PAINEL O MOMENTO ATUAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Apresentação Perspectivas de Atendimento Eletro-energético de Curto e Médio Prazos VI Encontro dos

PAINELO MOMENTO ATUAL DO SETOR

ELÉTRICO BRASILEIRO

Apresentação

Perspectivas de Atendimento Eletro-

energético de Curto e Médio Prazos

VI Encontro dos Associados da Apine com seus Convidados

Brasília, DF29 de setembro de 2005

Mario Fernando de Melo SantosDiretor Geral

ONSOperador Nacional do Sistema Elétrico

2 PAINEL: O Momento Atual do Setor Elétrico Brasileiro – 29 set 2005

Estrutura da Apresentação

A. Conclusões sobre a Avaliação da Segurança do Suprimento Energético no Período 2005/2009

B. Premissas de Demanda e Oferta utilizadas nos Estudos de Planejamento da Operação do ONS – Mercado e Oferta de Referência

C. Avaliação da Segurança do Suprimento Energético no Período 2005/2009

1. Avaliação prospectiva da evolução dos níveis de armazenamentos para o final do período seco de 2005

2. Avaliação determinística do atendimento energético segundo as Curvas Bianuais de Aversão a Risco – CARs para o biênio 2006/2007 –CARs são ainda preliminares

3. Avaliação probabilística do atendimento energético – 2005/2009

C. Avaliação da Segurança do Atendimento Elétrico ao SIN

1. Avaliação segundo Indicadores de Desempenho do SIN 2000/2004

2. Perspectivas de atendimento futuro considerando a expansão da transmissão


Conclusões sobre a Avaliação da

Segurança do Suprimento

Energético no Período 2005/2009


Conclusões

Avaliação para o final de 2005

Para o final de 2005, as previsões dos níveis de armazenamento nos reservatórios equivalentes das regiões do país atendidas pelo SIN indicam níveis bastante superiores aos correspondentes níveis determinados nas curvas de aversão ao risco, de modo que o atendimento está assegurado.

Avaliação para 2006-2007 com base na curva de aversão ao risco

Para 2006 e 2007, as avaliações determinísticas indicam probabilidade dentro dos padrões normais de ocorrência de níveis de armazenamento inferiores aos constantes nas curvas de aversão ao risco. Assim, pode-se também afirmar que para este anos, o SIN deverá ter desempenho normal. O suprimento de energia só poderia vir a sofrer alguma restrição no caso de registro de hidrologias mais críticas do que todas aquelas que compõem o histórico conhecido.


Conclusões

Avaliação probabilística para o período 2006-2009

As avaliações foram realizadas com uma premissa de crescimento médio de 5,3% entre 2005/2009, correspondente a um crescimento médio do PIB de 4,3%, e duas premissas de oferta de energia, quais sejam:

1. Oferta de referência fornecida pelo poder concedente em Maio/2005 (ampliação de 13.425 MW), com a qual as avaliações indicam risco de déficit dentro dos padrões normais (5%) para o período, com exceção de 2009 no Nordeste com risco de 9,2% e no Norte com risco de 6,2%.

2. Oferta anterior, adicionada da disponibilização das instalações já existentes:

a) UTE Araucária (480 MW) a partir de janeiro/2008

b) Utilização da UTE Uruguaiana(600 MW) e conversora de Garabi com sua disponibilidade normal (2000MW), hoje limitados respectivamente a 217MW e 400MW no período de novembro a abril, a partir de 2008.

em que essa oferta adicional já traria os riscos de déficit praticamente para valores atendendo o critério de 5%


Conclusões

Em suma, dada a antecipação com que está sendo feita a avaliação, permitindo a adoção de ações corretivas de expansão da oferta pelo Poder Concedente, e a profundidade dos deficits no Nordeste e no Norte – para profundidades < 2,5% da carga os riscos de deficit desses dois subsistemas já seriam trazidos para dentro do critério setorial – avalia-se que a situação é gerenciável.


