ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA

EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA E SOCIOAMBIENTAL DE ALTERNATIVAS: RELATÓRIO R1

Reavaliação do Atendimento a Cuiabá

Novembro de 2020

Agosto de 2019

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão com a opção frente e verso) ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA

EXPANSÃO DA GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA TRANSMISSÃO Ministério de Minas e Energia Ministro Bento Albuquerque ANÁLISE TÉCNICO- Secretário-Executivo do MME Marisete Fátima Dadald Pereira ECONÔMICA E

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento SOCIOAMBIENTAL Energético DE ALTERNATIVAS: Paulo César Magalhães Domingues Secretário de Energia Elétrica RELATÓRIO R1 Rodrigo Limp Nascimento Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis José Mauro Ferreira Coelho Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Reavaliação do Atendimento a Alexandre Vidigal de Oliveira Cuiabá

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, Coordenação Geral fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras. Thiago Vasconcellos Barral Ferreira Erik Eduardo Rego

Presidente

Thiago Vasconcellos Barral Ferreira Coordenação Executiva Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e José Marcos Bressane Ambientais Elisângela Almeida Giovani Vitória Machado

Diretor de Estudos de Energia Elétrica Equipe Técnica Erik Eduardo Rego Estudos Elétricos Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Carolina Moreira Borges Biocombustíveis Fabiano Schmidt Heloisa Borges Bastos Esteves Lucas Simões de Oliveira Diretor de Gestão Corporativa Maxwell Cury Júnior Angela Livino Estudos Socioambientais Luciana Álvares da Silva Kátia Gisele Matosinho URL: http://www.epe.gov.br

Sede Esplanada dos Ministérios, Bloco U, Sl. 744 70065-900 – Brasília – DF Nº EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 Escritório Central Data: 16/11/2020 Praça Pio X, n.54 20091-040 - Rio de Janeiro – RJ (Esta página foi intencionalmente deixada em branco para o adequado alinhamento de páginas na impressão com a opção frente e verso)

Contrato Data de assinatura

Projeto ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Área de estudo Estudos do Sistema de Transmissão

Sub-área de estudo Análise Técnico-econômica e socioambiental

Produto (Nota Técnica ou Relatório)

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 Reavaliação do Atendimento a Cuiabá

Revisões Data Descrição sucinta

rev0 10 de outubro de 2019 Emissão original

1) Alteração da potência do transformador da SE Cuiabá Norte 500/138 kV; 2) Inserção de novo capítulo (Cap 9) referente ao cancelamento da recomendação de rev1 16 de novembro de 2020 autorização do 2º transformador da SE 500/230 kV Cuiabá; 3) Atualização dos parâmetros do novo trecho de LT conforme resultados do relatório R2; 4) Adequações textuais.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Sumário

Sumário ...... 7 Índice de Figuras ...... 9 Índice de Tabelas ...... 10 1 Introdução ...... 11 Objetivos Gerais do Estudo ...... 13

2 Conclusões ...... 14 3 Recomendações ...... 16 4 Critérios e Premissas ...... 20 Parâmetros Econômicos ...... 20 Perdas ...... 20 Topologia e Mercado ...... 21 Limites de Carregamento ...... 22

5 Diagnóstico de atendimento ...... 24 Desempenho em condição normal de operação ...... 24 Desempenho em condição de emergência ...... 25

6 Descrição das Alternativas ...... 27 Obras comuns no ano 2023 ...... 28 2º Autotransformador 500/230 kV na SE Cuiabá ...... 28 4º Transformador 230/69 kV na SE Sorriso...... 28 Obra comum a partir do ano 2027 ...... 29 3º Transformador 230/138 kV na SE Nobres...... 29 Obra comum a partir do ano 2029 ...... 29 Substituição de 2 transformadores da SE 230/138 kV Rondonópolis ...... 29 Alt 1 – Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte na localização “original” ...... 30 Alt 2b – Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte em localização a Leste da cidade... 31 Alt 2c – Reforços na rede existente (SE Coxipó) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte 34 Alt 3 – Reforços na rede existente (SE Várzea Grande 2) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte ...... 36 Alt 4 – Reforços na rede existente (SE Mário Covas) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte ...... 37 Alt 5 – Implantação da nova SE 500/138 kV Cuiabá Norte ...... 39

7 Análise do Desempenho em Regime Permanente ...... 42

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8 Análise Econômica ...... 48 9 Análise de Curto-Circuito ...... 60 10 Avaliação Socioambiental ...... 62 11 Referências ...... 63 12 Fichas PET/PELP ...... 64 Fichas PET – Programa de Expansão da Transmissão ...... 64 Fichas PELP – Programa de Expansão de Longo Prazo ...... 67

13 Participantes ...... 71 14 Anexos ...... 72 Anexo 1 - Parâmetros Elétricos ...... 73 Anexo 2 – Resultados de Fluxos de Potência das Alternativas Analisadas ...... 74 Anexo 3 – Plano de Obras das Alternativas ...... 86 Alternativa 1 - Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte na localização “original” .. 86 Alternativa 2b - Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte em localização a Leste da cidade 91 Alternativa 2c - Reforços na rede existente (SE Coxipó) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte ...... 95 Alternativa 3 - Reforços na rede existente (SE Várzea Grande 2) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte ...... 99 Alternativa 4 - Reforços na rede existente (SE Mário Covas) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte ...... 103 Alternativa 5 - Implantação da nova SE 500/138 kV Cuiabá Norte ...... 108 Anexo 4 – Previsões de Mercado por Barramento – Região Metropolitana de Cuiabá e proximidades ...... 112 Anexo 5 – Diagrama Unifilar da Subestação ...... 115 Anexo 6 – Consultas de viabilidade de expansão de Subestações e de alteração nos limites de linhas existentes ...... 116 SE Coxipó ...... 116 Recapacitação do trecho Cuiabá – Coxipó, oriundo do seccionamento da LT 230 kV Coxipó – Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá ...... 122 SE Cuiabá ...... 128

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1-1 - Sistema Elétrico do Mato Grosso ...... 12 Figura 3-1 - Representação esquemática da alternativa recomendada (Alternativa 5) ...... 16 Figura 4-1 - Projeção de mercado para as cargas do Mato Grosso ...... 21 Figura 4-2 - Projeção de mercado para a região metropolitana de Cuiabá ...... 22 Figura 6-1 - Representação esquemática da alternativa 1 ...... 30 Figura 6-2 - Representação esquemática da alternativa 2b ...... 32 Figura 6-3 - Representação esquemática da alternativa 2c ...... 34 Figura 6-4 - Representação esquemática da alternativa 3 ...... 36 Figura 6-5 - Representação esquemática da alternativa 4 ...... 38 Figura 6-6 - Representação esquemática da alternativa 5 ...... 40 Figura 7-1 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 5...... 43 Figura 7-2 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência único TR 500/138 kV da SE Cuiabá Norte, Alternativa 5 ...... 44 Figura 7-3 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, condição normal, Alternativa 5...... 45 Figura 7-4 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, contingência LT 500 kV Jauru – Cuiabá Norte (C1 ou C2), Alternativa 5...... 46 Figura 7-5 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, contingência único ATR 500/230 kV SE Cuiabá, Alternativa 5...... 47 Figura 8-1 - Comparação econômica de alternativas ...... 50 Figura 14-1 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 1...... 75 Figura 14-2 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 1...... 76 Figura 14-3 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 2b...... 77 Figura 14-4 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 2b ...... 78 Figura 14-5 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 2c...... 79 Figura 14-6 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 2c...... 80 Figura 14-7 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, condição normal, Alternativa 3...... 82 Figura 14-8 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 3...... 83 Figura 14-9 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, condição normal, Alternativa 4...... 84 Figura 14-10 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 4...... 85

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 3-1 - Áreas mínimas para a configuração final, com expansões futuras...... 17 Tabela 3-2 - Plano de obras da alternativa 5: Linhas de Transmissão de Rede Básica – 2024...... 17 Tabela 3-3 - Plano de obras da alternativa 5: Compensações Reativas de Linha e de Barra – 2024...... 17 Tabela 3-4 - Plano de obras da alternativa 4: Subestações de Rede Básica e Fronteira – 2023...... 17 Tabela 3-5 - Plano de obras da alternativa 4: Subestações de Rede Básica e Fronteira – 2024...... 18 Tabela 3-6 - Plano de obras completo da Alternativa 5 ...... 18 Tabela 4-1 - Duração dos patamares de carga considerados no cálculo das perdas elétricas ...... 21 Tabela 5-1 – Configuração das fronteiras que atendem Cuiabá ...... 24 Tabela 5-2 – Carregamento de linhas e transformadores (%) – condição normal ...... 25 Tabela 5-3 – Carregamento de linhas e transformadores (%) – condição de emergência ...... 26 Tabela 6-1 – Configuração da SE Sorriso 230/69 kV ...... 28 Tabela 6-2 – Plano de obras da Alternativa 1 ...... 31 Tabela 6-3 – Plano de obras da Alternativa 2b ...... 33 Tabela 6-4 – Plano de obras da Alternativa 2c ...... 35 Tabela 6-5 – Plano de obras da Alternativa 3 ...... 37 Tabela 6-6 – Plano de obras da Alternativa 4 ...... 39 Tabela 6-7 – Plano de obras da Alternativa 5 ...... 41 Tabela 8-1 - Custos de investimentos das alternativas ...... 48 Tabela 8-2 - Composição dos custos totais das alternativas analisadas ...... 49 Tabela 8-3 - Custos totais (Rendimentos Necessários e Perdas Elétricas) das alternativas ...... 49 Tabela 9-1 – Níveis de curto-circuito e relação X/R nas SEs da região de análise ...... 61 Tabela 14-1 – Características da LT – Alternativa 5...... 73 Tabela 14-2 - Parâmetros elétricos da LT – Alternativa 5 (base de 100 MVA) ...... 73 Tabela 14-3 - Parâmetros do novo transformador – Alternativa 5 ...... 73 Tabela 14-4 - Projeção de Demanda - Patamar de Carga Leve ...... 112 Tabela 14-5 - Projeção de Demanda - Patamar de Carga Média ...... 113 Tabela 14-6 - Projeção de Demanda - Patamar de Carga Pesada ...... 114

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1 INTRODUÇÃO

O atendimento elétrico ao estado do Mato Grosso é feito localmente por subestações de fronteira nos níveis de tensão 230/138 kV, sendo a região metropolitana de Cuiabá suprida pelas subestações de fronteira de Coxipó, Nobres, Rondonópolis e Várzea Grande 2. Grandes blocos de energia também são fornecidos ao estado por intermédio das subestações de Rede Básica 500/230 kV de Jauru, Cuiabá, Ribeirãozinho e, mais recentemente, de Paranatinga. A presença das usinas da bacia do rio Teles Pires faz do Mato Grosso um grande exportador de energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN).

No ano de 2013 foi emitido o estudo [1], o qual indicou a SE 230/138 kV CPA com data de necessidade para 2017. Entretanto, após a emissão do estudo recomendou-se a instalação de transformadores defasadores 138/138 kV na SE Várzea Grande 2 e, em momento posterior, EPE, ONS e Eletronorte decidiram pela substituição de três transformadores antigos de Coxipó por unidades de 150 MVA.

Diante do exposto, a EPE emitiu a Nota Técnica [2], a qual postergou a data de necessidade do novo ponto de suprimento na região de Cuiabá para 2020. Dada esta nova data de necessidade, foram então elaborados pela Eletronorte os documentos complementares que, em conjunto com o relatório da EPE, compõem a documentação necessária para licitação do empreendimento. Neste momento foi sugerida pela Eletronorte a alteração na denominação da nova SE de CPA para Cuiabá Norte.

No entanto, em função de significativa retração do mercado na região de interesse, as análises do Plano de Ampliações e Reforços (PAR) do ONS na época não identificaram necessidade de novo ponto de suprimento a Cuiabá em seu horizonte. Logo, dado o tempo transcorrido entre a indicação do novo ponto de atendimento pela EPE, tornou-se necessária reavaliação do diagnóstico de atendimento a Cuiabá e, por consequência, da data de necessidade do novo ponto de suprimento e/ou novas obras de reforços na rede que supre a região.

Aproveitando a oportunidade desta análise, foi também atualizado o diagnóstico do estado do Mato Grosso, a fim de identificar eventuais restrições na rede.

A Figura 1-1 mostra o sistema de atendimento elétrico ao estado do Mato Grosso. As subestações de fronteira estão destacadas em negrito.

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Figura 1-1 - Sistema Elétrico do Mato Grosso

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Objetivos Gerais do Estudo

O presente estudo teve por objetivo reavaliar a data de necessidade do novo ponto de suprimento a Cuiabá, levando em consideração as informações mais atualizadas de mercado e topologia, bem como algumas alternativas de expansão vislumbradas nos estudos passados da região.

A solução indicada foi estabelecida em consonância com as diretrizes de evolução do Sistema Interligado Nacional, buscando o mínimo custo global e atendendo aos critérios vigentes de confiabilidade, robustez e flexibilidade.

O conjunto de obras recomendados em [1] e em [2] foi reavaliado considerando as condições e base de dados atuais do sistema, levando em conta também as contribuições de avaliações posteriores a este, realizadas pela EPE e pelo ONS.

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2 CONCLUSÕES

As análises realizadas fizeram nova reavaliação do atendimento a Cuiabá, uma vez que o estudo original de atendimento à região foi realizado em 2013, tendo sido feita reavaliação em 2015 em função da recomendação de novas obras na região. Ainda assim, dada a expressiva redução no mercado da região metropolitana de Cuiabá, fez-se necessária a realização de novo estudo para a localidade em questão.

Foram estudadas seis alternativas de expansão da Rede Básica para solucionar as duas principais restrições identificadas no diagnóstico de atendimento, que correspondem ao esgotamento da SE 230/138 kV Coxipó e à sobrecarga em contingência na LT 230 kV Cuiabá – Coxipó (C1 ou C2), no circuito remanescente.

As alternativas de expansão estudadas foram as seguintes:

1. Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte no ano inicial de análise e na localização proposta na Nota Técnica [2], seccionando duas linhas em 230 kV (Cuiabá – Nobres e Coxipó - Nobres). Trata-se da alternativa indicada na última reavaliação que tinha sido feita para a região, a qual está documentada na Nota Técnica citada.

2b. Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte no ano inicial de análise em local à leste da cidade de Cuiabá1, mais próximo às principais cargas. Para integração à Rede Básica foi seccionada a linha em 230 kV Cuiabá – Nobres.

2c. Reforços na rede existente no ano inicial (SE Coxipó) e postergação do novo ponto de suprimento em 230/138 kV para meados/anos finais do horizonte de análise.

3. Reforços na rede existente no ano inicial (SE Várzea Grande 2) e postergação do novo ponto de suprimento em 230/138 kV para meados/anos finais do horizonte de análise.

4. Implantação de novo pátio de 230 kV na SE 138 kV Mário Covas no início do horizonte, com seccionamento da LT 230 kV Várzea Grande 2 – Coxipó C1.

5. Instalação do novo ponto de suprimento em 500/138 kV no início do horizonte, seccionando a linha em 500 kV Jauru – Cuiabá C2.

A Alternativa 5 dispensa o reforço em 230 kV por conta da restrição identificada no diagnóstico de atendimento para o trecho Cuiabá – Coxipó, uma vez que a transformação 500/138 kV reduz consideravelmente o carregamento da SE Coxipó e consequentemente das linhas em 230 kV que nela se conectam.

1 Cabe ressaltar que a referência de localização da nova SE Cuiabá Norte (à leste da cidade) foi a mesma para todas as alternativas exceto para a Alternativa 1, para qual utilizou-se a referência da Nota Técnica [2].

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Para as demais alternativas analisadas, foi proposto o seccionamento da LT 230 kV Coxipó – Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá. É necessário também considerar a recapacitação do trecho entre Cuiabá e Coxipó resultante do seccionamento da linha, em função do elevado carregamento verificado por conta da carga de Coxipó.

A análise técnico-econômica apontou a Alternativa 5 como vencedora, com diferença de 4% em custo global em relação à segunda colocada, Alternativa 2c. A Alternativa 5 tem a característica inerente de reduzir expressivamente o carregamento da SE 500/230 kV Cuiabá. Tendo em vista que encontra na ANEEL um processo autorizativo para a segunda unidade da transformação 500/230 kV da SE Cuiabá, de forma a evitar ociosidade de equipamento recentemente instalado, recomenda-se o cancelamento de tal reforço. Além da questão da ociosidade da transformação de Rede Básica 500/230 kV, identificou- se que o prazo envolvido em eventual duplicação da transformação da SE Cuiabá poderia até ser superior ao prazo de implantação da nova fronteira em Cuiabá Norte, reforçando que esse reforço se tornaria desnecessário em termos sistêmicos.

Foram formalmente confirmadas pelas transmissoras envolvidas a viabilidade das obras de Rede Básica e de Fronteira propostas nas alternativas do estudo, tendo sido inclusive orçada pela Eletronorte a recapacitação do trecho entre Cuiabá e Coxipó nas alternativas que contêm essa obra.

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3 RECOMENDAÇÕES

Com base nas análises efetuadas recomenda-se:

Iniciar o processo licitatório/autorizativo do plano de obras da Alternativa 5 conforme descrito na Tabela 3-2, Tabela 3-5 e Tabela 3-3, com objetivo de prover novo ponto de suprimento à região metropolitana de Cuiabá. A Figura 3-1 mostra a representação esquemática da alternativa recomendada.

Que a distribuidora Energisa MT implemente as obras em sua rede de distribuição, conforme indicado na Tabela 3-6, das quais destacam-se as obras para integração do novo ponto de suprimento indicadas para 2024.

Que seja cancelado o processo de autorização do 2º transformador da SE 500/230 kV Cuiabá. Consequentemente, recomenda-se desconsiderar o documento [3] - Ofício nº 0948/DEE/EPE/2019, que explicita características especiais deste transformador que fora recomendado na época da emissão original do presente estudo, em outubro de 2019.

Figura 3-1 - Representação esquemática da alternativa recomendada (Alternativa 5)

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Que não seja solicitada a revisão do relatório R2 (SLTE-ES-RT-001, revisão 0, de 29 de abril de 2020) associado a este estudo, dados os prazos envolvidos. Nota-se que o mesmo considerou que o 1° e 2° banco de ATF 500/138 kV, da SE Cuiabá Norte, tinham potência nominal de 750 MVA cada, conforme emissão original deste relatório R1 (EPE-DEE-RE-075/2019-rev0, de 10 de outubro de 2019). Não obstante, com a redução da potência nominal desses bancos de ATF para 600 MVA, é esperado que as principais conclusões e recomendações do referido relatório R2 se mantenham inalteradas, não indicando, portanto, necessidade de revisão.

Que as novas subestações tenham área mínima compatível com expansões futuras, conforme detalhado na Tabela 3-1 a seguir.

Tabela 3-1 - Áreas mínimas para a configuração final, com expansões futuras.

Subestação Largura (m) x Comprimento (m) Área mínima (m²)

Cuiabá Norte 190 × 490 120.000

Tabela 3-2 - Plano de obras da alternativa 5: Linhas de Transmissão de Rede Básica – 2024.

Obras referentes a Linhas de Transmissão Extensão Tensão Origem Destino Circuito (km) (kV) Sec LT 500 kV Cuiabá Norte Jauru – Cuiabá Duplo – C1 e C2, 3x954MCM (RAIL) 1,5 500 C2

Tabela 3-3 - Plano de obras da alternativa 5: Compensações Reativas de Linha e de Barra – 2024.

