º autotransformador 525/230 kV MVA na SE Nova Santa Rita. É fundamental que estas obras entrem em operação antes do verão 2013/2014 (Dez/2013). Para o verão 2012/2013 será necessário o despacho da UTE Sepé Tiaraju, contudo no verão 2013/2014, sem a integração da LT 525 kV Itá – Nova Santa Rita C2, haverá risco de corte de carga (subtensão e atuação do SEP de Gravataí) quando de perda de uma das linhas de 525 kV que atendem o RS, mesmo com despacho da UTE Sepé Tiaraju. 2.[Influência parcial no atendimento ao RS] – Contingências nas linhas de 525 kV Salto Santiago – Itá ou Areia – Campos Novos implicam em subtensões, sobrecargas e oscilações eletromecânicas não amortecidas em situações de baixas afluências às bacias do rio Uruguai e Jacuí, que impõem restrições operativas preventivas (limitações de carregamento) com desotimização energética no subsistema Sul / SIN, podendo se necessária a atuação do SEP de Gravataí para viabilizar a operação com elevados níveis de Recebimento pela região Sul (RSUL). Foi leiloada em 16/12/2011 a LT 525 kV Salto Santiago – Itá C2. A ANEEL e o consórcio Sul Brasileiro assinaram o contrato de concessão em 10/05/2012. É fundamental que esta obra entre em operação antes do verão 2013/2014 (Dez/2013). Atendimento Sistêmico ao RS

10 10 1.O fechamento do anel, envolvendo as subestações de Nova Santa Rita, Porto Alegre 9, Porto Alegre 8 e Porto Alegre 4 evitará cortes de carga da ordem de 500 MW, por ocasião de contingências simples e/ou duplas na região metropolitana de Porto Alegre. Nova Santa Rita – Porto Alegre 9 (contrato Jul/2013 – previsão Nov/2013) Porto Alegre 9 – Porto Alegre 8 (contrato Jul/2013 – previsão Nov/2013) P. Alegre 9 – P. Alegre 4 (indisponível por defeito desde Abr/2012) 2.A entrada em operação das novas SE Viamão 3, Porto Alegre 12 e Restinga melhorará o atendimento à região da grande Porto Alegre (contrato Jul/2013 – previsão Ago/2013), juntamente com as obras de distribuição da CEEE-D. 1.O fechamento do anel, envolvendo as subestações de Nova Santa Rita, Porto Alegre 9, Porto Alegre 8 e Porto Alegre 4 evitará cortes de carga da ordem de 500 MW, por ocasião de contingências simples e/ou duplas na região metropolitana de Porto Alegre. Nova Santa Rita – Porto Alegre 9 (contrato Jul/2013 – previsão Nov/2013) Porto Alegre 9 – Porto Alegre 8 (contrato Jul/2013 – previsão Nov/2013) P. Alegre 9 – P. Alegre 4 (indisponível por defeito desde Abr/2012) 2.A entrada em operação das novas SE Viamão 3, Porto Alegre 12 e Restinga melhorará o atendimento à região da grande Porto Alegre (contrato Jul/2013 – previsão Ago/2013), juntamente com as obras de distribuição da CEEE-D. Atendimento a Porto Alegre

11 11 Foi analisada pela EPE e ONS solução estrutural para atendimento a região sul do RS, visando reduzir sua dependência da geração térmica local (P. Médici e Candiota), em montantes adicionais à inflexibilidade declarada, devido às dificuldades existentes para controle de tensão (subtensão), notadamente no período de verão (levante hidráulico), dada a baixa disponibilidade da UTE Pres. Médici. É imprescindível que o banco de capacitores de 25 Mvar na SE Quinta 230 kV, já autorizado a CEEE-GT, entre em operação até dezembro de Adicionalmente, foram leiloadas em 16/12/2012 a LT 230 kV Nova Santa Rita – Quinta, seccionada na nova SE Camaquã 3 (TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA) e o seccionamento da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 pela nova SE Camaquã 3. A ANEEL e o consórcio Sul Brasileiro assinaram o contrato de concessão em 10/05/2012. É fundamental que estas obras entrem em operação antes do verão 2013/2014 (dezembro de 2013). Foi analisada pela EPE e ONS solução estrutural para atendimento a região sul do RS, visando reduzir sua dependência da geração térmica local (P. Médici e Candiota), em montantes adicionais à inflexibilidade declarada, devido às dificuldades existentes para controle de tensão (subtensão), notadamente no período de verão (levante hidráulico), dada a baixa disponibilidade da UTE Pres. Médici. É imprescindível que o banco de capacitores de 25 Mvar na SE Quinta 230 kV, já autorizado a CEEE-GT, entre em operação até dezembro de Adicionalmente, foram leiloadas em 16/12/2012 a LT 230 kV Nova Santa Rita – Quinta, seccionada na nova SE Camaquã 3 (TR 230/69 kV – 2 x 83 MVA) e o seccionamento da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 pela nova SE Camaquã 3. A ANEEL e o consórcio Sul Brasileiro assinaram o contrato de concessão em 10/05/2012. É fundamental que estas obras entrem em operação antes do verão 2013/2014 (dezembro de 2013). Atendimento ao Sul do RS