Premissas de Demanda e Oferta

utilizadas nos estudos de

Planejamento da Operação do ONS


Carga de Energia 2005/2009Sistema Interligado Nacional

MWmed Cresc.(%) PIB (%)

2004 43.730

2005 46.327 5,9% 4,0%

2006 48.666 4,8% 4,1%

2007 50.900 4,6% 4,3%

2008 53.471 5,1% 4,4%

2009 56.644 5,9% 4,6%

2005-2009 5,3% 4,3%

Para o ciclo 2005, foi definida como premissa dos estudos o Mercado de Referência, considerando a evolução da carga de energia ao longo de 2005, bem como a realização do PIB e as expectativas de fechamento em 2005, assim como um crescimento do PIB de 4% em 2005. As previsões utilizadas foram feitas, no âmbito do CMSE, pelo CTEM/MME e ONS em abril/2005.


Oferta de EnergiaBase: PMO Junho de 2005

A premissa de Oferta de Referência tem como base o cronograma

de obras estabelecido em reunião do GT de Acompanhamento de

Cronograma de Obras, no âmbito do CMSE, coordenado pelo

MME, com participação da ANEEL, ONS e EPE, realizada em

13.maio.2005, utilizado na elaboração do PMO de junho/2005.

Observe-se que para a Interligação com a Argentina em Garabí, tanto para a avaliação energética e como para o balanço de ponta foi considerada a disponibilidade de 400,71 MWmed, conforme Port. MME 153/2005 e Res. ANEEL 155/2005


Oferta de EnergiaAcréscimo Anual de capacidade em MW – Base: PMO Junho de 2005

Tipo 2005 2006 2007 2008 2009 Total

Hidráulica 2.242 3.775 457 759 915 8.148

Itaipu Brasil - 700 - - - 700

Subtotal Hidro 2.242 4.475 457 759 915 8.848

Térmica PPT 877 572 589 200 - 2.238

Térmica Emergencial -154 -785 - - - -939

Térmica Outras -98 - - - - -98

Subtotal Térmica Convencional 625 -213 589 200 - 1.201

Termonuclear - - - - - -

Proinfa: PCHs+PCTs+Eólicas - - 3.270 - - 3.270

Capacidade Instalada do SIN 2.867 4.262 4.316 959 915 13.319

Itaipu Paraguai - 193 -28 -29 -30 106

Importação Argentina - - - - - -

Total disponibilidade do SIN 2.867 4.455 4.288 930 885 13.425

2005 2006 2007 2008 2009

Capacidade total do SIN 91.517 95.972 100.260 101.190 102.075


Avaliação das condições do

atendimento energético em 2005


Comportamento dos Armazenamentos - 1996 a 2005 Armazenamento do Sudeste/Centro-Oeste representa cerca de 70% do SIN

%ENA 83,8 96,8 85 80,5 99,9 77,5 88 89 101 93

Recomposição da capacidade de

regularização plurianual

85,8

59,4

81,1

36,2

78,9

40,7

23,022,119,7

43,2

60,2

47,5 32,2

59,4

69,9

81,8

88,6

76,369,2

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

| | | | | | | | | |

Abril Novembro EAR Máx. de 1996 a 2005

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

SE

2005

EARmáx 21/09 66,6%

VE para Nov/05 57,3%

Projeções de nível de armazenamento de 57% no final do ano asseguram o

atendimento em 2005


Comportamento dos Armazenamentos - 1996 a 2005Armazenamento do Nordeste representa cerca de 20% do SIN

%ENA 63 96 71 66 90 52 78 76 115 85

Projeções de nível de armazenamento de 53%

no final do ano asseguram o

atendimento em 2005

97,1

55,8

97,4

84,1

57,4

71,2

33,1

22,2

65,3

33,7

15,9

27,5

7,8

65,6

18,6

53,0

13,7

97,4

56,4

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

| | | | | | | | | |

Abril Novembro EAR Máx. de 1996 a 2005NE

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

EARmáx 21/09 70,6%

VE para Nov/05 53,0%


Avaliação Determinística segundoa Curva Bianual de Aversão a Risco

no Biênio 2006 – 2007- CARs preliminares com premissas

do Planejamento Anual 2005


SE/CO

44% 50

% 55% 58

% 62%

59%

53%

47%

40%

34%

33% 37

% 40% 43

%

43%

41%

36%

30%

22%

15%

10%

10%

42%

30%

60%

10%

39%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

de

z

jan

fev

ma

r

ab

r

ma

i

jun

jul

ag

o

se

t

ou

t

no

v

de

z

jan

fev

ma

r

ab

r

ma

i

jun

jul

ag

o

se

t

ou

t

no

v

de

z

%E

AR

má

x

2006 2007

Curva Bianual de Aversão a Risco – 2006/2007: Exemplo do Sudeste/Centro-Oeste - PRELIMINAR