Compensações Reativas Recomendadas Tensão Subestação Equipamento N° (kV) Reator de Linha - 136 Mvar – 3 x (-45,33 Mvar) (*) Cuiabá Norte 500 - Ref. LT 500 kV Cuiabá Norte – Jauru C2 (*) Remanejamento do reator de linha existente conforme Figura 3-1, ref. LT 500 kV Jauru – Cuiabá C2

Tabela 3-4 - Plano de obras da alternativa 5: Subestações de Rede Básica e Fronteira – 2023.

Obras referentes a Subestações Tensã Equipamentos Principais Arranjo Nome o de Barras Qtde Descrição (kV) 230 BD4 1 Módulo de Conexão de Transformador Sorriso 230/69 - 1 Unidade de Transformador Trifásico de 60 MVA 69 BPT 1 Módulo de Conexão de Transformador

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Tabela 3-5 - Plano de obras da alternativa 5: Subestações de Rede Básica e Fronteira – 2024.

Obras referentes a Subestações Tensã Equipamentos Principais Arranjo Nome o de Barras Qtde Descrição (kV) 1 Módulo de Infraestrutura Geral 2 Módulos de Entrada de Linha 500 DJM 1 Módulo de Conexão de Transformador 2 Módulos de Interligação de Barras Cuiabá Norte Unidades de Autotransformadores Monofásicos de 200 500/138 - 4 MVA cada 1 Módulo de Conexão de Transformador 138 BD4 4 Módulos de Entrada de Linha 1 Módulo de Interligação de Barras

Tabela 3-6 - Plano de obras completo da Alternativa 5

Obra Ano Descrição Observações SE 230/69 kV SORRISO 2023 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф (Ampliação/Adequação) SECC LT 138 kV BARRO DURO Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), - CASCA 3, C1, NA SE CUIABÁ 2024 3 km NORTE (Nova) SECC LT 138 kV COXIPÓ - Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), CPA, C1 e C2 (CD), NA SE 2024 6 km CUIABÁ NORTE (Nova) SE 500/138 kV CUIABÁ 2024 1° ATF 500/138 kV, (3+1R) x 200 MVA 1Ф NORTE (Nova)

Circuito Duplo 500 kV, 3 x 954 MCM (RAIL), 1,5 SECC LT 500 kV JAURU - km CUIABÁ, C2, NA SE CUIABÁ 2024 Remanejamento de reator de linha da SE NORTE (Nova) Cuiabá para Cuiabá Norte

SE 138 kV CÁCERES 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 2027 (Ampliação/Adequação) 3Ф SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM 2027 RODOVIÁRIA (LINNET), 4,5 km (Ampliação/Adequação) SE 230/138 kV NOBRES 2027 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф (Ampliação/Adequação) SE 230/138 kV 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф RONDONÓPOLIS 2029 Substituição do RPAT6-01 e do RPAT6-02 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф (Ampliação/Adequação) LT 138 kV DENISE - NOBRES, 2029 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM C2 (Nova) LT 138 kV CPA - C. NORTE, C3 Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM 2029 (Nova) (DOVE), 7,5 km Circuito Duplo 500 kV, 3 x 954 MCM (RAIL), 1,5 SECC LT 500 kV JAURU - km CUIABÁ, C1, NA SE CUIABÁ 2030 Remanejamento de reator de linha da SE NORTE (Nova) Cuiabá para Cuiabá Norte

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Obra Ano Descrição Observações SE 500/138 kV CUIABÁ NORTE 2030 2° ATF 500/138 kV, 3 x 200 MVA 1Ф (Ampliação/Adequação) SE 138 kV POCONÉ 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 2032 (Ampliação/Adequação) 3Ф LT 138 kV COXIPÓ - 2032 LD 138 kV 4/0 CS DISTRITO, C2 (Nova) LT 138 kV CPA - Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM 2032 RODOVIÁRIA, C3 (Nova) (LINNET), 9 km SE 138 kV C. VERDE 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 2033 (Ampliação/Adequação) 3Ф SE 138 kV C. ALTA 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 2033 (Ampliação/Adequação) 3Ф LT 138 kV COXIPÓ - C. Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM 2033 NORTE, C3 (Nova) (DOVE), 7,5 km LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, 2034 LD 138 kV CS 1x266,8 MCM C2 (Nova) SE 138 kV C. NORTE 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 2034 (Ampliação/Adequação) 3Ф

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4 CRITÉRIOS E PREMISSAS

As alternativas foram analisadas no horizonte 2023 a 2034, de forma a melhor avaliar o benefício do plano de obras de cada uma das opções de expansão. Os casos dimensionadores relativos ao período 2032-2034 foram obtidos a partir do caso do último ano do Plano Decenal (2031), aplicando-se crescimento de carga na região metropolitana de Cuiabá com taxa percentual compatível com a evolução do mercado nos últimos três anos de dados de mercado (2029-2031).

Para elaboração da documentação necessária para se recomendar à ANEEL uma nova instalação de transmissão integrante da Rede Básica foram consideradas as diretrizes constantes no documento [4], elaborado pela EPE.

Os critérios e procedimentos adotados neste estudo estão de acordo com o documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão - CCPE/CTET” [5].

Parâmetros Econômicos

Os custos dos equipamentos das alternativas analisadas foram atualizados com base no documento [6], sendo a comparação econômica realizada pelo Método dos Rendimentos Necessários, e a seleção da alternativa pelo conceito de mínimo custo global.

Para comparação econômica, foi considerada uma taxa de retorno de 8% a.a., ano base de referência 2020, ano horizonte 2034 e tempo de vida útil das instalações de 30 anos, adotando-se margem de 5 % como balizadora para definir a equivalência econômica de alternativas.

Perdas

A valoração das perdas elétricas foi realizada com base no custo marginal de expansão médio calculado em [7], cujo valor foi de 233,95 R$/MWh.

Foram utilizados para o cálculo das perdas seis casos de fluxo de potência, sendo a combinação dos três patamares de carga, e dos cenários Norte Úmido e Norte Seco, com duas permanências ponderadas entre patamares e cenários.

Nos cenários de geração, foi considerada uma permanência de 7 meses para os cenários de hidrologia desfavorável (Seco) e 5 meses para os cenários de hidrologia favorável (Úmido). Já a duração dos patamares de carga está representada na Tabela 4-1, de forma que cada patamar teve sua duração referenciada à respectiva participação semanal.

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Tabela 4-1 - Duração dos patamares de carga considerados no cálculo das perdas elétricas Patamar de Duração Seg - Sáb Dom/Fer Semana Permanência Carga

Pesada 3h 18h - 21h - 18h 10,71%

07h - 18h Média 14h 17h - 22h 89h 52,98% 21h - 24h

00h - 17h Leve 7h 00h - 07h 61h 36,30% 22h - 24h Total 24 168h

Para o cenário Norte úmido foi considerado despacho de 90% das usinas do Mato Grosso, ao passo que para o cenário Norte seco foi considerado percentual de 40% de despacho do parque gerador.

Topologia e Mercado

As simulações de fluxo de potência foram atualizadas tomando como base os casos de fluxo de potência do Plano Decenal de Energia (PDE) 2027, onde os dados de mercado e topologia do estado do Mato Grosso foram atualizados com as informações mais recentes enviadas para o PDE 2029.

As projeções de demanda até o ano de 2031 foram informadas pelas distribuidoras locais, em função da solicitação de dados usualmente feita para elaboração do Plano Decenal.

Projeções de mercado - Mato Grosso (MW) 3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Pesada Média Leve

Figura 4-1 - Projeção de mercado para as cargas do Mato Grosso

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A Figura 4-1 apresenta a evolução da carga global do estado para os três patamares de carga. A Figura 4-2 apresenta a projeção de mercado para a região metropolitana de Cuiabá.

Projeção de Mercado - Região Metropolitana de Cuiabá (MW) 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Pesada Média Leve

Figura 4-2 - Projeção de mercado para a região metropolitana de Cuiabá

Limites de Carregamento

Os limites de carregamento das linhas e transformadores existentes, para as condições de operação normal e de emergência de curta duração, são os valores informados nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST).

Para as linhas de transmissão futuras deverão ser utilizados valores definidos no processo de licitação/autorização e informados pelos agentes ou por valores típicos definidos pela EPE. Os transformadores novos consideraram limite de emergência de 120% por 4 horas.

Para outros elementos foram adotados os limites operativos indicados nos seguintes documentos:

 Procedimentos de Rede do ONS –“Submódulo 2.3 Requisitos mínimos para transformadores e para subestações e seus equipamentos”;

 Procedimentos de Rede do ONS –“Submódulo 23.3 Diretrizes e Critérios Para Estudos Elétricos”.

Os limites de carregamento das linhas e transformadores da rede de distribuição da região de interesse foram atualizados pela Energisa MT.

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5 DIAGNÓSTICO DE ATENDIMENTO

Embora o foco do estudo seja a reavaliação do atendimento a Cuiabá, foi também efetuado diagnóstico das fronteiras do estado do Mato Grosso. Nas tabelas desta seção serão apresentados os resultados obtidos.

A região metropolitana de Cuiabá é atualmente atendida pelas subestações de fronteira de Coxipó, Várzea Grande, Rondonópolis e Nobres. A Tabela 5-1 explicita a configuração dos transformadores de cada uma delas.

Tabela 5-1 – Configuração das fronteiras que atendem Cuiabá

Fronteira Capacidade longa duração [MVA] Capacidade curta duração [MVA] 2x100 2x100 Coxipó 230/138 kV 3x150 (*) 3x180 (*) Várzea Grande 2 230/138 kV 2x150 (**) 2x180 (**) 2x100 2x102 Rondonópolis 230/138 kV 2x100 2x120 Nobres 230/138 kV 2x100 2x120

(*) Transformadores recentemente substituídos (**) Transformadores de potência em série em com transformadores defasadores 138/138 kV

O caso de trabalho de referência utilizado para o diagnóstico foi o correspondente ao cenário Norte seco e patamar de carga média, uma vez que esta combinação de hidrologia e patamar de carga impõe maior carregamento nas linhas de transmissão e distribuição da região de interesse.

Cabe destacar que nos casos de diagnóstico foi utilizado o recurso dos transformadores defasadores de Várzea Grande, os quais reduzem o carregamento da SE Coxipó. Neste sentido, foi estabelecido nas simulações o valor nominal de capacidade na transformação de Várzea Grande, tanto em condição normal quanto para as análises de contingência simples.

Com relação ao parque gerador da região, tem-se a UTE Mário Covas (530 MW de capacidade instalada) na região de Várzea Grande. Por meio dos dados históricos de geração da usina, observa- se que foi despachada por alguns meses nos anos de 2015, 2016 e 2017. No entanto, obtêm-se casos de simulação mais restritivos quando não se considera esta térmica.

Desempenho em condição normal de operação

A Tabela 5-2 apresenta o diagnóstico em condição normal de operação para as linhas e transformadores da região de análise, incluindo-se também as instalações da distribuidora, a fim de evidenciar a necessidade de eventuais reforços por parte da concessionária local. Cabe ressaltar que estão apresentados somente as linhas e transformadores nos quais houve restrição de escoamento em condição normal de operação no horizonte 2023-2031.

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É possível identificar sobrecargas em algumas instalações da distribuição, bem como nas fronteiras de Coxipó e Sorriso. No entanto, em função do critério “N-1” o carregamento em condição de emergência das instalações de Rede Básica e fronteira a ser apresentado no item 5.2 balizará o diagnóstico de atendimento da região.

Tabela 5-2 – Carregamento de linhas e transformadores (%) – condição normal

Desempenho em condição de emergência

A Tabela 5-3 apresenta o diagnóstico em condição de emergência para as instalações de Rede Básica e de fronteira, uma vez que para a rede de distribuição o critério de análise é “N”. Assim como no item 5.1, estão apresentados somente as linhas e transformadores nos quais houve restrição de escoamento em condição de emergência no horizonte 2023-2031. Estão apresentados os carregamentos mais restritivos da instalação em questão. Com relação aos transformadores, foi simulada a perda da unidade de maior capacidade, se for o caso em que se tenha transformadores de impedâncias distintas em paralelo; para a linha em 230 kV Coxipó – Cuiabá é indiferente, pois os dois circuitos possuem mesma capacidade.

É possível observar que há restrições já a partir de 2023 na SE 230/69 kV Sorriso e na LT 230 kV Coxipó – Cuiabá (C1 ou C2). A partir de 2027 são identificadas restrições nas SEs Nobres, Coxipó e Rondonópolis. No último ano de análise há sobrecarga na SE Nova Mutum.

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Tabela 5-3 – Carregamento de linhas e transformadores (%) – condição de emergência

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6 DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS

Conforme mencionado no item 1.1, as alternativas estudadas buscaram analisar a implantação de um novo ponto de suprimento na região metropolitana de Cuiabá, avaliando o custo-benefício da antecipação de um novo ponto de atendimento versus a ampliação da rede existente e consequente postergação de novo ponto de fronteira na região.

A configuração das alternativas analisadas teve como ponto de partida a alternativa indicada em [2], a qual consiste na implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte em localização ao norte da cidade, integrando-se à Rede Básica por meio do seccionamento das LTs 230 kV Coxipó – Nobres e Cuiabá - Nobres. A partir da retomada da análise e de interações com a distribuidora local, foram elaboradas outras alternativas e algumas variantes, as quais consistiram na alteração da localização da SE Cuiabá Norte (passando de local ao Norte para local a Leste da cidade), postergação do novo ponto de suprimento (com consequentemente reforço da rede existente) e implantação da nova SE com 2 transformadores no ano inicial.

Em momento posterior houve sugestões de alternativas adicionais por parte dos agentes envolvidos no estudo, as quais foram incluídas nas análises.

Como foi verificado que a implantação da SE Cuiabá Norte a Leste da cidade se mostrou mais efetiva no sentido de reduzir o carregamento da SE Coxipó, manteve-se somente uma das alternativas no ponto indicado na Nota Técnica [2] e avaliou-se as demais no ponto “novo”, isto é, no local a Leste da cidade.

Em todas as alternativas avaliadas (exceto na alternativa 1) a integração do novo ponto de suprimento à rede da distribuidora ocorre via seccionamento das LDs 138 kV Barro Duro – Chapada C1 e CPA – Coxipó C1 e C2. Apesar do trecho entre CPA e Coxipó ser em circuito duplo, a conexão nas SEs terminais ocorre por um único disjuntor, ou seja, não há entradas de linha individualizadas para conexão às SEs. Logo, a Energisa-MT apresentou uma configuração alternativa para o seccionamento do circuito duplo, efetuando ligações (jumpers) entre os circuitos ao invés do seccionamento em loop tradicional. Desta forma, seriam necessárias duas ao invés de quatro entradas de linha na nova SE Cuiabá Norte. Esta configuração está ilustrada nos diagramas das alternativas.

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Obras comuns no ano 2023

2º Autotransformador 500/230 kV na SE Cuiabá

Em função do fim da vida útil regulatória do compensador estático da SE 230 kV Coxipó em 2014, EPE e ONS realizaram em 2018 avaliação conjunta a fim de definir o novo reforço a ser indicado na região, o qual se faz necessário por conta da subtensão na rede de 230 kV local decorrente de contingência do único transformador da SE 500/230 kV Cuiabá. Foram avaliadas a implantação de novo compensador estático, novo compensador síncrono (ambos na SE Coxipó) e a antecipação do 2º ATR na SE 500/230 kV na SE Cuiabá. A alternativa vencedora desta análise foi a antecipação do reforço na SE Cuiabá, a qual foi informada ao MME e à Eletronorte por meio dos documentos [8] e [9].

4º Transformador 230/69 kV na SE Sorriso

Por meio do diagnóstico para a condição de emergência é possível identificar a necessidade de expansão da SE Sorriso, a qual atualmente possui a configuração mostrada na Tabela 6-1.

Tabela 6-1 – Configuração da SE Sorriso 230/69 kV Capacidade longa Capacidade curta Entrada em Vida útil Fim da Transformador duração [MVA] duração [MVA] operação [anos] vida útil SSTF6-01 30 31 1996 35 2031 SSTF6-02 30 31 2002 35 2037 SSTF6-03 30 36 2017 35 2052

A Energisa MT efetuou a contratação do MUST para esta SE considerando despacho elevado da PCH Canoa Quebrada, premissa que possibilita postergação na indicação de reforço na transformação de Sorriso.

No entanto, os dados de mercado informados pela Energisa MT para o Plano Decenal (vide Anexo 4 do item 14.4) aliados ao percentual de despacho adotado para o caso dimensionador (40% da capacidade nominal das usinas da região) levam à necessidade de indicação do 4º transformador para a SE Sorriso 230/69 kV. Adicionalmente, dado que a Eletronorte sinalizou o esgotamento físico da SE com a entrada do 4º transformador, julgou-se oportuno indicar o reforço com potência mais elevada, mas que ao mesmo tempo fosse compatível com o porte da carga na SE. Logo, recomendou-se a 4ª unidade transformadora com 60 MVA de capacidade nominal.

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Obra comum a partir do ano 2027

3º Transformador 230/138 kV na SE Nobres

Ainda de acordo com a Tabela 5-3, a partir de 2027 se faz necessário reforço na SE 230/138 kV Nobres.

Obra comum a partir do ano 2029

Substituição de 2 transformadores da SE 230/138 kV Rondonópolis

Por fim, a Tabela 5-3 indica restrição na transformação 230/138 kV da SE Rondonópolis caso haja perda de um dos dois transformadores de com maior capacidade de curta duração. Cabe lembrar que esta SE possui 4 transformadores com 100 MVA de capacidade de longa duração, sendo 2 deles com 102 MVA de capacidade de emergência e os outros 2 com 120 MVA de capacidade de emergência.

O diagnóstico efetuado indicou sobrecarga nesta SE a partir de 2027, no entanto considerando o plano de obras das alternativas estudadas o carregamento da transformação de Rondonópolis se reduz, postergando para 2029 a necessidade de reforço.

Levando em consideração que um dos dois transformadores que possui capacidade de emergência de 102 MVA teve sua vida útil regulatória esgotada em 2018 e eventual dificuldade de implantação de uma 5ª unidade transformadora na SE Rondonópolis, foi considerada referencialmente a substituição dos 2 transformadores de menor capacidade de emergência por unidades de 150 MVA de capacidade de longa duração (consequentemente 180 MVA de curta duração).

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Alt 1 – Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte na localização “original”

A Alternativa 1 prevê a implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte na localização “original”, ou seja, no ponto indicado em [2]. De maneira a avaliar o desempenho da alternativa como concebida, foi mantida a topologia da época, a qual previa o seccionamento das LTs 230 kV Coxipó – Nobres e Cuiabá – Nobres para integração da nova SE à Rede Básica. A conexão com a rede da distribuidora foi efetuada por meio de um circuito duplo em 138 kV entre o novo ponto de suprimento e a SE CPA. A Figura 6-1 mostra um diagrama esquemático da Alternativa 1 com as principais obras previstas e suas respectivas datas de entrada.

Figura 6-1 - Representação esquemática da alternativa 1

A Tabela 6-2 apresenta o plano de obras da Alternativa 1.