12 12 1.Dificuldades para controle de tensão (subtensão), notadamente no período de verão, devido ao aumento da carga em razão do Levante hidráulico (irrigação da cultura de arroz). Até a implantação dos bancos de capacitores de 30 Mvar no setor de 230 kV da SE Maçambará, contrato setembro 2010 previsão junho de 2013, e da SE São Borja contrato agosto de 2012 e previsão julho 2014, deverá ser necessária a operação dos filtros da conversora de Uruguaiana para atender contingências na rede de 230kV da região oeste do Estado, no período de verão 2012/ Mesmo considerando todos os recursos disponíveis, pode não ser possível atender a contingência da LT 525 kV Itá – Santo Ângelo, que afeta também a região noroeste do Rio Grande do Sul. Os testes com os barramentos de Garabi I e II 525 kV interligados, sem importação ou exportação de energia, foram concluídos, devendo ser operacionalizado em dezembro de No estudo EPE-DEE-RE-069/2011 de suprimento a região oeste do Rio Grande do Sul, emitido em 19/10/2011, foi recomendado o seccionamento da LT 525 kV Garabi II – Itá na SE Santo Ângelo, e ratificada a necessidade da interligação dos barramentos de 525 kV das conversoras de Garabi I e II. Estes reforços foram compatibilizados entre MME/EPE/ONS em dezembro de O referido seccionamento foi autorizado a CIEN pela Resolução ANEEL n.º 3749/2012, de 20/11/2012, publicada em 29/11/2012, com data limite de 29/11/ Dificuldades para controle de tensão (subtensão), notadamente no período de verão, devido ao aumento da carga em razão do Levante hidráulico (irrigação da cultura de arroz). Até a implantação dos bancos de capacitores de 30 Mvar no setor de 230 kV da SE Maçambará, contrato setembro 2010 previsão junho de 2013, e da SE São Borja contrato agosto de 2012 e previsão julho 2014, deverá ser necessária a operação dos filtros da conversora de Uruguaiana para atender contingências na rede de 230kV da região oeste do Estado, no período de verão 2012/ Mesmo considerando todos os recursos disponíveis, pode não ser possível atender a contingência da LT 525 kV Itá – Santo Ângelo, que afeta também a região noroeste do Rio Grande do Sul. Os testes com os barramentos de Garabi I e II 525 kV interligados, sem importação ou exportação de energia, foram concluídos, devendo ser operacionalizado em dezembro de No estudo EPE-DEE-RE-069/2011 de suprimento a região oeste do Rio Grande do Sul, emitido em 19/10/2011, foi recomendado o seccionamento da LT 525 kV Garabi II – Itá na SE Santo Ângelo, e ratificada a necessidade da interligação dos barramentos de 525 kV das conversoras de Garabi I e II. Estes reforços foram compatibilizados entre MME/EPE/ONS em dezembro de O referido seccionamento foi autorizado a CIEN pela Resolução ANEEL n.º 3749/2012, de 20/11/2012, publicada em 29/11/2012, com data limite de 29/11/2014. Atendimento ao Oeste do RS (sem a UTE Uruguaiana)

13 FIM 13

14 SLIDES de APOIO SLIDES de APOIO

15 15

16 16


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