abr/2006abr/2006Risco de Risco de violação violação da CARda CAR

4,5%4,5% nov/2006nov/2006Risco de Risco de violação violação da CARda CAR

6,0%6,0%


3,0%3,0%

CAR 2005/2006

VE Nov/0557%

Baixos riscos de violação das CAR, indicam

atendimento assegurado no biênio 2006/2007


NE

39%

52%

54% 57

%

53%

50%

46%

41%

35%

29%

29%

41%

43%

45%

40%

36%

32%

27%

20%

14%

10%

10%

44%

26%

56%

10%

39%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

de

z

jan

fev

ma

r

ab

r

ma

i

jun

jul

ag

o

se

t

ou

t

no

v

de

z

jan

fev

ma

r

ab

r

ma

i

jun

jul

ag

o

se

t

ou

t

no

v

de

z

2006 2007

%E

AR

má

x

Curva Bianual de Aversão a Risco – 2006/2007: Exemplo do Nordeste - PRELIMINAR


1,5%1,5% nov/2006nov/2006Risco de Risco de violação violação da CARda CAR

7,0%7,0%


1,5%1,5%

CAR 2005/2006

VE Nov/0553%

Baixos riscos de violação das CAR, indicam

atendimento assegurado no biênio 2006/2007


Avaliação Probabilística com Séries Sintéticas

- Riscos de déficit


Riscos de Déficit (%)

Riscos 2006 2007 2008 2009

Nordeste

Déficit > 1% da Carga 0,9 2,1 3,6 9,2

Déficit > 2,5% da Carga 0,6 1,3 2,1 5,1

Norte

Déficit > 1% da Carga 1,3 2,3 2,8 6,2

Déficit > 2,5% da Carga 0,7 1,5 1,6 3,1

Notar: para prof. >2,5% da carga no Nordeste em 2009 (218MWmed), risco volta ao normal

Sudeste/Centro-Oeste

Déficit > 1% da Carga 1,0 1,3 1,6 2,8

Déficit > 2,5% da Carga 0,6 0,9 1,2 1,7

Sul

Déficit > 1% da Carga 1,1 1,4 2,0 4,3

Déficit > 2,5% da Carga 0,5 0,8 1,2 2,2


Riscos de Déficit (%)Distribuição dos Déficits com Séries Sintéticas

% da Carga 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13%MWmed 87 174 261 349 436 523 610 697 784 871 959 1046 1133

% da Carga 15% 16% 17% 18% 19% 20% 21% 22% 23% 24% 25% 26% 27%MWmed 1307 1394 1481 1569 1656 1743 1830 1917 2004 2091 2179 2266 2353

184

120

8765

5333

22 15 11 8 7 4 3 3 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

360

>=

1%

>=

2%

>=

3%

>=

4%

>=

5%

>=

6%

>=

7%

>=

8%

>=

9%

>=

10%

>=

11%

>=

12%

>=

13%

>=

14%

>=

15%

>=

16%

>=

17%

>=

18%

>=

19%

>=

20%

>=

21%

>=

22%

>=

23%

>=

24%

>=

25%

>=

26%

>=

27%

PROFUNDIDADE DO DÉFICIT MÉDIO ANUAL

NÚ

ME

RO

DE

SÉ

RIE

S

Ano: 2009Nordeste

Déficit > 1% da Carga 9,2%Déficit > 2,5% da Carga 5,1%

Diferença: 1,5% da carga 130 MWmed


Avaliação Preliminar de Ações para trazer os riscos de deficit para valores

conformes com o critério de 5% em 2009 no Norte e no Nordeste

- Disponibilidade de Instalações Existentes: UTE Araucária a partir de janeiro/2008 e das

Interligações de Garabi e UTE Uruguaiana no período novembro – abril a partir de 2008