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Tabela 6-2 – Plano de obras da Alternativa 1 Ano Obra 2º ATR SE 500/230 kV Cuiabá (750 MVA) 2023 4º TR SE 230/69 kV Sorriso (30/36 MVA) SE 230/138 kV Cuiabá Norte (2x100 MVA), seccionamento LTs 230 kV Cuiabá - 2024 Nobres e Coxipó - Nobres LD 138 kV Cuiabá Norte - CPA CD (C1 e C2), 15 km 2026 1º BC 30 Mvar SE 138 kV Cáceres Sec LD 138 kV CPA - C. Alta na SE Rodoviária, 4,5 km 2027 3º TR SE 230/138 kV Nobres (100/120 MVA) 1º BC 30 Mvar SE 138 kV Poconé 2028 Sec LT 230 kV Coxipó - Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá, 0,5 km e recapacitação trecho Cuiabá - Coxipó (17km) Troca 2 trafos 230/138 kV Coxipó (2x100/100 MVA por 2x150/180 MVA) 2029 Troca 2 trafos 230/138 kV Rondonópolis (2x100/102 MVA por 2x150/180 MVA) - T1 e T2 2030 LD 138 kV Denise - Nobres C2, 88 km 2031 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Verde 3º ATR 500/230 kV Cuiabá 2032 LD 138 kV Coxipó - Distrito C2, 5,3 km 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Alta 3º TR SE 230/138 kV V. Grande 2 2033 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Norte LD 138 kV CPA - Rodoviária C3, 1x336,4 MCM, 9km LD 138 kV V. Grande - C. Rei, C2, 10,3 km, 1x266,8MCM 2034 2º BC 30 Mvar SE 138 kV Cáceres 1º BC 30 Mvar SE 138 kV T. Lagarto

Alt 2b – Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte em localização a Leste da cidade

A topologia da Alternativa 2b consiste na instalação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte no início do horizonte, seccionando a LT 230 kV Cuiabá – Nobres. Com o novo ponto de suprimento a partir de 2024 a substituição dos transformadores de menor capacidade da SE 230/138 kV Coxipó é postergada para 2031. No entanto, assim como na Alternativa 1, em 2028 é necessário o seccionamento da LT 230 kV Coxipó – Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá em função da contingência da LT 230 kV Cuiabá – Coxipó (C1 ou C2). A Figura 6-2 mostra um diagrama esquemático da Alternativa 2b com as principais obras previstas e suas respectivas datas de entrada.

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A integração do novo ponto de suprimento à rede de distribuição será feita por meio do seccionamento das LDs 138 kV Barro Duro – Chapada C1 e Coxipó – CPA CD. Esta última LD, apesar de ser em circuito duplo, não possui conexão individual nas SEs terminais. Logo, por questões de análise de custo- benefício por parte da Energisa MT relacionadas à confiabilidade deste trecho, foram consideradas apenas 2 entradas de linhas ao invés de 4 na nova SE Cuiabá Norte.

Figura 6-2 - Representação esquemática da alternativa 2b

A Tabela 6-3 apresenta o plano de obras da Alternativa 2b.

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Tabela 6-3 – Plano de obras da Alternativa 2b Ano Obra 2º ATR SE 500/230 kV Cuiabá (750 MVA) 2023 4º TR SE 230/69 kV Sorriso (60/72 MVA) SE 230/138 kV Cuiabá Norte (2x150 MVA), seccionamento LT 230 kV Cuiabá - Nobres 2024 Sec LD 138 kV Barro Duro - Chapada na SE 138 kV Cuiabá Norte CD Sec LD 138 kV Coxipó - CPA na SE 138 kV Cuiabá Norte C1 e C2, CD 2026 Sec LD 138 kV CPA - C. Alta na SE Rodoviária 1º BC 30 Mvar SE 138 kV Cáceres 2027 3º TR SE 230/138 kV Nobres (100/120 MVA) Sec LT 230 kV Coxipó - Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá, 0,5 km e recapacitação trecho 2028 Cuiabá - Coxipó LD 138 kV Denise - Nobres C2 2029 Troca 2 trafos 230/138 kV Rondonópolis (2x100/102 MVA por 2x150/180 MVA) - T1 e T2 1º BC 30 Mvar SE 138 kV Poconé 2031 LD 138 kV Coxipó - Distrito C2 Troca 2 trafos 230/138 kV Coxipó (2x100/100 MVA por 2x150/180 MVA) 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Alta 2032 1º BC 30 Mvar SE 138 kV C. Verde 3º ATR 500/230 kV Cuiabá LD 138 kV CPA - C. Norte C3, 1x556MCM CS 2033 2º BC 30 Mvar SE 138 kV Cáceres 1º BC 30 Mvar SE 138 kV T. Lagarto LD 138 kV CPA - Rodoviária C3, 1x336,4 MCM LD 138 kV V. Grande - C. Rei, C2, 1x266,8MCM 2034 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Norte 4º BC 35 Mvar SE 138 kV Coxipó

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Alt 2c – Reforços na rede existente (SE Coxipó) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte

A Alternativa 2c é uma variante da Alternativa 2b, consistindo no seccionamento da LT 230 kV Coxipó – Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá e na substituição dos transformadores de menor capacidade da SE 230/138 kV Coxipó nos anos iniciais do horizonte, fato que posterga para 2031 a indicação do novo ponto de fronteira para a região. A Figura 6-3 apresenta diagrama esquemático da Alternativa 2c.

Figura 6-3 - Representação esquemática da alternativa 2c

A Tabela 6-4 apresenta o plano de obras da Alternativa 2c.

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Tabela 6-4 – Plano de obras da Alternativa 2c

Ano Obra 2º ATR SE 500/230 kV Cuiabá (750 MVA) 2023 4º TR SE 230/69 kV Sorriso (60/72 MVA) Sec LT 230 kV Coxipó - Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá, 0,5 km e recapacitação 2024 trecho Cuiabá - Coxipó Troca 2 trafos 230/138 kV Coxipó (2x100/100 MVA por 2x150/180 MVA) 2026 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Cáceres Sec LD 138 kV CPA - C. Alta na SE Rodoviária 2027 3º TR SE 230/138 kV Nobres (100/120 MVA) LD 138 kV Denise - Nobres C2 2029 Troca 2 trafos 230/138 kV Rondonópolis (2x100/102 MVA por 2x150/180 MVA) - T1 e T2 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Verde 2030 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Alta SE 230/138 kV Cuiabá Norte (1x150 MVA), seccionamento LT 230 kV Cuiabá - Nobres Sec LD 138 kV Barro Duro - Casca 3 na SE 138 kV Cuiabá Norte CD 2031 Sec LD 138 kV Coxipó - CPA na SE 138 kV Cuiabá Norte C1 e C2, CD LD 138 kV Coxipó - Distrito C2 3º ATR 500/230 kV Cuiabá 2032 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Poconé LD 138 kV CPA - C. Norte C3, 1x556MCM CS 2033 LD 138 kV CPA - Rodoviária C3, 1x336,4 MCM LD 138 kV V. Grande - C. Rei, C2, 1x266,8MCM 2034 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Norte 1º BC 30 Mvar SE 138 kV T. Lagarto

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Alt 3 – Reforços na rede existente (SE Várzea Grande 2) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte

A Alternativa 3 prevê o reforço da SE Várzea Grande 2, com a implantação do 3º transformador com unidade defasadora 138/138 kV em série. Este reforço adia para 2030 a necessidade do novo ponto de suprimento a Cuiabá.

Figura 6-4 - Representação esquemática da alternativa 3

A Tabela 6-5 apresenta o plano de obras da Alternativa 3.

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Tabela 6-5 – Plano de obras da Alternativa 3 Ano Obra 2º ATR SE 500/230 kV Cuiabá (750 MVA) 2023 4º TR SE 230/69 kV Sorriso (60/72 MVA) Sec LT 230 kV Coxipó - Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá, 0,5 km e recapacitação 2024 trecho Cuiabá - Coxipó 3º TR V. Grande 2 230/138 kV 2026 1º BC 30 Mvar SE 138 kV Cáceres 2027 3º TR SE 230/138 kV Nobres (100/120 MVA) LD 138 kV Denise - Nobres C2, 88 km Troca 2 trafos 230/138 kV Rondonópolis (2x100/102 MVA por 2x150/180 MVA) - T1 e 2029 T2 Sec LD 138 kV CPA - C. Alta na SE Rodoviária SE 230/138 kV Cuiabá Norte (2x150 MVA), seccionamento LT 230 kV Cuiabá - Nobres Sec LD 138 kV Barro Duro - Casca 3 na SE 138 kV Cuiabá Norte CD 2030 Sec LD 138 kV Coxipó - CPA na SE 138 kV Cuiabá Norte C1 e C2, CD 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Verde 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Poconé 2032 3º ATR 500/230 kV Cuiabá 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Alta 2033 1º BC 50 Mvar SE 138 kV T. Lagarto LD 138 kV V. Grande - C. Rei, C2, 1x266,8MCM 2034 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Norte 1º BC 50 Mvar SE 138 kV V. Grande

Alt 4 – Reforços na rede existente (SE Mário Covas) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte

A concepção da Alternativa 4 passa pela implantação de um pátio de 230 kV na SE Mário Covas, a qual possui setor de 138 kV e corresponde ao ponto de conexão da UTE Mário Covas. Nesta hipótese a conexão ao sistema existente se daria pelo seccionamento da LT 230 kV Coxipó – Várzea Grande 2 C1. A conexão à rede de 138 kV se faria naturalmente pela conexão existente entre as SEs Mário Covas, CPA, Coxipó e Várzea Grande 2. Em função da baixa efetividade do ponto de suprimento de Mário Covas, a nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte é necessária já a partir de 2028. A Figura 6-5 apresenta o diagrama esquemático da Alternativa 4.

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Figura 6-5 - Representação esquemática da alternativa 4

A Tabela 6-6 apresenta o plano de obras da Alternativa 4.

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Tabela 6-6 – Plano de obras da Alternativa 4 Ano Obra 2º ATR SE 500/230 kV Cuiabá (750 MVA) 2023 4º TR SE 230/69 kV Sorriso (60/72 MVA) Sec LT 230 kV Coxipó - Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá, 0,5 km e recapacitação trecho 2024 Cuiabá - Coxipó SE 230/138 kV Mario Covas (1x150 MVA), sec LT 230 kV V. Grande 2 - Coxipó C1, CD, 2026 2x795 MCM 1º BC 30 Mvar SE 138 kV Cáceres Sec LD 138 kV CPA - C. Alta na SE Rodoviária, 4,5 km 2027 3º TR SE 230/138 kV Nobres (100/120 MVA) SE 230/138 kV Cuiabá Norte (2x150 MVA), seccionamento LT 230 kV Cuiabá - Nobres 2028 Sec LD 138 kV Barro Duro - Casca 3 na SE 138 kV Cuiabá Norte CD Sec LD 138 kV Coxipó - CPA na SE 138 kV Cuiabá Norte C1 e C2, CD LD 138 kV Denise - Nobres C2 2029 Troca 2 trafos 230/138 kV Rondonópolis (2x100/102 MVA por 2x150/180 MVA) LD 138 kV Coxipó - Distrito C2 2031 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Poconé 2032 3º ATR 500/230 kV Cuiabá 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Alta LD 138 kV CPA - C. Norte C3, 1x556MCM CS 2033 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Campo Verde LD 138 kV CPA - Rodoviária C3, 1x336,4 MCM Troca 2 trafos 230/138 kV Coxipó (2x100/100 MVA por 2x150/180 MVA) LD 138 kV V. Grande - C. Rei, C2, 1x266,8MCM 2034 1º BC 50 Mvar SE 138 kV T. Lagarto 1º BC 30 Mvar SE 138 kV C. Norte

Alt 5 – Implantação da nova SE 500/138 kV Cuiabá Norte

Finalmente, em função da quantidade relativamente elevada de reforços em 230 kV das alternativas vislumbradas, analisou-se técnico-economicamente a implantação de novo ponto de suprimento em 500/138 kV no seccionamento da LT 500 kV Jauru – Cuiabá C2. Esta possibilidade dispensa reforços na rede de 230 kV, como também a substituição dos transformadores de menor capacidade da SE Coxipó e corresponde à Alternativa 5, a qual está representada esquematicamente na Figura 6-6.

Adicionalmente, uma particularidade desta alternativa é que o novo ponto de atendimento reduz significativamente o carregamento da SE 500/230 kV Cuiabá, para a qual está prevista a entrada de 2º transformador no horizonte 2023/2024, conforme descrito no item 6.1.1. Logo, com objetivo de evitar ociosidade de equipamento recentemente instalado, indicou-se remanejamento do 2º transformador da SE 500/230 kV Cuiabá para a SE 500/138 kV Cuiabá Norte em 2030, que corresponde ao ano em que há restrições de carregamento na contingência do único transformador 500/138 kV de Cuaibá Norte.

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Foram consultados transmissoras e fabricantes a respeito da possibilidade de se confeccionar um transformador para operar inicialmente numa SE 500/230 kV e posteriormente numa SE 500/138 kV. Esse projeto é possível desde que o equipamento seja especialmente fabricado com os requisitos necessários. O item 3 contém os requisitos necessários para este transformador, os quais foram explicitados no ofício [3], uma vez que o processo de autorização do 2º transformador 500/230 kV da SE Cuiabá está em análise pela Aneel. Segundo informações do fabricante, o sobrecusto estimado para este equipamento em relação a um convencional é de cerca de 8%.

Figura 6-6 - Representação esquemática da alternativa 5

A Tabela 6-7 apresenta o plano de obras da Alternativa 5.

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Tabela 6-7 – Plano de obras da Alternativa 5 Ano Obra 2º ATR SE 500/230 kV Cuiabá (750 MVA) => 8% mais caro, trafo religável em 138 kV 2023 4º TR SE 230/69 kV Sorriso (60/72 MVA) SE 500/138 kV Cuiabá Norte (1x750 MVA), 1,5km, Sec LT 500 kV Jauru - Cuiabá C2, 3X954 MCM (RAIL) => remanejamento do reator de linha da LT 500 kV Jauru - Cuiabá (lado Cuiabá) de 136 2024 Mvar para Cuiabá Norte Sec LD 138 kV Barro Duro - Casca 3 na SE 138 kV Cuiabá Norte CD Sec LD 138 kV Coxipó - CPA na SE 138 kV Cuiabá Norte C1 e C2, CD Sec LD 138 kV CPA - C. Alta na SE Rodoviária 2027 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Cáceres 3º TR SE 230/138 kV Nobres (100/120 MVA) LD 138 kV CPA - C. Norte C3, 7,5 km, 1x556MCM CS Troca 2 trafos 230/138 kV Rondonópolis (2x100/102 MVA por 2x150/180 MVA) - T1 e 2029 T2 LD 138 kV Denise - Nobres C2 Sec LT 500 kV Jauru - Cuiabá C1 na SE 500/138 kV C. Norte, 3X954 MCM (RAIL) => remanejamento do reator de linha da LT 500 kV Jauru - Cuiabá (lado Cuiabá) de 136 2030 Mvar para Cuiabá Norte 2º ATR SE 500/138 kV Cuiabá Norte (750 MVA) - transferência da SE 500/230 kV Cuiabá 1º BC 50 Mvar SE 138 kV Poconé 2032 LD 138 kV Coxipó - Distrito C2 LD 138 kV CPA - Rodoviária C3, 1x336,4 MCM 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Alta 2033 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Verde LD 138 kV Coxipó - C. Norte, C3, 1x556 MCM LD 138 kV V. Grande - C. Rei, C2, 1x266,8MCM 2034 1º BC 50 Mvar SE 138 kV C. Norte

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7 ANÁLISE DO DESEMPENHO EM REGIME PERMANENTE

As alternativas apresentadas no capítulo 6 tiveram seu desempenho estático avaliado considerando-se o caso dimensionador do estudo, o qual está caracterizado no início do item 5.

Foram realizadas simulações em condição normal e em contingências simples dos elementos da rede básica e rede básica de fronteira para todas as alternativas apresentadas no item 6 e não foram identificados níveis de tensão ou carregamento fora dos limites estabelecidos. São apresentados a seguir alguns resultados dos fluxos de carga em condição normal para o caso dimensionador da alternativa vencedora.

As Figura 7-1 Figura 7-5 apresentam a rede da região de interesse em condição normal e diante das principais contingências para os anos inicial e final do horizonte de análise para a Alternativa 5. Os fluxos de carga para os casos dimensionadores das demais alternativas analisadas encontram-se no item 14.2.

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Figura 7-1 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 5

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Figura 7-2 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência único TR 500/138 kV da SE Cuiabá Norte, Alternativa 5

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Figura 7-3 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, condição normal, Alternativa 5

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Figura 7-4 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, contingência LT 500 kV Jauru – Cuiabá Norte (C1 ou C2), Alternativa 5.

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Figura 7-5 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, contingência único ATR 500/230 kV SE Cuiabá, Alternativa 5.

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8 ANÁLISE ECONÔMICA

A Tabela 8-1 apresenta a composição dos valores de investimentos totais das alternativas analisadas. A Tabela 8-2 e a Tabela 8-3 apresentam a composição e o custo total levando-se em consideração os investimentos (rendimentos necessários) e o diferencial de perdas. Utilizou-se a margem percentual de 5% no custo total para configurar o empate econômico entre alternativas.

O detalhamento do plano de obras e investimentos de cada alternativa está apresentado nas tabelas do Anexo 3 – Plano de Obras das Alternativas. Ressalta-se que estes valores foram utilizados apenas para comparação de alternativas, não servindo como base para orçamentos.

Como todas as alternativas estudadas contam com substituição de transformadores existentes (neste estudo envolvendo as SEs Coxipó e/ou Rondonópolis), foram incluídos na análise econômica custos associados à remuneração de ativo não depreciado à transmissora proprietária da instalação. Particularmente quanto à SE Coxipó, os 2 transformadores de menor capacidade a serem substituídos entraram em operação em 2009 e 2011; considerando a vida útil informada pela Eletronorte (35 anos), à época da necessidade de substituição a vida útil restante ainda é cerca de metade da vida útil regulatória total da instalação, a depender da alternativa de expansão em questão.

Ainda com relação à SE Coxipó, no custeio das obras relacionadas à substituição dos atuais 2 transformadores de 100 MVA por 2 de 150 MVA, somente um deles foi precificado, uma vez que há um transformador de 150 MVA operando como reserva fria, que foi autorizado em conjunto com as três unidades de 150 MVA que substituíram os transformadores antigos de 100 MVA.

Tabela 8-1 - Custos de investimentos das alternativas

VP do total de investimentos Alternativa Custos (%) Ordem (R$ x 1000) 1 350.886,66 122,3% 6º 2b 314.268,67 109,6% 3º 2c 286.837,19 100,0% 1º 3 295.113,12 102,9% 2º 4 325.220,91 113,4% 5º 5 317.419,67 110,7% 4º

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Tabela 8-2 - Composição dos custos totais das alternativas analisadas

Rendimentos Necessários Perdas Alternativa Custos Custos (%) Ordem Diferencial Ordem (R$ x 1000) (R$ x 1000) 1 201.600,95 125,5% 6º 70.678.844,19 51.101,98 6º 2b 180.316,54 112,2% 4º 70.653.512,66 25.770,45 2º 2c 160.691,77 100,0% 1º 70.672.313,44 44.571,22 5º 3 164.438,74 102,3% 2º 70.671.480,17 43.737,96 4º 4 180.173,13 112,1% 3º 70.663.106,76 35.364,55 3º 5 193.626,62 120,5% 5º 70.627.742,21 0,00 1º

Tabela 8-3 - Custos totais (Rendimentos Necessários e Perdas Elétricas) das alternativas

Rendimentos Necessários + Perdas Alternativa Custos (%) Ordem (R$ x 1000) 1 252.702,93 130,5% 6º 2b 206.087,00 106,4% 3º 2c 205.262,99 106,0% 2º 3 208.176,70 107,5% 4º 4 215.537,68 111,3% 5º 5 193.626,62 100,0% 1º

Por meio das Tabela 8-2 e Tabela 8-3 e da Figura 8-1, é possível constatar que:

 A Alternativa 5 é a de mínimo custo global, seguida pelas Alternativas 2c e 2b, as quais possuem diferença percentual de 6,0 e 6,4% em relação à alternativa vencedora, respectivamente;

 As perdas tiveram um impacto de cerca de 27% nos custos totais da alternativa vencedora;

 A Alternativa 1 é que possui maior investimento e perdas mais elevadas, fato que reflete sua baixa efetividade no sentido de reduzir o carregamento das instalações existentes;

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400.000 200%

180% 350.000

160% 300.000 130,5% 140%

250.000 111,3% 120% 106,4% 106,0% 107,5% 100,0% 200.000 100%

80% 150.000

60% 100.000 40%

50.000 20%

0 0% Alt - 1 Alt - 2b Alt - 2c Alt - 3 Alt - 4 Alt - 5 Rendimentos Necessários R$ x 1000 Perdas R$ x 1000 Rendimentos Necessários + Perdas %

Figura 8-1 - Comparação econômica de alternativas

Neste contexto, recomenda-se a implantação do plano de obras da alternativa 5, a qual corresponde a um novo ponto se suprimento a Cuiabá por meio de SE 500/138 kV.

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9 DESDOBRAMENTOS EM FUNÇÃO DA NOVA CONFIGURAÇÃO DAS SES 500/230 KV CUIABÁ E 500/138 KV CUIABÁ NORTE

Conforme documentado na emissão original do presente relatório, uma das recomendações do estudo foi a especificação de um transformador com requisitos especiais para ser implantado inicialmente na SE 500/230 kV Cuiabá e posteriormente remanejado para a futura SE 500/138 kV Cuiabá Norte. Em função do crescimento da carga local, indicou-se que essa transferência ocorresse em 2030, quando a então contingência do único ATR 500/138 kV de Cuiabá Norte provocasse sobrecarga na fronteira 230/138 kV de Coxipó.

Durante a etapa de detalhamento do Anexo Técnico desse empreendimento, visando a sua participação em futuros Leilões de Transmissão, foram aprofundadas discussões entre EPE e ONS sobre as particularidades do remanejamento, notadamente os desafios que seriam enfrentados durante a especificação do Edital e a etapa de Projeto Básico, os principais pontos de atenção seriam:

 Possível inutilização de alguns equipamentos por incompatibilidade de valores nominais de corrente devido à operação em duas subestações com níveis de tensão distintos (230 kV e 138 kV);

 Dimensões físicas dos equipamentos, uma vez que os equipamentos para o nível de tensão em 230 kV têm dimensões maiores, o que poderia acarretar problemas quando ocorresse a transferência para a nova subestação 500/138 kV, de tal forma que seria necessário haver algum tipo de especificação prévia no projeto desta subestação, de como a garantir a compatibilidade dos equipamentos remanejados. Além disso, o banco de preços da Aneel não captura esses eventuais sobrecustos.

 Operação dos LTCs dos transformadores 500/230 e 500/138 kV, que poderiam gerar complicações para a operação e o projeto dos equipamentos;

 Dificuldades de conciliar as impedâncias do transformador especial, de forma que operasse adequadamente tanto na SE 500/230 kV de Cuiabá quanto posteriormente na SE 500/138 kV de Cuiabá Norte, sob o risco de gerar correntes circulantes entre os transformadores;

 Limitações de corrente nominal de 4000 A para disjuntores e chaves da classe de tensão de 138 kV. Com a modulação de 750 MVA (250 MVA por fase), os valores de corrente no 138 kV podem chegar a cerca de 4600 A durante as emergências que venham a utilizar os limites de 40% de sobrecarga e 0,95 pu de tensão, previstos em Edital e Procedimentos de Rede.

Diante destes fatos, passou-se a refletir sobre qual seria a configuração mais adequada para as Subestações Cuiabá e Cuiabá Norte, do ponto de vista técnico, econômico e considerando aspectos associados aos prazos de implantação das obras.

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Conforme indicado em [9], EPE e ONS recomendaram em setembro/2018 de forma conjunta que o Compensador Estático de (-50/+70 Mvar) da SE Coxipó que teve sua vida útil esgotada em 2014 poderia ser desativado após a implantação de 3 Bancos de Capacitores de 35 Mvar cada na SE 138 kV Coxipó (cuja previsão atual é junho/2021) e a duplicação da transformação 500/230 kV. Esta recomendação de equipamentos visou assegurar a recomposição do sistema da região do Mato Grosso e eliminar as restrições de fluxo impostas no somatório das transformações de Rede Básica de Cuiabá e Ribeirãozinho, por conta da severidade da contingência do atual único transformador 500/230 kV de Cuiabá.

No entanto, como a outorga referente à duplicação da transformação 500/230 kV de Cuiabá ainda não foi emitida e dado que há previsão de licitação da nova fronteira 500/138 kV de Cuiabá Norte em junho/2021, os prazos envolvidos na implantação das duas obras tenderiam a serem próximos ou até mesmo inferior, no caso da nova fronteira que será licitada. Como trata-se de obra relativamente simples, espera-se prazos reduzidos para sua implantação.

Com a entrada da SE 500/138 kV em Cuiabá Norte, a necessidade de duplicação da SE 500/230 kV torna-se sistemicamente desnecessária, dado que a nova fronteira reduz de forma expressiva o carregamento da atual SE 500/230 kV Cuiabá. Diante do exposto, recomenda-se que a indicação de duplicação da SE 500/230 kV seja cancelada e que a desativação do CE na SE 230 kV Coxipó esteja vinculada à entrada em operação dos BCs na SE 138 kV Coxipó e da nova SE 500/138 kV Cuiabá Norte.

Consequentemente, dada a desvinculação das SEs Cuiabá e Cuiabá Norte em termos de transferência de transformadores, faz-se necessária a revisão da modulação da nova SE Cuiabá Norte, que até então teve seu valor pautado na atual modulação da SE 500/230 kV Cuiabá. Cabe ressaltar que como premissa adotou-se 675 MVA como valor máximo para esta modulação, dada a limitação de 4000 A no setor de 138 kV do novo ponto de suprimento.

Considerando os casos de referência do estudo, foram simuladas modulações típicas na ordem de grandeza dos valores possíveis: 400, 525, 600 e 675 MVA. Dentre estes valores, observou-se que a modulação de 600 MVA mostrou-se como mais adequada ao porte da carga suprida pela nova fronteira. As figuras abaixo mostram alguns diagramas esquemáticos da região de interesse considerando a modulação de 600 MVA para a nova SE Cuiabá Norte. Foram apresentados os diagramas dos fluxos de carga dos anos inicial, final e do ano 2029, que corresponde ao ano imediatamente anterior à duplicação da nova fronteira da SE Cuiabá Norte.

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Figura 9-1 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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Figura 9-2 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência do único ATR 500/138 kV Cuiabá Norte, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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Figura 9-3 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2029, contingência do único ATR 500/230 kV Cuiabá, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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Figura 9-4 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2029, contingência do único ATR 500/138 kV Cuiabá, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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Figura 9-5 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, condição normal, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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Figura 9-6 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, contingência de uma das unidades da transformação 500/138 kV Cuiabá Norte, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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Figura 9-7 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2034, contingência do único ATR 500/230 kV Cuiabá, Alternativa 5, modulação de 600 MVA para a SE Cuiabá Norte 500/138 kV

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10 ANÁLISE DE CURTO-CIRCUITO

Foi efetuado o cálculo dos níveis de curto circuito foi efetuado para a alternativa vencedora (Alternativa 5), considerando o sistema em regime subtransitório, com todas as máquinas sincronizadas, utilizando a base de dados referente ao PDE 2029.

Os valores de corrente de curto-circuito trifásico e monofásico, além da relação X/R para as principais subestações de interesse do estudo são apresentadas na Tabela 9-1.

Como esperado, em função da característica da obra recomendada, não foi identificada superação na capacidade de interrupção dos disjuntores das SEs da região de análise.

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Tabela 10-1 – Níveis de curto-circuito e relação X/R nas subestações da região de análise

2024 (sem obras) 2024 (com obras) 2034 Capacidade de Tensão Barra interrupção do (kV) 3 [kA] X/R 1 [kA] X/R 3 [kA] X/R 1 [kA] X/R 3 [kA] X/R 1 [kA] X/R disjuntor [kA] 500 - - - - 6,61 10,89 5,81 8,46 7,13 10,48 6,62 8,81 N/A Cuiabá Norte 138 - - - - 16,7 9,98 16,68 8,96 19,81 10,39 20,13 9,35 N/A 500 6,9 11,69 5,67 8,03 7,12 6,3 6,58 8,31 7,29 10,53 6,66 8,47 50 Cuiabá 230 12,33 8,6 11,29 6,75 12,69 11,78 12,92 7,26 12,94 8,66 12,07 7,48 31,5 Rondonópolis 230 10,46 5,43 10,01 6,37 10,58 10,09 10,17 6,33 10,69 5,33 10,15 6,29 20 230 11,4 8,13 11,86 8,5 12,3 12,51 13,04 8,79 12,76 8,6 12,85 8,82 31,5 Coxipó 138 13,8 10 16,26 10,73 17,26 19,46 20,08 10,27 19,18 9,39 21,15 9,84 31,5 Nobres 230 7,52 8,06 6,78 7,69 7,59 6,82 6,88 7,7 7,72 7,98 7,38 8,19 31,5 Várzea Grande 2 230 9,37 8,28 8,86 8,72 10,06 9,27 9,47 8,95 10,4 8,7 9,45 8,94 40

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11 AVALIAÇÃO SOCIOAMBIENTAL

As análises socioambientais da alternativa vencedora foram realizadas e documentadas na Nota Técnica EPE-DEA 008/2019, a qual encontra-se anexa a este documento.

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12 REFERÊNCIAS

[1] “EPE-DEE-RE-081/2013 - Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Cuiabá - Mato Grosso”, 2013.

[2] “EPE-DEE- NT-096_2015 - Reavaliação do Atendimento Elétrico a Cuiabá”, 2015.

[3] Ofício nº 0948/DEE/EPE/2019 - “Processo autorizativo da transformação 500/230 kV Cuiabá – características especiais de projeto para adequação ao novo ponto de suprimento em 500/138 kV”, Outubro de 2019.

[4] “EPE-DEE-DEA-RE-062_2016 - ”Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica, 2016.

[5] CCPE/CTET. Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão. CCPE/CTET. Brasília. 2002.

[6] “EPE-DEE-IT-054/2019” - Informe Técnico - Banco de Preços de Referência da ANEEL: Atualização dos Valores para a Data-Base Maio de 2019, 2019.

[7] “EPE-DEE-RE-55/2018” - Custo Marginal de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro - Metodologia e Cálculo, 2018.

[8] Ofício nº 0897/2018/DEE/EPE - Carta ONS - 0487/DPL/2018 - "Adequações dos reforços indicados para as subestações de Coxipó 138 kV e Jauru 230 kV", 2018.

[9] Ofício nº 0898/2018/DEE/EPE - Carta ONS - 0488/DPL/2018 - "Compensador estático da SE Coxipó 230 kV ", 2018.

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13 FICHAS PET/PELP

Fichas PET – Programa de Expansão da Transmissão

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE REDE BÁSICA

Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE

EMPREENDIMENTO: UF: MT

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2023

PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

ATENDIMENTO AO CRITÉRIO N-1 NA SE SORRISO

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 6.373,88 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 5.261,90 1 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 1.938,50 MIM - 230 kV 448,70 MIM - 69 kV 155,65

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 14.178,63

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

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EMPREENDIMENTO: UF: MT

SE 500/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2024

PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

1° ATF 500/138 kV, (3+1R) x 200 MVA 1Ф 37.096,36 1 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.273,85 1 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 3.994,41 2 IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 15.287,54 1 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 3.429,76 4 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 17.164,84 MIM - 500 kV 2.757,87 MIM - 138 kV 627,40 MIG (Terreno Rural) 17.660,96

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 106.292,99

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

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Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE

EMPREENDIMENTO: UF: MT

SECC LT 500 kV JAURU - CUIABÁ, C2, NA SE CUIABÁ DATA DE NECESSIDADE: JAN/2024 NORTE (Nova) PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

INTEGRAÇÃO DA SE CUIABÁ NORTE À REDE BÁSICA

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

Circuito Duplo 500 kV, 3 x 954 MCM (RAIL), 1,5 km 3.218,40 2 EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 14.716,04 Custo de transporte do reator de linha (Cuiabá para Cuiabá Norte) 74,94 Custo de desmontagem e montagem do reator de linha 1.638,42

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 19.647,80

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

AS ESTIMATIVAS DE CUSTO DE TRANSPORTE, BEM COMO DESMONTAGEM/MONTAGEM DO EQUIPAMENTO FORAM FORNECIDAS PELA ANEEL, CORRESPONDENDO RESPECTIVAMENTE A 0,73 E 15,96% DO CUSTO DO EQUIPAMENTO.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

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Fichas PELP – Programa de Expansão de Longo Prazo

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE REDE BÁSICA

Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE

EMPREENDIMENTO: UF: MT

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2027

PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

ATENDIMENTO AO CRITÉRIO N-1 NA SE 230/138 KV NOBRES

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 7.915,20 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 5.261,90 1 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 3.962,96 MIM - 230 kV 448,70 MIM - 138 kV 313,70

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 17.902,46

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

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Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE

EMPREENDIMENTO: UF: MT

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS (Ampliação/Adequação) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2029

Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

ATENDIMENTO AO CRITÉRIO N-1 NA SE RONDONÓPOLIS

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 8.557,33 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 5.261,90 1 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 3.962,96 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 8.557,33 1 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 5.261,90 1 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 3.962,96 Custo de ativo não depreciado associado à substituição do RPAT6-02 em 2029 3.286,12

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 38.850,50

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

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Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE

EMPREENDIMENTO: UF: MT

SECC LT 500 kV JAURU - CUIABÁ, C1, NA SE CUIABÁ DATA DE NECESSIDADE: JAN/2030 NORTE (Nova) PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

INTEGRAÇÃO DA SE CUIABÁ NORTE À REDE BÁSICA

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

Circuito Duplo 500 kV, 3 x 954 MCM (RAIL), 1,5 km 3.218,40 2 EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 14.716,04 Custo de transporte do reator de linha (Cuiabá para Cuiabá Norte) 74,94 Custo de desmontagem e montagem do reator de linha 1.638,42

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 19.647,80

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

AS ESTIMATIVAS DE CUSTO DE TRANSPORTE, BEM COMO DESMONTAGEM/MONTAGEM DO EQUIPAMENTO FORAM FORNECIDAS PELA ANEEL, CORRESPONDENDO RESPECTIVAMENTE A 0,73 E 15,96% DO CUSTO DO EQUIPAMENTO.

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Sistema Interligado da Região CENTRO-OESTE

EMPREENDIMENTO: UF: MT

SE 500/138 kV CUIABÁ NORTE (Ampliação/Adequação) DATA DE NECESSIDADE: JAN/2030

PRAZO DE EXECUÇÃO: 48 MESES

JUSTIFICATIVA:

ATENDIMENTO AO CRITÉRIO N-1 NA SE 500/138 KV CUIABÁ NORTE

Obras e Investimentos Previstos: (R$ x 1.000)

2° ATF 500/138 kV, 3 x 200 MVA 1Ф 23.825,55 1 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 8.447,69 1 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 4.099,82 1 IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 7.816,97 MIM - 500 kV 1.378,94 MIM - 138 kV 313,70

TOTAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS: 45.882,67

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] CUSTOS MODULARES DA ANEEL – JUNHO DE 2017.

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 70

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14 PARTICIPANTES

Carolina Moreira Borges – EPE/STE

Lucas Simões de Oliveira – EPE/STE

Kátia Gisele Matosinho – EPE/SMA

Luciana Alvares da Silva – EPE/SMA

Simone Bezerra Chaves Garcia – ONS

Vinicius Spadotto Panetine Garcia – Energisa MT

Renato Moyses Ushijima – Energisa MT

Jose Nelson Quadrado Junior – Energisa MT

Pedro Aleixo Ferreira Brandini – Eletronorte

Rafael Lewergger Meireles Piccirili – Eletronorte

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15 ANEXOS

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Anexo 1 - Parâmetros Elétricos

Tabela 15-1 – Características da LT – Alternativa 5.

Tensão Compr. Normal Emerg. Linha de Transmissão Circ. Condutor (kV) (km) (MVA) (MVA)

LT Sec Jauru – Cuiabá C2, C1 e C2 CD 500 1,5 3x954 (RAIL) 2459 2927

Tabela 15-2 - Parâmetros elétricos da LT – Alternativa 5 (base de 100 MVA)

Parâmetros da Torre de Referência Parâmetros Distribuídos (por km) Parâmetros Concentrados Linha de Transmissão R1 X1 B1 R0 X0 B0 R1(%) X1(%) B1(Mvar) (Ω/km) (Ω/km) (µS/km) (Ω/km) (Ω/km) (µS/km) LT Sec Jauru – Cuiabá C2, C1 e C2 0,0232 0,3410 4,8500 0,1740 1,000 2,8600 0,0014 0,0205 1,8200

Tabela 15-3 - Parâmetros do novo transformador – Alternativa 5

X [%] base Subestação Transformador Potência Unidade  Tape 100 MVA [MVA] Cuiabá Norte 500/138 kV 600 1º 2,33 0,90/1,10

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Anexo 2 – Resultados de Fluxos de Potência das Alternativas Analisadas

As figuras a seguir apresentam os fluxos de carga para os casos dimensionadores de todas as alternativas analisadas, exceto da Alternativa 5, os quais encontram-se no item 7. Com o intuito de utilizar os recursos da rede existente, para as situações de contingência foi atribuído valor de fluxo próximo à capacidade de curta duração dos transformadores defasadores da SE Várzea Grande 2.

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Figura 15-1 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 1.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Figura 15-2 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 1.

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Figura 15-3 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 2b.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Figura 15-4 - Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 2b

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Figura 15-5 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, condição normal, Alternativa 2c.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Figura 15-6 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2024, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 2c.

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 80

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Para as Alternativas 3 e 4, é apresentado o diagrama do fluxo de carga do ano 2026, uma vez que para o horizonte 2024 as Alternativas 2c, 3 e 4 são idênticas.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Figura 15-7 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, condição normal, Alternativa 3.

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Figura 15-8 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 3.

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 83

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Figura 15-9 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, condição normal, Alternativa 4.

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Figura 15-10 – Fluxo de potência caso dimensionador, ano 2026, contingência transformador da SE 230/138 kV Coxipó, Alternativa 4.