- UTE Araucária em Jan/2008- Interligações Garabi e UTE Uruguaiana plenas só no

período novembro-abril a partir de 2008

Riscos de Déficit (%) 2006 2007 2008 2009

Pro

bab

ilid

ade

Nordeste

Déficit > 1% da Carga 0,9 2,2 3,3 5,4Déficit > 2,5% da Carga 0,5 1,3 1,9 3,3Déficit > 5% da Carga 0,2 0,8 0,8 1,5Déficit > 10% da Carga 0,0 0,2 0,2 0,3

Norte


Pro

bab

ilid

ade

Pro

bab

ilid

ade

Pro

bab

ilid

ade

Riscos de Déficit

Sudeste/Centro-Oeste


Sul



Avaliação da Segurança do Atendimento Elétrico ao SIN:

- Indicadores de Desempenho da Rede

- Destaques do Plano de Ampliação e Reforços da Rede Básica - PAR 2006/2008


Indicadoresde Desempenho do SIN


Tipos de ComponentesTipos de Componentes

2000 2001 2002 2003 2004Linhas de transmissão 587 594 614 672 693

Quantidade de Componentes2000 2001 2002 2003 2004

587 594 614 672 693

Extensão em km 69.034 70.033 72.506 77.642 80.022

Transformadores 772 799 815 831 859

O número total de perturbações com corte de carga superior a 100 MW reduziu de 56 (em 2003) para 28 (em 2004), ou seja de 3,5% para 1,5% do número total de perturbações;

O nº de perturbações com qualquer corte de carga ou com corte de carga menor que 50 MW também diminui de 2003 para 2004, embora os ativos do SIN tenham aumentado.

Nº de Perturbações com Corte de Carga

27

6

70

26

8

21

0 24

0

46

26

1

21

5

86

28

0

150

300

ANO

( % ) percentual em relação ao

Nº

Per

turb

açõe

s

0

53

0

Número de Perturbações com Corte de Carga

16,1

%

7,1%

4,0%

14,1

%

7,0%

3,

5%

15,1

%

6,0%

2,

9%

13,8

%

7,1%

3,

0%

11,5

%

4,6%

1,

5%

16,0

%

6,3%

3,

5%

121

59

105 104

46

95

56

134

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Perturbações c/ qualquer Corte de Carga

Perturbações c/ Corte>50 MW

Perturbações c/ Corte>100 MW

total de perturbação na Rede Básica

Nota: Equipamentos com tensão >= 230 kV (Rede Básica)


Robustez – é um indicador da segurança elétrica do SIN; relação entre o número de perturbações sem corte de carga e o número total de perturbações no período de observação.Considerando que no período 2000 a 2004 houve aumento significativo dos ativos de transmissão ( 18%) e de transformação (11%) associados a Rede Básica, a evolução da segurança elétrica da Rede Básica foi positiva.

Indicadores de Robustez do SIN

83,9 84,0 85,9 84,9 80,6

0

50

100

Considerando:

95,9 96,5 96,5 97,3 97,0 98,5 88,6

0 1999 2000 2001 2002 2003 2004

ANO

Somente Perturbações com Corte de carga >100 MW Todas as Perturbações com corte de carga

Robustez - R (%)


Energia Não Suprida

13989 24307

62487

15171 21743

0

35000

70000

2000 2001 2002 2003 2004

Ano

Energia Não Suprida em MWh

0,007%

0,018%

0,004%0,005%

0,004%

Percentual da Energia Não Suprida pela Energia Suprida no Ano

13989 24307

1448715171

12983

0

35000

70000

2000 2001 2002 2003 2004

Ano

Energia Não Suprida em MWhsem considerar o Blecaute de 2002 e queda de torres na região de

Nobres e SINOP (MT), em 2004, suprimento radial.

0,007%0,004% 0,004% 0,003%0,004%

É obtida somando-se a energia interrompida durante todas as perturbações ocorridas no ano

Continuidade = 99,995

Continuidade = 99,997

Equivale a

Equivale a

Energia Não Suprida em MWh

Percentual da Energia Não Suprida pela Energia Suprida

no Ano

Energia Não Suprida em MWh sem considerar o Blecaute de 2002 e queda de torres na região de Nobres e SINOP (MT), em 2004, suprimento radial.