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Anexo 3 – Plano de Obras das Alternativas

Alternativa 1 - Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte na localização “original”

Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

504.313,11 350.886,66 44.796,84 201.600,95

SE 230/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) 53.086,93 49.154,56 4.715,58 34.510,05 1° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2024 1,0 1,0 8425,19 8.425,19 7.801,10 748,39 5.476,94 2° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2024 1,0 1,0 8425,19 8.425,19 7.801,10 748,39 5.476,94 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 5155,73 10.311,46 9.547,65 915,94 6.703,14 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 3994,41 7.988,82 7.397,06 709,63 5.193,27 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 4333,19 4.333,19 4.012,21 384,91 2.816,86 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 3429,76 3.429,76 3.175,70 304,66 2.229,57 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 4,0 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2,0 MIG (Terreno Rural) 2024 1,0 1,2 6536,66 8.093,79 7.494,25 718,95 5.261,50 MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 1222,72 1.222,72 1.132,15 108,61 794,85 MIM - 138 kV 2024 1,0 1,0 856,81 856,81 793,34 76,11 556,98

SECC LT 230 kV CUAIBÁ - NOBRES, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 16.815,69 15.570,08 1.493,69 10.931,32 Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 4,5 km 2024 4,5 1,0 1204,58 5.420,63 5.019,10 481,50 3.523,77 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 10.550,98 1.012,19 7.407,55

SECC LT 230 kV COXIPÓ - NOBRES, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 12.782,80 11.835,93 1.135,46 8.309,68 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 795 MCM (TERN), 1,5 km 2024 1,5 1,0 925,16 1.387,74 1.284,95 123,27 902,13 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 10.550,98 1.012,19 7.407,55

LT 138 kV CUIABÁ NORTE - CPA, C1 e C2 (CD) (Nova) 27.778,89 25.721,19 2.467,53 18.058,13 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 15 km 2024 15,0 1,0 623,95 9.359,25 8.665,97 831,36 6.084,14 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 Cuiabá Norte 2024 2,0 1,0 4291,21 8.582,42 7.946,69 762,35 5.579,15 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 CPA 2024 2,0 1,0 4291,21 8.582,42 7.946,69 762,35 5.579,15 MIM - 138 kV Cuiabá Norte 2024 1,0 1,0 627,40 627,40 580,93 55,73 407,85 MIM - 138 kV CPA 2024 1,0 1,0 627,40 627,40 580,93 55,73 407,85

SE 138 kV POCONÉ (Ampliação/Adequação) 5.668,12 3.857,63 503,48 2.140,58 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2028 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 918,13 119,83 509,47 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2028 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.725,99 355,79 1.512,64 MIM - 138 kV 2028 1,0 1,0 313,70 313,70 213,50 27,87 118,47

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.668,12 4.499,54 503,48 2.853,32 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 3.179,60 355,79 2.016,30 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2026 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 1.070,91 119,83 679,10

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 86

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) MIM - 138 kV 2026 1,0 1,0 313,70 313,70 249,03 27,87 157,92

SE 230/138 kV COXIPÓ | Substituição dos trafos de 100/100 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 42.133,88 26.551,49 3.742,64 16.194,62 4° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 5° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 8557,33 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 6° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,4 7720,43 3.088,17 1.946,07 274,31 1.479,63 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,4 5637,75 2.255,10 1.421,10 200,31 1.080,48 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,4 3849,73 1.539,89 970,39 136,78 737,81 7° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,5 6999,85 3.499,93 2.205,55 310,89 1.787,05 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,5 5637,75 2.818,88 1.776,37 250,39 1.439,31 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,5 3849,73 1.924,87 1.212,99 170,98 982,83

SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE RODOVIÁRIA (Ampliação/Adequação) 11.105,76 8.163,06 986,50 4.865,51 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 4,5 km 2027 4,5 1,0 623,95 2.807,76 2.063,79 249,41 1.230,10 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2027 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 6.099,28 737,09 3.635,41

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 38.850,50 24.482,40 3.450,99 12.497,27 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 3° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,2 7205,73 1.441,15 908,17 128,01 463,58 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,2 5261,90 1.052,38 663,18 93,48 338,53 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,2 3962,96 792,59 499,47 70,40 254,96

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) 14.178,63 14.178,63 1.259,45 10.383,22 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 2023 1,0 1,0 6373,88 6.373,88 6.373,88 566,18 4.667,68 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2023 1,0 1,0 1938,50 1.938,50 1.938,50 172,19 1.419,59 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59 MIM - 69 kV 2023 1,0 1,0 155,65 155,65 155,65 13,83 113,98

LT 230 kV CUIABÁ - COXIPÓ, C3 (Nova) Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 17 km 2028 1,0 716,73 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Cuiabá 2028 1,0 5697,53 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Coxipó 2028 1,0 5697,53 MIM - 230 kV Cuiabá 2028 1,0 407,57 MIM - 230 kV Coxipó 2028 1,0 407,57

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MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

LT 138 kV DENISE - NOBRES, C2 (Nova) 33.653,40 19.636,44 2.989,35 9.081,23 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2030 88,0 1,0 281,00 24.728,00 14.428,55 2.196,52 6.672,75 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Denise 2030 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.420,90 368,55 1.119,59 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Nobres 2030 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.420,90 368,55 1.119,59 MIM - 138 kV Denise 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65 MIM - 138 kV Nobres 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65

LT 138 kV COXIPÓ - DISTRITO, C2 (Nova) 10.351,26 5.178,21 919,48 1.836,51 Custo LD 138 kV 4/0 CS 2032 5,3 1,0 269,03 1.425,86 713,28 126,66 252,98 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2032 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.075,53 368,55 736,11 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Distrito 2032 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.075,53 368,55 736,11 MIM - 138 kV Coxipó 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66 MIM - 138 kV Distrito 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 20.120,96 3.572,81 7.136,15 3° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2032 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 13.038,29 2.315,16 4.624,19 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2032 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 4.225,95 750,39 1.498,78 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2032 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.632,26 467,40 933,56 MIM - 230 kV 2032 1,0 1,0 448,70 448,70 224,46 39,86 79,61

SE 138 kV T. DO LAGARTO (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.430,96 503,48 556,49 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 578,58 119,83 132,45 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV C. VERDE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 3.124,54 513,72 1.283,06 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2031 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 791,07 130,06 324,84 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.163,98 355,79 888,61 MIM - 138 kV 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60

LT 138 kV CPA - RODOVIÁRIA, C3 (Nova) 12.545,20 5.810,85 1.114,36 1.709,60 Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 9 km 2033 9,0 1,0 402,20 3.619,80 1.676,67 321,54 493,29 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Rodoviária 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 MIM - 138 kV Rodoviária 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, C2 (Nova) 11.819,70 5.069,27 1.049,91 1.160,44 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2034 10,3 1,0 281,00 2.894,30 1.241,32 257,09 284,16 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT V. Grande 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Rei 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 MIM - 138 kV V. Grande 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80 MIM - 138 kV C. Rei 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 88

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

SE 138 kV C. ALTA (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.893,09 513,72 1.026,07 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2032 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 732,47 130,06 259,78 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2032 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.003,69 355,79 710,63 MIM - 138 kV 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

SE 138 kV C. NORTE (Ampliação/Adequação) 5.858,64 2.713,68 520,41 798,39 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BD4 2033 1,0 1,0 4080,72 4.080,72 1.890,16 362,48 556,10 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 230/138 kV VÁRZEA GRANDE 2 (Ampliação/Adequação) 50.075,43 23.194,61 4.448,07 6.824,03 3° ATF 230/138 kV, 3 x 50 MVA 1Ф 2033 3,0 1,0 4739,28 14.217,84 6.585,61 1.262,93 1.937,54 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2033 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.437,28 467,40 717,07 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2033 1,0 1,0 4099,82 4.099,82 1.899,01 364,18 558,70 MIM - 230 kV 2033 1,0 1,0 448,70 448,70 207,83 39,86 61,15 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 627,40 627,40 290,61 55,73 85,50 Transformador defasador - Ref Aneel (leilão Santana do Araguaia) 2033 3,0 1,0 7106,65 21.319,95 9.875,26 1.893,80 2.905,38 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2033 1,0 1,0 4099,82 4.099,82 1.899,01 364,18 558,70

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.430,96 503,48 556,49 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 578,58 119,83 132,45 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SECC LT 230 kV COXIPÓ - RONDONÓPOLIS, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ (Nova) 30.691,06 20.887,82 2.726,21 11.590,55 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2028 1,0 934,05 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2028 1,0 934,05 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2028 4,0 1,0 5815,11 23.260,44 15.830,66 2.066,17 8.784,36 MIM - 230 kV 2028 1,0 1,0 1794,80 1.794,80 1.221,51 159,43 677,81 Recapacitação do trecho de 17km entre Cuiabá e Coxipó oriundo do seccionamento 2028 1,0 1,0 5635,82 5.635,82 3.835,64 500,62 2.128,38

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 40.221,90 3.572,81 29.455,08 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2023 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 26.063,61 2.315,16 19.086,76 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2023 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 8.447,69 750,39 6.186,37 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) 17.902,46 13.158,84 1.590,23 7.843,19 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2027 1,0 1,0 7915,20 7.915,20 5.817,91 703,09 3.467,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.867,65 467,40 2.305,27 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.912,89 352,02 1.736,20 MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 448,70 448,70 329,81 39,86 196,58

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 89

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 90

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Alternativa 2b - Implantação da SE 230/138 kV Cuiabá Norte em localização a Leste da cidade

Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

452.269,36 314.268,67 40.173,93 180.316,54

SE 230/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) 56.266,81 52.098,90 4.998,04 36.577,18 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2024 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 9.273,27 889,62 6.510,50 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2024 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 9.273,27 889,62 6.510,50 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 5155,73 10.311,46 9.547,65 915,94 6.703,14 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 3994,41 7.988,82 7.397,06 709,63 5.193,27 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 4333,19 4.333,19 4.012,21 384,91 2.816,86 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 3429,76 3.429,76 3.175,70 304,66 2.229,57 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2,0 MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 1222,72 1.222,72 1.132,15 108,61 794,85 MIM - 138 kV 2024 1,0 1,0 856,81 856,81 793,34 76,11 556,98 MIG (Terreno Rural) 2024 1,0 1,2 6483,92 8.093,79 7.494,25 718,95 5.261,50

SECC LT 230 kV CUAIBÁ - NOBRES, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 16.815,69 15.570,08 1.493,69 10.931,32 Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 4,5 km 2024 4,5 1,0 1204,58 5.420,63 5.019,10 481,50 3.523,77 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 10.550,98 1.012,19 7.407,55

SE 138 kV POCONÉ (Ampliação/Adequação) 5.668,12 3.062,31 503,48 1.257,50 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2031 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 728,84 119,83 299,29 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.163,98 355,79 888,61 MIM - 138 kV 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.668,12 4.166,24 503,48 2.483,24 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2027 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 991,58 119,83 591,02 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.944,07 355,79 1.754,78 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

SE 230/138 kV COXIPÓ | Substituição dos trafos de 100/100 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 40.464,56 21.861,74 3.594,36 11.318,54 4° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2031 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 4.623,26 760,13 1.898,49 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.842,84 467,40 1.167,38 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.141,06 352,02 879,20 5° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2031 1,0 8557,33 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.842,84 467,40 1.167,38 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.141,06 352,02 879,20 6° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2031 1,0 0,4 7720,43 2.867,59 1.549,27 254,72 1.087,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 0,4 5637,75 2.094,02 1.131,33 186,01 794,28 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 0,4 3849,73 1.429,90 772,53 127,01 542,37

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 91

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) 7° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2031 1,0 0,4 6999,85 2.999,94 1.620,77 266,48 1.232,30 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 0,4 5637,75 2.416,18 1.305,39 214,62 992,51 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 0,4 3849,73 1.649,89 891,38 146,56 677,73

SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE RODOVIÁRIA (Ampliação/Adequação) 11.105,76 8.816,11 986,50 5.590,61 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 4,5 km 2026 4,5 1,0 623,95 2.807,76 2.228,89 249,41 1.413,42 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2026 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 6.587,22 737,09 4.177,19

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 38.850,50 24.482,40 3.450,99 12.497,27 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 3° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,2 7205,73 1.441,15 908,17 128,01 463,58 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,2 5261,90 1.052,38 663,18 93,48 338,53 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,2 3962,96 792,59 499,47 70,40 254,96

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) 14.178,63 14.178,63 1.259,45 10.383,22 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 2023 1,0 1,0 6373,88 6.373,88 6.373,88 566,18 4.667,68 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2023 1,0 1,0 1938,50 1.938,50 1.938,50 172,19 1.419,59 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59 MIM - 69 kV 2023 1,0 1,0 155,65 155,65 155,65 13,83 113,98

LT 138 kV DENISE - NOBRES, C2 (Nova) 33.653,40 21.207,35 2.989,35 10.825,49 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2029 88,0 1,0 281,00 24.728,00 15.582,83 2.196,52 7.954,40 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Denise 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Nobres 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 MIM - 138 kV Denise 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 MIM - 138 kV Nobres 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91

LT 138 kV COXIPÓ - DISTRITO, C2 (Nova) 10.351,26 5.592,46 919,48 2.296,48 Custo LD 138 kV 4/0 CS 2031 5,3 1,0 269,03 1.425,86 770,35 126,66 316,33 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2031 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.241,58 368,55 920,48 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Distrito 2031 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.241,58 368,55 920,48 MIM - 138 kV Coxipó 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60 MIM - 138 kV Distrito 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60

SECC LT 138 kV BARRO DURO - CASCA 3, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 9.211,78 8.529,43 818,26 5.988,27 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 1,4 km 2024 1,4 1,0 652,70 913,78 846,09 81,17 594,02 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2024 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 7.683,33 737,09 5.394,25

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 92

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) SECC LT 138 kV COXIPÓ - CPA, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 10.079,87 9.333,21 895,37 6.552,59 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 2,73 km 2024 2,73 1,0 652,70 1.781,87 1.649,88 158,28 1.158,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2024 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 7.683,33 737,09 5.394,25

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.625,44 503,48 772,42 2° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 624,87 119,83 183,84 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV CAMPO VERDE (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.835,47 503,48 1.005,63 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2032 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 674,86 119,83 239,35 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2032 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.003,69 355,79 710,63 MIM - 138 kV 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 40.221,90 3.572,81 29.455,08 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2023 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 26.063,61 2.315,16 19.086,76 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2023 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 8.447,69 750,39 6.186,37 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59

SE 138 kV C. ALTA (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.893,09 513,72 1.026,07 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2032 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 732,47 130,06 259,78 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2032 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.003,69 355,79 710,63 MIM - 138 kV 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, C2 (Nova) 11.819,70 5.069,27 1.049,91 1.160,44 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2034 10,3 1,0 281,00 2.894,30 1.241,32 257,09 284,16 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT V. Grande 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Rei 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 MIM - 138 kV V. Grande 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80 MIM - 138 kV C. Rei 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

LT 138 kV CPA - C. NORTE, C3 (Nova) 12.205,11 5.653,33 1.084,15 1.663,25 Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 7,5 km 2033 7,5 1,0 418,33 3.137,50 1.453,27 278,70 427,56 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 C. Norte 2033 1,0 1,0 4291,21 4.291,21 1.987,66 381,18 584,79 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 MIM - 138 kV C. Norte 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV T. LAGARTO (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.625,44 503,48 772,42 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 624,87 119,83 183,84 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 93

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) LT 138 kV CPA - RODOVIÁRIA, C3 (Nova) 12.545,20 5.810,85 1.114,36 1.709,60 Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 9 km 2033 9,0 1,0 402,20 3.619,80 1.676,67 321,54 493,29 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Rodoviária 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 MIM - 138 kV Rodoviária 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

LT 230 kV CUIABÁ - COXIPÓ, C3 (Nova) Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 17 km 2028 1,0 716,73 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Cuiabá 2028 1,0 5697,53 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Coxipó 2028 1,0 5697,53 MIM - 230 kV Cuiabá 2028 1,0 407,57 MIM - 230 kV Coxipó 2028 1,0 407,57

SE 138 kV C. NORTE (Ampliação/Adequação) 5.858,64 2.512,67 520,41 575,19 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 627,98 130,06 143,75 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BD4 2034 1,0 1,0 4080,72 4.080,72 1.750,15 362,48 400,64 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV COXIPÓ (Ampliação/Adequação) 5.701,24 2.445,16 506,43 559,74 4° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 35 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1382,16 1.382,16 592,78 122,77 135,70 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SECC LT 230 kV COXIPÓ - RONDONÓPOLIS, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ (Nova) 30.691,06 20.887,82 2.726,21 11.590,55 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2028 1,0 934,05 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2028 1,0 934,05 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2028 4,0 1,0 5815,11 23.260,44 15.830,66 2.066,17 8.784,36 MIM - 230 kV 2028 1,0 1,0 1794,80 1.794,80 1.221,51 159,43 677,81 Recapacitação do trecho de 17km entre Cuiabá e Coxipó oriundo do seccionamento 2028 1,0 1,0 5635,82 5.635,82 3.835,64 500,62 2.128,38

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 18.630,52 3.572,81 5.481,24 3° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2033 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 12.072,49 2.315,16 3.551,82 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2033 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 3.912,91 750,39 1.151,21 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2033 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.437,28 467,40 717,07 MIM - 230 kV 2033 1,0 1,0 448,70 448,70 207,83 39,86 61,15

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) 17.902,46 13.158,84 1.590,23 7.843,19 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2027 1,0 1,0 7915,20 7.915,20 5.817,91 703,09 3.467,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.867,65 467,40 2.305,27 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.912,89 352,02 1.736,20 MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 448,70 448,70 329,81 39,86 196,58 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 94

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Alternativa 2c - Reforços na rede existente (SE Coxipó) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte

Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

425.812,27 286.837,19 37.823,81 160.691,77

SE 230/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) 36.237,48 19.577,98 3.218,88 8.039,47 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2031 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 5.410,86 889,62 2.221,91 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 1,0 5155,73 5.155,73 2.785,48 457,97 1.143,83 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 1,0 3994,41 3.994,41 2.158,06 354,81 886,18 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 1,0 4333,19 4.333,19 2.341,09 384,91 961,34 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2031 1,0 1,0 3429,76 3.429,76 1.852,99 304,66 760,91 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2,0 MIM - 230 kV 2031 1,0 1,0 815,14 815,14 440,39 72,41 180,84 MIM - 138 kV 2031 1,0 1,0 571,21 571,21 308,61 50,74 126,73 MIG (Terreno Rural) 2031 1,0 1,2 6461,31 7.922,91 4.280,50 703,77 1.757,74

SECC LT 230 kV CUAIBÁ - NOBRES, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 16.815,69 9.084,99 1.493,69 3.730,65 Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 4,5 km 2031 4,5 1,0 1204,58 5.420,63 2.928,60 481,50 1.202,60 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2031 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 6.156,40 1.012,19 2.528,05

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.783,30 4.590,97 513,72 2.911,30 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2026 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 1.162,35 130,06 737,08 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 3.179,60 355,79 2.016,30 MIM - 138 kV 2026 1,0 1,0 313,70 313,70 249,03 27,87 157,92

SE 230/138 kV COXIPÓ | Substituição dos trafos de 100/100 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 45.278,17 35.943,27 4.021,94 25.966,22 4° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2026 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 6.793,08 760,13 4.307,74 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 4.177,07 467,40 2.648,83 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 3.145,93 352,02 1.994,94 5° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2026 1,0 8557,33 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 4.177,07 467,40 2.648,83 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 3.145,93 352,02 1.994,94 6° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2026 1,0 0,5 7720,43 3.970,50 3.151,91 352,69 2.623,91 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 0,5 5637,75 2.899,41 2.301,65 257,55 1.916,08 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 0,5 3849,73 1.979,86 1.571,68 175,87 1.308,39 7° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2026 1,0 0,6 6999,85 3.999,92 3.175,26 355,30 2.769,21 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 0,6 5637,75 3.221,57 2.557,39 286,16 2.230,35 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 0,6 3849,73 2.199,85 1.746,31 195,41 1.522,99

SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE RODOVIÁRIA (Ampliação/Adequação) 11.105,76 8.816,11 986,50 5.590,61 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 4,5 km 2026 4,5 1,0 623,95 2.807,76 2.228,89 249,41 1.413,42

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 95

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2026 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 6.587,22 737,09 4.177,19

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 38.850,50 24.482,40 3.450,99 12.497,27 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 3° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,2 7205,73 1.441,15 908,17 128,01 463,58 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,2 5261,90 1.052,38 663,18 93,48 338,53 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,2 3962,96 792,59 499,47 70,40 254,96

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) 14.178,63 14.178,63 1.259,45 10.383,22 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 2023 1,0 1,0 6373,88 6.373,88 6.373,88 566,18 4.667,68 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2023 1,0 1,0 1938,50 1.938,50 1.938,50 172,19 1.419,59 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59 MIM - 69 kV 2023 1,0 1,0 155,65 155,65 155,65 13,83 113,98

LT 138 kV DENISE - NOBRES, C2 (Nova) 33.653,40 21.207,35 2.989,35 10.825,49 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2029 88,0 1,0 281,00 24.728,00 15.582,83 2.196,52 7.954,40 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Denise 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Nobres 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 MIM - 138 kV Denise 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 MIM - 138 kV Nobres 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91

LT 138 kV COXIPÓ - DISTRITO, C2 (Nova) 10.351,26 5.592,46 919,48 2.296,48 Custo LD 138 kV 4/0 CS 2031 5,3 1,0 269,03 1.425,86 770,35 126,66 316,33 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2031 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.241,58 368,55 920,48 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Distrito 2031 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.241,58 368,55 920,48 MIM - 138 kV Coxipó 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60 MIM - 138 kV Distrito 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60

SECC LT 138 kV BARRO DURO - CASCA 3, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 9.211,78 4.976,84 818,26 2.043,68 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 1,4 km 2031 1,4 1,0 652,70 913,78 493,69 81,17 202,73 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2031 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 4.483,15 737,09 1.840,95

SECC LT 138 kV COXIPÓ - CPA, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 10.079,87 5.445,84 895,37 2.236,27 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 2,73 km 2031 2,73 1,0 652,70 1.781,87 962,69 158,28 395,32 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2031 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 4.483,15 737,09 1.840,95

LT 230 kV CUIABÁ - COXIPÓ, C3 (Nova) Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 17 km 2024 1,0 716,73

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 96

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Coxipó 2024 1,0 5697,53 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Cuiabá 2024 1,0 5697,53 MIM - 230 kV Cuiabá 2024 1,0 407,57 MIM - 230 kV Coxipó 2024 1,0 407,57

SE 138 kV C. ALTA (Ampliação/Adequação) 5.783,30 3.374,50 513,72 1.560,60 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2030 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 854,36 130,06 395,11 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2030 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.337,10 355,79 1.080,84 MIM - 138 kV 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 20.120,96 3.572,81 7.136,15 3° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2032 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 13.038,29 2.315,16 4.624,19 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2032 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 4.225,95 750,39 1.498,78 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2032 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.632,26 467,40 933,56 MIM - 230 kV 2032 1,0 1,0 448,70 448,70 224,46 39,86 79,61

LT 138 kV CPA - C. NORTE, C3 (Nova) 12.062,90 5.587,46 1.071,52 1.643,87 Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 7,5 km 2033 7,5 1,0 418,33 3.137,50 1.453,27 278,70 427,56 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Norte 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 MIM - 138 kV C. Norte 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, C2 (Nova) 11.819,70 5.069,27 1.049,91 1.160,44 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2034 10,3 1,0 281,00 2.894,30 1.241,32 257,09 284,16 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT V. Grande 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Rei 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 MIM - 138 kV V. Grande 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80 MIM - 138 kV C. Rei 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

LT 138 kV CPA - RODOVIÁRIA, C3 (Nova) 12.545,20 5.810,85 1.114,36 1.709,60 Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 9 km 2033 9,0 1,0 402,20 3.619,80 1.676,67 321,54 493,29 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Rodoviária 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 MIM - 138 kV Rodoviária 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV T. LAGARTO (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.430,96 503,48 556,49 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 578,58 119,83 132,45 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV POCONÉ (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.893,09 513,72 1.026,07 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2032 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 732,47 130,06 259,78

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 97

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2032 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.003,69 355,79 710,63 MIM - 138 kV 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

SE 138 kV C. VERDE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 3.374,50 513,72 1.560,60 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2030 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 854,36 130,06 395,11 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2030 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.337,10 355,79 1.080,84 MIM - 138 kV 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65

SE 138 kV C. NORTE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.480,36 513,72 567,80 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 627,98 130,06 143,75 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SECC LT 230 kV COXIPÓ - RONDONÓPOLIS, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ (Nova) 30.691,06 28.417,65 2.726,21 19.951,24 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2024 1,0 934,05 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2024 1,0 934,05 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2024 4,0 1,0 5815,11 23.260,44 21.537,44 2.066,17 15.120,84 MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 1794,80 1.794,80 1.661,85 159,43 1.166,74 Recapacitação do trecho de 17km entre Cuiabá e Coxipó oriundo do seccionamento 2024 1,0 1,0 5635,82 5.635,82 5.218,35 500,62 3.663,66

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 40.221,90 3.572,81 29.455,08 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2023 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 26.063,61 2.315,16 19.086,76 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2023 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 8.447,69 750,39 6.186,37 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) 17.902,46 13.158,84 1.590,23 7.843,19 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2027 1,0 1,0 7915,20 7.915,20 5.817,91 703,09 3.467,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.867,65 467,40 2.305,27 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.912,89 352,02 1.736,20 MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 448,70 448,70 329,81 39,86 196,58 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 98

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Alternativa 3 - Reforços na rede existente (SE Várzea Grande 2) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte

Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

431.814,06 295.113,12 38.356,94 164.438,74

SE 230/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) 56.266,81 32.831,14 4.998,04 15.183,37 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2030 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 5.843,73 889,62 2.702,54 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 5155,73 5.155,73 3.008,32 457,97 1.391,25 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 3994,41 3.994,41 2.330,70 354,81 1.077,88 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2030 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 5.843,73 889,62 2.702,54 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 5155,73 5.155,73 3.008,32 457,97 1.391,25 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 3994,41 3.994,41 2.330,70 354,81 1.077,88 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 4333,19 4.333,19 2.528,37 384,91 1.169,29 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 3429,76 3.429,76 2.001,23 304,66 925,51 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2,0 MIM - 230 kV 2030 1,0 1,0 1222,72 1.222,72 713,45 108,61 329,95 MIM - 138 kV 2030 1,0 1,0 856,81 856,81 499,94 76,11 231,21 MIG (Terreno Rural) 2030 1,0 1,2 6483,92 8.093,79 4.722,65 718,95 2.184,08

SECC LT 230 kV CUAIBÁ - NOBRES, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 16.815,69 9.811,79 1.493,69 4.537,65 Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 4,5 km 2030 4,5 1,0 1204,58 5.420,63 3.162,89 481,50 1.462,74 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2030 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 6.648,91 1.012,19 3.074,91

SE 138 kV POCONÉ (Ampliação/Adequação) 5.783,30 3.374,50 513,72 1.560,60 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2030 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 854,36 130,06 395,11 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2030 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.337,10 355,79 1.080,84 MIM - 138 kV 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.668,12 4.499,54 503,48 2.853,32 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2026 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 1.070,91 119,83 679,10 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 3.179,60 355,79 2.016,30 MIM - 138 kV 2026 1,0 1,0 313,70 313,70 249,03 27,87 157,92

SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE RODOVIÁRIA (Ampliação/Adequação) 11.105,76 6.998,51 986,50 3.572,45 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 4,5 km 2029 4,5 1,0 623,95 2.807,76 1.769,36 249,41 903,19 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2029 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 5.229,15 737,09 2.669,27

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 38.850,50 24.482,40 3.450,99 12.497,27 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 99

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 3° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,2 7205,73 1.441,15 908,17 128,01 463,58 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,2 5261,90 1.052,38 663,18 93,48 338,53 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,2 3962,96 792,59 499,47 70,40 254,96

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) 14.178,63 14.178,63 1.259,45 10.383,22 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 2023 1,0 1,0 6373,88 6.373,88 6.373,88 566,18 4.667,68 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2023 1,0 1,0 1938,50 1.938,50 1.938,50 172,19 1.419,59 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59 MIM - 69 kV 2023 1,0 1,0 155,65 155,65 155,65 13,83 113,98

LT 138 kV DENISE - NOBRES, C2 (Nova) 33.653,40 21.207,35 2.989,35 10.825,49 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2029 88,0 1,0 281,00 24.728,00 15.582,83 2.196,52 7.954,40 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Denise 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Nobres 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 MIM - 138 kV Denise 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 MIM - 138 kV Nobres 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91

LT 138 kV COXIPÓ - DISTRITO, C2 (Nova) 10.351,26 6.039,86 919,48 2.793,25 Custo LD 138 kV 4/0 CS 2030 5,3 1,0 269,03 1.425,86 831,98 126,66 384,76 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2030 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.420,90 368,55 1.119,59 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Distrito 2030 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.420,90 368,55 1.119,59 MIM - 138 kV Coxipó 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65 MIM - 138 kV Distrito 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65

SECC LT 138 kV BARRO DURO - CASCA 3, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 9.211,78 5.374,99 818,26 2.485,76 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 1,4 km 2030 1,4 1,0 652,70 913,78 533,18 81,17 246,58 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2030 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 4.841,80 737,09 2.239,18

SECC LT 138 kV COXIPÓ - CPA, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 10.079,87 5.881,51 895,37 2.720,01 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 2,73 km 2030 2,73 1,0 652,70 1.781,87 1.039,70 158,28 480,83 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2030 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 4.841,80 737,09 2.239,18

LT 230 kV CUIABÁ - COXIPÓ, C3 (Nova) Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 17 km 2024 1,0 716,73 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Coxipó 2024 1,0 5697,53 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Cuiabá 2024 1,0 5697,53 MIM - 230 kV Cuiabá 2024 1,0 407,57 MIM - 230 kV Coxipó 2024 1,0 407,57

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 20.120,96 3.572,81 7.136,15

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 100

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) 3° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2032 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 13.038,29 2.315,16 4.624,19 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2032 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 4.225,95 750,39 1.498,78 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2032 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.632,26 467,40 933,56 MIM - 230 kV 2032 1,0 1,0 448,70 448,70 224,46 39,86 79,61

LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, C2 (Nova) 11.819,70 5.069,27 1.049,91 1.160,44 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2034 10,3 1,0 281,00 2.894,30 1.241,32 257,09 284,16 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT V. Grande 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Rei 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 MIM - 138 kV V. Grande 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80 MIM - 138 kV C. Rei 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 230/138 kV VÁRZEA GRANDE 2 (Ampliação/Adequação) 50.075,43 39.751,49 4.448,07 25.207,85 3° ATF 230/138 kV, 3 x 50 MVA 1Ф 2026 3,0 1,0 4739,28 14.217,84 11.286,58 1.262,93 7.157,23 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 4.177,07 467,40 2.648,83 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 4099,82 4.099,82 3.254,57 364,18 2.063,84 MIM - 230 kV 2026 1,0 1,0 448,70 448,70 356,19 39,86 225,87 MIM - 138 kV 2026 1,0 1,0 627,40 627,40 498,05 55,73 315,83 Transformador defasador - Ref Aneel (leilão Santana do Araguaia) 2026 3,0 1,0 7106,65 21.319,95 16.924,46 1.893,80 10.732,41 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 4099,82 4.099,82 3.254,57 364,18 2.063,84

SE 138 kV C. VERDE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 3.374,50 513,72 1.560,60 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2030 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 854,36 130,06 395,11 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2030 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.337,10 355,79 1.080,84 MIM - 138 kV 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65

SE 138 kV C. ALTA (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.678,79 513,72 788,12 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV T. LAGARTO (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.678,79 513,72 788,12 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV C. NORTE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.480,36 513,72 567,80 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 627,98 130,06 143,75 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV V. GRANDE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.480,36 513,72 567,80 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 627,98 130,06 143,75 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 101

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SECC LT 230 kV COXIPÓ - RONDONÓPOLIS, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ (Nova) 30.691,06 28.417,65 2.726,21 19.951,24 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2024 1,0 934,05 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2024 1,0 934,05 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2024 4,0 1,0 5815,11 23.260,44 21.537,44 2.066,17 15.120,84 MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 1794,80 1.794,80 1.661,85 159,43 1.166,74 Recapacitação do trecho de 17km entre Cuiabá e Coxipó oriundo do seccionamento 2024 1,0 1,0 5635,82 5.635,82 5.218,35 500,62 3.663,66

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 40.221,90 3.572,81 29.455,08 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2023 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 26.063,61 2.315,16 19.086,76 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2023 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 8.447,69 750,39 6.186,37 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) 17.902,46 13.158,84 1.590,23 7.843,19 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2027 1,0 1,0 7915,20 7.915,20 5.817,91 703,09 3.467,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.867,65 467,40 2.305,27 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.912,89 352,02 1.736,20 MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 448,70 448,70 329,81 39,86 196,58 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 102

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Alternativa 4 - Reforços na rede existente (SE Mário Covas) e postergação da nova SE 230/138 kV Cuiabá Norte

Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

483.497,02 325.220,91 42.947,80 180.173,13

SE 230/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) 54.187,28 36.878,95 4.813,32 20.463,95 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2028 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 6.816,13 889,62 3.782,24 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2028 1,0 1,0 5155,73 5.155,73 3.508,90 457,97 1.947,07 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2028 1,0 1,0 3994,41 3.994,41 2.718,53 354,81 1.508,50 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2028 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 6.816,13 889,62 3.782,24 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2028 1,0 1,0 5155,73 5.155,73 3.508,90 457,97 1.947,07 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2028 1,0 1,0 3994,41 3.994,41 2.718,53 354,81 1.508,50 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2028 1,0 1,0 4333,19 4.333,19 2.949,10 384,91 1.636,44 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2028 1,0 1,0 3429,76 3.429,76 2.334,24 304,66 1.295,26 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2,0 MIG (Terreno Rural) 2028 1,0 1,2 6483,92 8.093,79 5.508,50 718,95 3.056,64

SECC LT 230 kV CUAIBÁ - NOBRES, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 16.815,69 11.444,48 1.493,69 6.350,48 Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 4,5 km 2028 4,5 1,0 1204,58 5.420,63 3.689,19 481,50 2.047,11 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2028 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 7.755,29 1.012,19 4.303,37

SE 138 kV POCONÉ (Ampliação/Adequação) 5.783,30 3.124,54 513,72 1.283,06 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2031 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 791,07 130,06 324,84 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2031 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.163,98 355,79 888,61 MIM - 138 kV 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.668,12 4.499,54 503,48 2.853,32 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2026 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 1.070,91 119,83 679,10 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 3.179,60 355,79 2.016,30 MIM - 138 kV 2026 1,0 1,0 313,70 313,70 249,03 27,87 157,92

SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE RODOVIÁRIA (Ampliação/Adequação) 11.105,76 8.163,06 986,50 4.865,51 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 4,5 km 2027 4,5 1,0 623,95 2.807,76 2.063,79 249,41 1.230,10 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2027 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 6.099,28 737,09 3.635,41

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 38.850,50 24.482,40 3.450,99 12.497,27 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 3° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,2 7205,73 1.441,15 908,17 128,01 463,58

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 103

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,2 5261,90 1.052,38 663,18 93,48 338,53 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,2 3962,96 792,59 499,47 70,40 254,96

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) 14.178,63 14.178,63 1.259,45 10.383,22 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 2023 1,0 1,0 6373,88 6.373,88 6.373,88 566,18 4.667,68 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2023 1,0 1,0 1938,50 1.938,50 1.938,50 172,19 1.419,59 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59 MIM - 69 kV 2023 1,0 1,0 155,65 155,65 155,65 13,83 113,98

LT 138 kV DENISE - NOBRES, C2 (Nova) 33.653,40 21.207,35 2.989,35 10.825,49 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2029 88,0 1,0 281,00 24.728,00 15.582,83 2.196,52 7.954,40 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Denise 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Nobres 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 MIM - 138 kV Denise 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 MIM - 138 kV Nobres 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91

LT 138 kV COXIPÓ - DISTRITO, C2 (Nova) 10.351,26 5.592,46 919,48 2.296,48 Custo LD 138 kV 4/0 CS 2031 5,3 1,0 269,03 1.425,86 770,35 126,66 316,33 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2031 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.241,58 368,55 920,48 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Distrito 2031 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.241,58 368,55 920,48 MIM - 138 kV Coxipó 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60 MIM - 138 kV Distrito 2031 1,0 1,0 313,70 313,70 169,48 27,87 69,60

SECC LT 138 kV BARRO DURO - CASCA 3, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 9.211,78 6.269,38 818,26 3.478,85 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 1,4 km 2028 1,4 1,0 652,70 913,78 621,90 81,17 345,09 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2028 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 5.647,48 737,09 3.133,76

SECC LT 138 kV COXIPÓ - CPA, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 10.079,87 6.860,19 895,37 3.806,69 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 2,73 km 2028 2,73 1,0 652,70 1.781,87 1.212,71 158,28 672,93 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2028 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 5.647,48 737,09 3.133,76

LT 230 kV CUIABÁ - COXIPÓ, C3 (Nova) Circuito Simples 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 17 km 2024 1,0 716,73 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Coxipó 2024 1,0 5697,53 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 Cuiabá 2024 1,0 5697,53 MIM - 230 kV Cuiabá 2024 1,0 407,57 MIM - 230 kV Coxipó 2024 1,0 407,57

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 20.120,96 3.572,81 7.136,15 3° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2032 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 13.038,29 2.315,16 4.624,19 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2032 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 4.225,95 750,39 1.498,78 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2032 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.632,26 467,40 933,56 MIM - 230 kV 2032 1,0 1,0 448,70 448,70 224,46 39,86 79,61

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 104

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator)

LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, C2 (Nova) 11.819,70 5.069,27 1.049,91 1.160,44 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2034 10,3 1,0 281,00 2.894,30 1.241,32 257,09 284,16 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT V. Grande 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Rei 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 MIM - 138 kV V. Grande 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80 MIM - 138 kV C. Rei 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV C. VERDE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.678,79 513,72 788,12 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV C. ALTA (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.678,79 513,72 788,12 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV T. LAGARTO (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.480,36 513,72 567,80 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 627,98 130,06 143,75 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV C. NORTE (Ampliação/Adequação) 5.668,12 2.430,96 503,48 556,49 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 30 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1349,04 1.349,04 578,58 119,83 132,45 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.717,84 355,79 393,24 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 230/138 kV M. COVAS (Nova) 34.349,96 27.268,11 3.051,22 17.291,68 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2026 1,0 1,0 10015,13 10.015,13 7.950,33 889,62 5.041,59 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 5155,73 5.155,73 4.092,78 457,97 2.595,38 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 3860,07 3.860,07 3.064,25 342,88 1.943,15 IB (Interligação de Barras) 230 kV, Arranjo BD4 2026 1,0 1,0 4333,19 4.333,19 3.439,83 384,91 2.181,32 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BPT 2026 1,0 1,0 3153,25 3.153,25 2.503,15 280,10 1.587,34 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2,0 MIG (Terreno Rural) 2026 1,0 1,0 6446,24 6.446,24 5.117,23 572,60 3.245,02 MIM - 230 kV 2026 1,0 1,0 815,14 815,14 647,08 72,41 410,34 MIM - 138 kV 2026 1,0 1,0 571,21 571,21 453,44 50,74 287,55

LT 138 kV CPA - RODOVIÁRIA, C3 (Nova) 12.545,20 5.810,85 1.114,36 1.709,60 Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 9 km 2033 9,0 1,0 402,20 3.619,80 1.676,67 321,54 493,29 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Rodoviária 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 105

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) MIM - 138 kV Rodoviária 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

LT 138 kV CPA - C. NORTE, C3 (Nova) 12.062,90 5.587,46 1.071,52 1.643,87 Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 7,5 km 2033 7,5 1,0 418,33 3.137,50 1.453,27 278,70 427,56 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Norte 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV CPA 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 MIM - 138 kV C. Norte 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 230/138 kV COXIPÓ | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 37.576,40 16.115,87 3.337,81 5.531,25 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2034 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 3.670,09 760,13 840,15 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2034 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.256,74 467,40 516,61 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 1.699,65 352,02 389,08 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2034 1,0 8557,33 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2034 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 2.256,74 467,40 516,61 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 1.699,65 352,02 389,08 6° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2034 1,0 0,3 7720,43 2.205,84 946,05 195,94 563,88 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2034 1,0 0,3 5637,75 1.610,79 690,84 143,08 411,77 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 0,3 3849,73 1.099,92 471,74 97,70 281,17 7° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2034 1,0 0,3 6999,85 2.399,95 1.029,30 213,18 689,02 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2034 1,0 0,3 5637,75 1.932,94 829,01 171,70 554,95 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2034 1,0 0,3 3849,73 1.319,91 566,09 117,24 378,94

SECC LT 230 kV V. GRANDE 2 - COXIPÓ, C1, NA SE M. COVAS (Nova) 13.201,94 10.480,12 1.172,69 6.645,82 Circuito Duplo 230 kV, 2 x 795 MCM (TERN), 1,5 km 2026 1,5 1,0 1204,58 1.806,88 1.434,36 160,50 909,58 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2026 2,0 1,0 5697,53 11.395,06 9.045,77 1.012,19 5.736,24

SECC LT 230 kV COXIPÓ - RONDONÓPOLIS, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ (Nova) 30.691,06 28.417,65 2.726,21 19.951,24 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2024 1,0 934,05 Circuito Duplo 230 kV, 1 x 636 MCM (GROSBEAK), 0,5 km 2024 1,0 934,05 EL (Entrada de Linha) 230 kV, Arranjo BD4 2024 4,0 1,0 5815,11 23.260,44 21.537,44 2.066,17 15.120,84 MIM - 230 kV 2024 1,0 1,0 1794,80 1.794,80 1.661,85 159,43 1.166,74 Recapacitação do trecho de 17km entre Cuiabá e Coxipó oriundo do seccionamento 2024 1,0 1,0 5635,82 5.635,82 5.218,35 500,62 3.663,66

SE 500/230 kV CUIABÁ (Ampliação/Adequação) 40.221,90 40.221,90 3.572,81 29.455,08 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2023 3,0 1,0 8687,87 26.063,61 26.063,61 2.315,16 19.086,76 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2023 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 8.447,69 750,39 6.186,37 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) 17.902,46 13.158,84 1.590,23 7.843,19 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2027 1,0 1,0 7915,20 7.915,20 5.817,91 703,09 3.467,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.867,65 467,40 2.305,27

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 106

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Custo Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Parcela Unitário Custo Total VP RN Anual (sem fator) CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.912,89 352,02 1.736,20 MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 448,70 448,70 329,81 39,86 196,58 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 107

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Alternativa 5 - Implantação da nova SE 500/138 kV Cuiabá Norte

Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Custo Unitário Parcela Custo Total VP RN (sem fator) Anual

423.495,20 317.419,67 37.617,99 193.626,62

SE 138 kV POCONÉ (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.893,09 513,72 1.026,07 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2032 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 732,47 130,06 259,78 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2032 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.003,69 355,79 710,63 MIM - 138 kV 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

SE 138 kV CÁCERES (Ampliação/Adequação) 5.783,30 4.250,90 513,72 2.533,70 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2027 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 1.076,25 130,06 641,48 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 2.944,07 355,79 1.754,78 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

SECC LT 138 kV CPA - C. ALTA, C1 e C2 (CD), NA SE RODOVIÁRIA (Ampliação/Adequação) 11.105,76 8.163,06 986,50 4.865,51 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 4,5 km 2027 4,5 1,0 623,95 2.807,76 2.063,79 249,41 1.230,10 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT 2027 2,0 1,0 4149,00 8.298,00 6.099,28 737,09 3.635,41

SE 230/138 kV RONDONÓPOLIS | Substituição dos trafos de 100/102 por trafos de 150/180 MVA (Ampliação/Adequação) 38.850,50 24.482,40 3.450,99 12.497,27 1° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 2° ATF 230/138 kV, 1 x 150 MVA 3Ф 2029 1,0 1,0 8557,33 8.557,33 5.392,57 760,13 2.752,69 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.315,89 467,40 1.692,63 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.497,34 352,02 1.274,79 3° ATF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2029 1,0 0,2 7205,73 1.441,15 908,17 128,01 463,58 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2029 1,0 0,2 5261,90 1.052,38 663,18 93,48 338,53 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2029 1,0 0,2 3962,96 792,59 499,47 70,40 254,96

SE 230/69 kV SORRISO (Ampliação/Adequação) 14.178,63 14.178,63 1.259,45 10.383,22 4° TF 230/69 kV, 1 x 60 MVA 3Ф 2023 1,0 1,0 6373,88 6.373,88 6.373,88 566,18 4.667,68 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 CT (Conexão de Transformador) 69 kV, Arranjo BPT 2023 1,0 1,0 1938,50 1.938,50 1.938,50 172,19 1.419,59 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59 MIM - 69 kV 2023 1,0 1,0 155,65 155,65 155,65 13,83 113,98

LT 138 kV DENISE - NOBRES, C2 (Nova) 33.653,40 21.207,35 2.989,35 10.825,49 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2029 88,0 1,0 281,00 24.728,00 15.582,83 2.196,52 7.954,40 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Denise 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Nobres 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 MIM - 138 kV Denise 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 MIM - 138 kV Nobres 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 108

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Custo Unitário Parcela Custo Total VP RN (sem fator) Anual

LT 138 kV COXIPÓ - DISTRITO, C2 (Nova) 10.351,26 5.178,21 919,48 1.836,51 Custo LD 138 kV 4/0 CS 2032 5,3 1,0 269,03 1.425,86 713,28 126,66 252,98 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2032 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.075,53 368,55 736,11 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Distrito 2032 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.075,53 368,55 736,11 MIM - 138 kV Coxipó 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66 MIM - 138 kV Distrito 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

SECC LT 138 kV BARRO DURO - CASCA 3, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 10.540,52 9.759,74 936,29 6.852,04 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 3 km 2024 3,0 1,0 652,70 1.958,10 1.813,06 173,93 1.272,90 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 4291,21 8.582,42 7.946,69 762,35 5.579,15

SECC LT 138 kV COXIPÓ - CPA, C1 e C2 (CD), NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 12.498,62 11.572,80 1.110,22 8.124,94 Circuito Duplo 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 6 km 2024 6,0 1,0 652,70 3.916,20 3.626,11 347,87 2.545,79 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 2024 2,0 1,0 4291,21 8.582,42 7.946,69 762,35 5.579,15

LT 138 kV V. GRANDE - C. REI, C2 (Nova) 11.819,70 5.069,27 1.049,91 1.160,44 Custo LD 138 kV CS 1x266,8 MCM 2034 10,3 1,0 281,00 2.894,30 1.241,32 257,09 284,16 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT V. Grande 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Rei 2034 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.779,43 368,55 407,34 MIM - 138 kV V. Grande 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80 MIM - 138 kV C. Rei 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

SE 138 kV C. VERDE (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.678,79 513,72 788,12 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV C. ALTA (Ampliação/Adequação) 5.783,30 2.678,79 513,72 788,12 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2033 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 678,22 130,06 199,54 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BPT 2033 1,0 1,0 4005,38 4.005,38 1.855,27 355,79 545,83 MIM - 138 kV 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

SE 138 kV C. NORTE (Ampliação/Adequação) 5.858,64 2.512,67 520,41 575,19 1° Capacitor em Derivação 138 kV, 1 x 50 Mvar 3Ф 2034 1,0 1,0 1464,22 1.464,22 627,98 130,06 143,75 CCD (Conexão de Capacitor Derivação) 138 kV, Arranjo BD4 2034 1,0 1,0 4080,72 4.080,72 1.750,15 362,48 400,64 MIM - 138 kV 2034 1,0 1,0 313,70 313,70 134,54 27,87 30,80

LT 138 kV CPA - RODOVIÁRIA, C3 (Nova) 12.545,20 6.275,72 1.114,36 2.225,76 Circuito Simples 138 kV, 1 x 336,4 MCM (LINNET), 9 km 2032 9,0 1,0 402,20 3.619,80 1.810,80 321,54 642,22 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2032 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.075,53 368,55 736,11 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Rodoviária 2032 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.075,53 368,55 736,11 MIM - 138 kV CPA 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66 MIM - 138 kV Rodoviária 2032 1,0 1,0 313,70 313,70 156,93 27,87 55,66

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 109

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Custo Unitário Parcela Custo Total VP RN (sem fator) Anual

LT 138 kV CPA - C. NORTE, C3 (Nova) 14.070,90 8.867,05 1.249,88 4.526,27 Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 12,3 km 2029 12,3 1,0 418,33 5.145,50 3.242,54 457,06 1.655,18 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT CPA 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT C. Norte 2029 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 2.614,57 368,55 1.334,63 MIM - 138 kV CPA 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91 MIM - 138 kV C. Norte 2029 1,0 1,0 313,70 313,70 197,68 27,87 100,91

SE 500/138 kV CUIABÁ NORTE (Nova) 90.477,12 83.775,11 8.036,85 58.816,17 1° ATF 500/138 kV, (3+1R) x 250 MVA 1Ф 2024 4,0 1,0 10117,14 40.468,56 37.470,89 3.594,72 26.307,27 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2024 1,0 1,0 8273,85 8.273,85 7.660,97 734,94 5.378,56 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 3994,41 3.994,41 3.698,53 354,81 2.596,63 IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 2024 2,0 1,0 7643,77 15.287,54 14.155,13 1.357,95 9.937,92 IB (Interligação de Barras) 138 kV, Arranjo BD4 2024 1,0 1,0 3429,76 3.429,76 3.175,70 304,66 2.229,57 EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 4,0 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 4,0 MIM - 500 kV 2024 1,0 1,0 2502,90 2.502,90 2.317,50 222,33 1.627,05 MIM - 138 kV 2024 1,0 1,0 571,21 571,21 528,90 50,74 371,32 MIG (Terreno Rural) 2024 1,0 1,0 15948,89 15.948,89 14.767,49 1.416,70 10.367,84

SECC LT 500 kV JAURU - CUIABÁ, C1, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 19.647,80 11.464,30 1.745,26 5.301,88 Circuito Duplo 500 kV, 3 x 954 MCM (RAIL), 1,5 km 2030 1,5 1,0 2145,60 3.218,40 1.877,91 285,88 868,47 EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 2030 2,0 1,0 7358,02 14.716,04 8.586,67 1.307,19 3.971,06 Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 45,3 Mvar 1Ф 2030 3,0 0,007 3421,93 74,94 43,73 6,66 20,22 Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 45,3 Mvar 1Ф 2030 3,0 0,160 3421,93 1.638,42 956,00 145,54 442,12

SECC LT 500 kV JAURU - CUIABÁ, C2, NA SE CUIABÁ NORTE (Nova) 19.647,80 18.192,41 1.745,26 12.772,38 Circuito Duplo 500 kV, 3 x 954 MCM (RAIL), 1,5 km 2024 1,5 1,0 2145,60 3.218,40 2.980,00 285,88 2.092,17 EL (Entrada de Linha) 500 kV, Arranjo DJM 2024 2,0 1,0 7358,02 14.716,04 13.625,96 1.307,19 9.566,41 Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 45,3 Mvar 1Ф 2024 3,0 0,007 3421,93 74,94 69,39 6,66 48,72 Reator de Linha Fixo 500 kV, 3 x 45,3 Mvar 1Ф 2024 3,0 0,160 3421,93 1.638,42 1.517,06 145,54 1.065,08

SE 500/230 kV CUIABÁ | Trafo com sobrecusto de 8% - será remanejado para Cuiabá Norte (Ampliação/Adequação) 42.306,99 42.306,99 3.758,02 30.982,02 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2023 3,0 1,1 8687,87 28.148,70 28.148,70 2.500,38 20.613,70 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2023 1,0 1,0 8447,69 8.447,69 8.447,69 750,39 6.186,37 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2023 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 5.261,90 467,40 3.853,37 MIM - 230 kV 2023 1,0 1,0 448,70 448,70 448,70 39,86 328,59

LT 138 kV COXIPÓ - C. NORTE, C3 (Nova) 13.418,28 6.215,26 1.191,91 1.828,58 Circuito Simples 138 kV, 1 x 556,5 MCM (DOVE), 10,4 km 2033 10,4 1,0 418,33 4.350,67 2.015,20 386,46 592,89 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BPT Coxipó 2033 1,0 1,0 4149,00 4.149,00 1.921,79 368,55 565,41 MIM - 138 kV Coxipó 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75 EL (Entrada de Linha) 138 kV, Arranjo BD4 C. Norte 2033 1,0 1,0 4291,21 4.291,21 1.987,66 381,18 584,79 MIM - 138 kV C. Norte 2033 1,0 1,0 313,70 313,70 145,30 27,87 42,75

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 110

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Custo da Alternativa ( R$ x 1000 ) Descrição Terminal Ano Qtde. Fator Custo Unitário Parcela Custo Total VP RN (sem fator) Anual

SE 500/138 kV CUIABÁ NORTE (Ampliação/Adequação) 17.278,91 10.082,08 1.534,84 4.662,64 CT (Conexão de Transformador) 500 kV, Arranjo DJM 2030 1,0 8447,69 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 1,0 4099,82 4.099,82 2.392,21 364,18 1.106,32 IB (Interligação de Barras) 500 kV, Arranjo DJM 2030 1,0 1,0 7816,97 7.816,97 4.561,13 694,36 2.109,38 MIM - 500 kV 2030 1,0 1,0 1378,94 1.378,94 804,60 122,49 372,10 MIM - 138 kV 2030 1,0 1,0 313,70 313,70 183,04 27,87 84,65 2° ATF 500/230 kV, 3 x 250 MVA 1Ф 2030 3,0 0,2 6932,92 3.319,48 1.936,89 294,86 895,75 Custo de transporte do transformador de Cuiabá para Cuiabá Norte 2030 1,0 1,0 350,00 350,00 204,22 31,09 94,45

SE 230/138 kV NOBRES (Ampliação/Adequação) 17.902,46 13.158,84 1.590,23 7.843,19 3° TF 230/138 kV, 1 x 100 MVA 3Ф 2027 1,0 1,0 7915,20 7.915,20 5.817,91 703,09 3.467,70 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2027 1,0 1,0 5261,90 5.261,90 3.867,65 467,40 2.305,27 CT (Conexão de Transformador) 138 kV, Arranjo BPT 2027 1,0 1,0 3962,96 3.962,96 2.912,89 352,02 1.736,20 MIM - 230 kV 2027 1,0 1,0 448,70 448,70 329,81 39,86 196,58 MIM - 138 kV 2027 1,0 1,0 313,70 313,70 230,58 27,87 137,43

SE 500/230 kV CUIABÁ | Remuneração ativo não depreciado - CT 230 kV (Ampliação/Adequação) 4.209,52 2.456,21 373,92 2.411,12 CT (Conexão de Transformador) 230 kV, Arranjo BD4 2030 1,0 0,8 5261,90 4.209,52 2.456,21 373,92 2.411,12

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 111

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Anexo 4 – Previsões de Mercado por Barramento – Região Metropolitana de Cuiabá e proximidades

Tabela 15-4 - Projeção de Demanda - Patamar de Carga Leve Número Nome da 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 da P Q P Q P Q P Q P Q P Q P Q P Q P Q Barra Barra (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) 1292 CUIABA-MT138 24,29 9,26 25,41 9,69 26,60 10,14 27,79 10,59 29,03 11,07 30,30 11,55 31,62 12,06 32,98 12,57 34,39 13,11 1294 B DURO-S1-13 49,02 19,69 51,27 20,59 53,68 21,56 56,08 22,52 58,57 23,52 61,14 24,56 63,81 25,62 66,55 26,73 69,38 27,86 1296 VGRAND-S1-13 44,73 16,74 46,79 17,51 48,98 18,33 51,17 19,15 53,44 20,00 55,79 20,88 58,22 21,79 60,73 22,73 63,31 23,69 1298 C ALTA-S1-13 39,46 15,98 41,28 16,71 43,21 17,49 45,14 18,28 47,15 19,09 49,22 19,93 51,37 20,79 53,58 21,69 55,85 22,61 1301 C P A -S1-13 29,98 18,31 31,36 19,15 32,83 20,05 34,29 20,94 35,81 21,87 37,39 22,84 39,02 23,83 40,70 24,86 42,43 25,91 1303 CRIREI-S1-13 25,54 6,45 26,72 6,74 27,97 7,06 29,22 7,37 30,51 7,70 31,86 8,04 33,24 8,39 34,68 8,75 36,15 9,12 1305 RODOV-S1--13 27,07 10,05 28,32 10,51 29,65 11,00 30,97 11,49 32,35 12,00 33,77 12,53 35,24 13,08 36,76 13,64 38,32 14,22 26300 SGONCA-1-138 14,24 7,16 14,89 7,49 15,59 7,84 16,29 8,19 17,01 8,55 17,76 8,93 18,53 9,32 19,33 9,72 20,15 10,13 1308 CASCAS-1-138 8,92 0,33 9,33 0,35 9,77 0,36 10,20 0,38 10,65 0,40 11,12 0,42 11,61 0,43 12,11 0,45 12,62 0,47 1309 C VERD-1-138 27,57 8,26 28,84 8,64 30,19 9,05 31,54 9,45 32,94 9,87 34,39 10,30 35,89 10,75 37,43 11,22 39,03 11,69 1310 PRIMAV-1-138 35,30 9,75 36,99 10,25 38,65 10,68 40,38 11,15 42,17 11,65 44,03 12,16 45,94 12,69 47,92 13,24 49,96 13,80 1318 RONDON-T- 13 33,73 16,41 35,29 17,17 36,94 17,97 38,59 18,77 40,31 19,61 42,08 20,47 43,91 21,36 45,80 22,28 47,75 23,23 1319 ROND RURAL34 15,84 3,70 16,57 3,87 17,35 4,05 18,12 4,24 18,93 4,42 19,76 4,62 20,62 4,82 21,51 5,03 22,42 5,24 1321 RONDII-S1-13 23,59 13,17 24,67 13,78 25,83 14,42 26,98 15,06 28,18 15,73 29,42 16,43 30,70 17,14 32,02 17,88 33,38 18,64 1322 SOZINH-1-138 1,63 1,35 1,70 1,41 1,78 1,47 1,86 1,54 1,95 1,61 2,03 1,68 2,12 1,75 2,21 1,83 2,30 1,90 1323 PETROV-1-138 5,96 0,87 6,24 0,91 6,53 0,96 6,82 1,00 7,13 1,04 7,44 1,09 7,76 1,14 8,10 1,19 8,44 1,24 1324 C MAGA-S1-13 3,90 2,40 4,08 2,51 4,27 2,63 4,46 2,75 4,65 2,87 4,86 3,00 5,07 3,13 5,29 3,26 5,51 3,40 1340 POCONE-1-138 16,79 8,25 17,57 8,63 18,39 9,04 19,21 9,44 20,06 9,86 20,95 10,30 21,86 10,74 22,80 11,21 23,77 11,68 1341 CACERE-1-138 22,17 5,05 23,19 5,28 24,28 5,53 25,36 5,78 26,49 6,03 27,65 6,30 28,86 6,57 30,10 6,86 31,38 7,15 1342 QMARCO-1-138 20,07 2,37 20,99 2,47 21,97 2,59 22,96 2,71 23,98 2,83 25,03 2,95 26,12 3,08 27,24 3,21 28,40 3,35 1343 ARAPUT-1-138 9,32 0,91 9,75 0,95 10,21 0,99 10,66 1,04 11,14 1,08 11,63 1,13 12,13 1,18 12,65 1,23 13,19 1,28 1352 NOBRES-T- 13 15,64 8,87 16,36 9,28 17,13 9,72 17,89 10,15 18,69 10,60 19,51 11,07 20,36 11,55 21,24 12,05 22,14 12,56 1355 DENISE-6- 69 1,31 0,41 1,37 0,43 1,44 0,45 1,50 0,47 1,57 0,49 1,63 0,51 1,71 0,54 1,78 0,56 1,86 0,58 1356 TANGAR-1-138 28,53 9,39 29,84 9,82 31,24 10,28 32,63 10,74 34,08 11,21 35,58 11,71 37,13 12,22 38,73 12,74 40,38 13,28 1359 DIAMAN-1-138 18,59 5,30 19,45 5,54 20,36 5,80 21,27 6,06 22,21 6,33 23,19 6,61 24,20 6,90 25,24 7,19 26,32 7,50 1370 PARECI-1-138 17,64 5,24 18,45 5,48 19,31 5,74 20,17 6,00 21,07 6,26 22,00 6,54 22,95 6,82 23,94 7,12 24,96 7,42 1373 BRASNO-1-138 4,04 3,34 4,22 3,49 4,42 3,65 4,62 3,82 4,82 3,99 5,04 4,16 5,26 4,34 5,48 4,53 5,72 4,72 25711 CUIABÁ DIST 31,98 13,22 33,45 13,83 35,02 14,48 36,59 15,13 38,21 15,80 39,89 16,49 41,63 17,21 43,42 17,95 45,27 18,71 1306 TREVO DO LAGARTO 28,99 12,91 30,32 13,51 31,74 14,14 33,16 14,77 34,63 15,43 36,16 16,11 37,73 16,81 39,36 17,53 41,03 18,28 25731 ADM 11,24 2,58 11,24 2,58 11,24 2,58 11,74 2,69 12,26 2,81 12,80 2,94 13,36 3,07 13,93 3,20 14,52 3,33 25732 BUNGE 18,69 7,33 18,88 7,40 19,07 7,47 19,92 7,81 20,81 8,15 21,72 8,51 22,67 8,88 23,64 9,27 24,65 9,66 1353 FCIMENTO 11,37 4,85 11,49 4,90 11,60 4,94 12,12 5,16 12,66 5,39 13,21 5,63 13,79 5,88 14,38 6,13 15,00 6,39 26000 VOTORANTIM 7,21 0,90 7,29 0,91 7,36 0,91 7,69 0,96 8,03 1,00 8,38 1,04 8,75 1,09 9,12 1,13 9,51 1,18

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 112

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Tabela 15-5 - Projeção de Demanda - Patamar de Carga Média Número Nome da 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 da P Q P Q P Q P Q P Q P P Q P Q P Q Barra Barra Q (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) (MW) (Mvar) 1292 COXIPO--T-13 36,18 14,64 37,87 15,32 39,61 16,03 41,38 16,74 43,22 17,49 45,12 18,26 47,08 19,05 49,11 19,87 51,20 20,71 1294 B DURO-S1-13 120,06 40,86 125,66 42,77 131,42 44,73 137,29 46,73 143,39 48,80 149,70 50,95 156,22 53,17 162,94 55,46 169,87 57,81 1296 VGRAND-S1-13 87,36 23,10 91,43 24,18 95,62 25,29 99,90 26,42 104,33 27,59 108,92 28,81 113,67 30,06 118,56 31,36 123,60 32,69 1298 C ALTA-S1-13 84,17 29,03 88,10 30,38 92,14 31,78 96,26 33,20 100,53 34,67 104,95 36,20 109,52 37,77 114,24 39,40 119,09 41,07 1301 C P A -S1-13 49,03 25,06 51,31 26,23 53,67 27,44 56,07 28,66 58,55 29,93 61,13 31,25 63,79 32,61 66,54 34,01 69,37 35,46 1303 CRIREI-S1-13 44,73 9,27 46,82 9,71 48,97 10,15 51,16 10,61 53,43 11,08 55,78 11,56 58,21 12,07 60,71 12,59 63,29 13,12 1305 RODOV-S1--13 63,54 21,02 66,50 22,00 69,55 23,01 72,66 24,03 75,88 25,10 79,22 26,21 82,67 27,35 86,23 28,52 89,90 29,74 26300 SGONCA-1-138 39,51 14,74 41,35 15,43 43,25 16,13 45,18 16,85 47,18 17,60 49,26 18,38 51,41 19,18 53,62 20,00 55,90 20,85 1308 CASCAS-1-138 11,41 2,13 11,94 2,22 12,49 2,33 13,04 2,43 13,62 2,54 14,22 2,65 14,84 2,77 15,48 2,88 16,14 3,01 1309 C VERD-1-138 39,60 14,25 41,45 14,92 43,35 15,60 45,29 16,30 47,30 17,02 49,38 17,77 51,53 18,55 53,75 19,35 56,03 20,17 1310 PRIMAV-1-138 58,58 18,34 61,26 19,91 64,12 20,08 66,99 20,97 69,96 21,90 73,04 22,87 76,22 23,86 79,50 24,89 82,88 25,95 1318 RONDON-T- 13 59,78 26,95 62,57 28,20 65,44 29,49 68,37 30,81 71,40 32,18 74,55 33,60 77,79 35,06 81,14 36,57 84,59 38,12 1319 ROND RURAL34 23,69 1,17 24,79 1,22 25,93 1,28 27,09 1,33 28,29 1,39 29,53 1,45 30,82 1,52 32,15 1,58 33,51 1,65 1321 RONDII-S1-13 51,39 23,16 53,79 24,24 56,26 25,35 58,77 26,49 61,38 27,66 64,08 28,88 66,87 30,14 69,75 31,43 72,72 32,77 1322 SOZINH-1-138 3,06 2,36 3,20 2,47 3,35 2,58 3,50 2,70 3,66 2,82 3,82 2,94 3,98 3,07 4,15 3,20 4,33 3,34 1323 PETROV-1-138 14,39 3,95 15,06 4,14 15,75 4,33 16,45 4,52 17,18 4,72 17,94 4,93 18,72 5,15 19,52 5,37 20,35 5,60 1324 C MAGA-S1-13 6,78 4,81 7,10 5,04 7,42 5,27 7,76 5,51 8,10 5,75 8,46 6,00 8,83 6,26 9,20 6,53 9,60 6,81 1340 POCONE-1-138 22,86 11,72 23,92 12,26 25,02 12,83 26,14 13,40 27,30 13,99 28,50 14,61 29,74 15,25 31,02 15,90 32,34 16,58 1341 CACERE-1-138 40,98 3,41 42,89 3,57 44,86 3,73 46,86 3,90 48,94 4,07 51,10 4,25 53,32 4,43 55,62 4,62 57,98 4,82 1342 QMARCO-1-138 32,81 8,81 34,34 9,22 35,92 9,64 37,53 10,07 39,19 10,52 40,92 10,98 42,70 11,46 44,53 11,96 46,43 12,46 1343 ARAPUT-1-138 14,22 3,33 14,89 3,48 15,57 3,64 16,27 3,80 16,99 3,97 17,74 4,15 18,51 4,33 19,30 4,51 20,13 4,71 1352 NOBRES-T- 13 33,72 12,82 35,29 13,42 36,91 14,04 38,56 14,66 40,27 15,31 42,05 15,99 43,88 16,68 45,77 17,40 47,71 18,14 1355 DENISE-6- 69 2,43 0,91 2,55 0,95 2,66 1,00 2,78 1,04 2,91 1,09 3,03 1,13 3,17 1,18 3,30 1,23 3,44 1,29 1356 TANGAR-1-138 54,45 14,69 56,98 15,38 59,60 16,08 62,26 16,80 65,03 17,55 67,89 18,32 70,84 19,12 73,89 19,94 77,03 20,79 1359 DIAMAN-1-138 31,75 7,21 33,23 7,55 34,75 7,90 36,30 8,25 37,92 8,62 39,59 9,00 41,31 9,39 43,09 9,79 44,92 10,21 1370 PARECI-1-138 22,46 8,24 23,51 8,63 24,59 9,02 25,69 9,43 26,83 9,85 28,01 10,28 29,23 10,73 30,48 11,19 31,78 11,66 1373 BRASNO-1-138 6,52 2,65 6,82 2,77 7,13 2,90 7,45 3,03 7,78 3,16 8,13 3,30 8,48 3,45 8,85 3,60 9,22 3,75 25711 CUIABÁ DIST 58,27 23,53 60,98 24,63 63,78 25,76 66,63 26,91 69,59 28,11 72,65 29,34 75,82 30,62 79,08 31,94 82,44 33,30 1306 TREVO DO LAGARTO 46,01 20,70 48,16 21,67 50,37 22,66 52,62 23,67 54,95 24,72 57,37 25,81 59,87 26,93 62,44 28,09 65,10 29,29 25731 ADM 8,99 1,99 8,99 1,99 8,99 1,99 9,40 2,08 9,81 2,17 10,24 2,27 10,69 2,37 11,15 2,47 11,62 2,58 25732 BUNGE 26,77 11,56 27,03 11,67 27,30 11,79 28,52 12,31 29,79 12,86 31,10 13,43 32,46 14,01 33,85 14,62 35,29 15,24 1353 FCIMENTO 5,55 0,72 5,61 0,73 5,66 0,73 5,92 0,77 6,18 0,80 6,45 0,83 6,73 0,87 7,02 0,91 7,32 0,95 26000 VOTORANTIM 10,87 2,14 10,98 2,16 11,09 2,18 11,58 2,28 12,10 2,38 12,63 2,49 13,18 2,60 13,75 2,71 14,33 2,82

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 113

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Tabela 15-6 - Projeção de Demanda - Patamar de Carga Pesada

Número Nome da 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 da P Q Q Q Q Q Q Q Q Q Barra Barra P (MW) P (MW) P (MW) P (MW) P (MW) P (MW) P (MW) P (MW) (MW) (Mvar) (Mvar) (Mvar) (Mvar) (Mvar) (Mvar) (Mvar) (Mvar) (Mvar) 1292 COXIPO--T-13 40,39 13,60 42,28 14,24 44,24 14,90 46,22 15,56 48,27 16,25 50,40 16,97 52,59 17,71 54,85 18,47 57,19 19,25 1294 B DURO-S1-13 95,69 30,38 100,17 31,80 104,81 33,28 109,49 34,76 114,35 36,31 119,39 37,91 124,58 39,56 129,95 41,26 135,47 43,01 1296 VGRAND-S1-13 82,56 16,62 86,42 17,39 90,42 18,20 94,46 19,01 98,66 19,86 103,00 20,73 107,48 21,63 112,11 22,57 116,88 23,53 1298 C ALTA-S1-13 69,72 22,89 72,98 23,96 76,37 25,07 79,78 26,19 83,32 27,36 86,99 28,56 90,78 29,80 94,68 31,09 98,71 32,41 1301 C P A -S1-13 53,37 24,65 55,87 25,81 58,46 27,00 61,07 28,21 63,78 29,46 66,59 30,76 69,49 32,10 72,48 33,48 75,56 34,90 1303 CRIREI-S1-13 37,80 8,01 39,57 8,38 41,41 8,77 43,26 9,16 45,18 9,57 47,16 9,99 49,22 10,42 51,34 10,87 53,52 11,33 1305 RODOV-S1--13 48,30 15,81 50,56 16,55 52,90 17,32 55,26 18,09 57,72 18,89 60,26 19,73 62,88 20,58 65,59 21,47 68,38 22,38 26300 SGONCA-1-138 23,55 9,86 24,66 10,32 25,80 10,79 26,95 11,28 28,15 11,78 29,39 12,29 30,67 12,83 31,99 13,38 33,35 13,95 1308 CASCAS-1-138 11,16 1,39 11,69 1,46 12,23 1,52 12,77 1,59 13,34 1,66 13,93 1,73 14,53 1,81 15,16 1,89 15,80 1,97 1309 C VERD-1-138 37,62 11,03 39,38 11,54 41,20 12,08 43,05 12,62 44,96 13,18 46,94 13,76 48,98 14,36 51,09 14,97 53,26 15,61 1310 PRIMAV-1-138 58,23 17,12 61,20 18,14 63,78 18,76 66,63 19,59 69,59 20,46 72,65 21,36 75,81 22,29 79,07 23,25 82,44 24,24 1318 RONDON-T- 13 57,95 24,77 60,66 25,93 63,48 27,13 66,31 28,34 69,26 29,60 72,31 30,91 75,45 32,25 78,70 33,64 82,05 35,07 1319 ROND RURAL34 20,35 0,86 21,30 0,90 22,29 0,94 23,29 0,98 24,32 1,02 25,39 1,07 26,50 1,12 27,64 1,16 28,81 1,21 1321 RONDII-S1-13 47,11 18,72 49,32 19,59 51,60 20,50 53,91 21,42 56,30 22,37 58,78 23,35 61,34 24,37 63,98 25,42 66,70 26,50 1322 SOZINH-1-138 2,51 1,93 2,63 2,02 2,75 2,11 2,87 2,21 3,00 2,31 3,13 2,41 3,27 2,51 3,41 2,62 3,55 2,73 1323 PETROV-1-138 10,71 1,29 11,21 1,35 11,73 1,41 12,26 1,47 12,80 1,54 13,37 1,61 13,95 1,68 14,55 1,75 15,17 1,82 1324 C MAGA-S1-13 6,46 3,37 6,76 3,53 7,07 3,69 7,39 3,86 7,72 4,03 8,06 4,21 8,41 4,39 8,77 4,58 9,14 4,77 1340 POCONE-1-138 22,56 10,51 23,61 11,00 24,70 11,51 25,81 12,02 26,95 12,56 28,14 13,11 29,37 13,68 30,63 14,27 31,93 14,87 1341 CACERE-1-138 36,73 6,67 38,44 6,98 40,23 7,30 42,02 7,63 43,89 7,97 45,82 8,32 47,82 8,68 49,87 9,06 51,99 9,44 1342 QMARCO-1-138 32,39 4,95 33,91 5,18 35,48 5,42 37,06 5,66 38,71 5,91 40,41 6,17 42,17 6,44 43,99 6,72 45,86 7,01 1343 ARAPUT-1-138 13,91 1,03 14,56 1,08 15,24 1,13 15,92 1,18 16,62 1,24 17,36 1,29 18,11 1,35 18,89 1,40 19,70 1,46 1352 NOBRES-T- 13 25,27 7,77 26,45 8,13 27,68 8,51 28,92 8,89 30,20 9,28 31,53 9,69 32,90 10,11 34,32 10,55 35,78 11,00 1355 DENISE-6- 69 2,36 0,67 2,47 0,71 2,59 0,74 2,70 0,77 2,82 0,81 2,95 0,84 3,08 0,88 3,21 0,92 3,35 0,96 1356 TANGAR-1-138 45,11 8,87 47,21 9,28 49,40 9,71 51,61 10,14 53,90 10,59 56,27 11,06 58,72 11,54 61,25 12,04 63,86 12,55 1359 DIAMAN-1-138 28,46 9,89 29,79 10,35 31,17 10,83 32,56 11,31 34,01 11,81 35,50 12,33 37,05 12,87 38,64 13,42 40,29 14,00 1370 PARECI-1-138 25,34 8,69 26,53 9,09 27,76 9,52 29,00 9,94 30,28 10,38 31,62 10,84 32,99 11,31 34,41 11,80 35,88 12,30 1373 BRASNO-1-138 4,96 4,58 5,19 4,80 5,43 5,02 5,68 5,24 5,93 5,48 6,19 5,72 6,46 5,97 6,74 6,22 7,02 6,49 25711 CUIABÁ DIST 50,89 17,36 53,27 18,17 55,74 19,01 58,23 19,86 60,82 20,74 63,49 21,65 66,26 22,60 69,11 23,57 72,05 24,57 1306 TREVO DO LAGARTO 48,63 17,35 50,90 18,16 53,26 19,00 55,65 19,85 58,11 20,74 60,67 21,65 63,31 22,59 66,04 23,56 68,85 24,56 25731 ADM 11,78 2,24 11,78 2,24 11,78 2,24 12,30 2,34 12,85 2,44 13,42 2,55 14,00 2,66 14,60 2,77 15,22 2,89 25732 BUNGE 22,33 8,68 22,56 8,76 22,78 8,85 23,80 9,25 24,86 9,66 25,95 10,08 27,08 10,52 28,25 10,97 29,45 11,44 1353 FCIMENTO 8,45 2,84 8,54 2,87 8,63 2,90 9,01 3,03 9,41 3,17 9,83 3,31 10,25 3,45 10,69 3,60 11,15 3,75 26000 VOTORANTIM 15,36 3,93 15,52 3,97 15,67 4,01 16,37 4,19 17,10 4,38 17,85 4,57 18,63 4,77 19,43 4,97 20,26 5,18

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 114

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Anexo 5 – Diagrama Unifilar da Subestação

EPE-DEE-RE-075/2019-rev1 – “Reavaliação do Atendimento a Cuiabá” 115

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

Anexo 6 – Consultas de viabilidade de expansão de Subestações e de alteração nos limites de linhas existentes

SE Coxipó

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Recapacitação do trecho Cuiabá – Coxipó, oriundo do seccionamento da LT 230 kV Coxipó – Rondonópolis C1 e C2 na SE Cuiabá

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SE Cuiabá

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