Avaliação Elétrica em 2005

• A comparação do número de perturbações no período jan/ago nos 6 anos, mostra que em 2005 que: A operação elétrica vem-se dando em conformidade com critérios setoriais, com

índices de desempenho estáveis, comprovada por ter suportado algumas contingências de grande porte sem perda de carga

Com qualquer corte de cargaCom corte > 50 MWCom corte > 100 MW

160

121

96

133

113

141

5562

41

64

45

73

32 3426

3629

37

20,9

%

15,8

%

12,6

%

17,4

%

14,8

%

18,5

%

7,2%

8,1%

5,4%

8,4%

5,9%

9,6%

4,2%

4,5%

3,4%

4,7%

3,8%

4,8%

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2000 2001 2002 2003 2004 2005

(%) percentual em relação ao total de perturbações na Rede Básica no período de Janeiro a Julho


Destaques do PAR 2006/2008


Montantes de Obras da Rede Básica no PAR 2006-2008

Tensão Km

500 kV 6.824

345 kV 610

230 kV 3.610

Total 11.044

Linhas de Transmissão

Tensão primária

MVA

500 kV 17.947

440 kV 4.786

345 kV 3.125

230 kV 10.147

Total 36.005

Transformadores

INVESTIMENTO TOTAL : R$ 13,7 bilhões(preços de junho/04 atualizados para junho/05 pelo IGP-M) a serem amortizados em 30 anos

68% deste total representam linhas definidas em ciclos anteriores e 32% linhas que estão sendo propostas neste ciclo, em especial de ampliação da interligação Norte-Sul e reforços nos sistemas receptores em 500kV no Norte e Sudeste

54% deste total representam trafos definidos em ciclos anteriores e 46% são trafos que estão sendo propostos neste ciclo, em especial transformadores na fronteira da Rede Básica com as redes de subtransmissão


Considerando as obras propostas, o Sistema Interligado Nacional atenderá de modo geral aos critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede a menos de:

1. Sistemas radiais que foram concebidos no planejamento para operar nesta configuração até que se justifique economicamente sua expansão

2. Subestações supridas em derivação que se constituem em etapas intermediárias a serem gradativamente normalizadas

Avaliação do Atendimento Elétrico

O atendimento elétrico do SIN no período 2006/2008, com a implantação das obras recomendadas no PAR, deverá ser feito com segurança


APOIODetalhamento dos Cenários e da Avaliação

Probabilística com Séries Sintéticas


Cap.Total

(MW) 2005 (*) 2006 2007 2008 2009

14 de Julho S 100,0 50,0 50,0 Aimorés SE 330,0 330,0 Barra do Braúna SE 39,0 39,0 Barra dos Coqueiros SE 90,0 90,0 Barra Grande S 690,0 230,0 460,0 Cachoeirinha S 45,0 45,0 Caçu SE 65,0 65,0 Campos Novos S 880,0 880,0 Capim Branco I SE 240,0 240,0 Capim Branco II SE 210,0 210,0 Castro Alves S 130,0 130,0 Corumbá III SE 93,6 93,6 Corumbá IV SE/CO 127,0 127,0 Espora SE/CO 32,0 21,4 10,7 Estreito N 1.087,0 483,0 Foz do Chapecó S 855,0 Fundão S 120,0 120,0 Irapé SE 360,0 360,0 Itaipu SE 700,0 700,0

Usina RegiãoCapacidade entrando em operação por ano

Cenário de Oferta – UHEs + ItaipuBase: PMO Junho de 2005

Voltar


Cenário de Oferta - UHEsBase: PMO Junho de 2005

Cap.Total

(MW) 2005 (*) 2006 2007 2008 2009

Monjolinho S 67,0 67,0 Monte Claro S 130,0 65,0 Murta SE 120,0 120,0 Olho D’água SE 33,0 33,0 Ourinhos SE 44,0 44,0 Peixe Angical SE/CO 452,0 452,0 Picada SE 50,0 50,0 Ponte de Pedra SE/CO 176,1 176,1 Salto SE 108,0 54,0 54,0 Salto do Rio Verdinho SE 93,0 46,5 46,5 Salto Pilão S 182,3 182,3 Sta Clara – Rio Jordão S 120,0 120,0 São João S 60,0 60,0 Serra do Facão SE 212,6 106,3 106,3 Tucuruí N 8.365,0 750,0 1.125,0

Total 1.787 4.475 457 760 915 (*) Após 30/04/2005

Usina RegiãoCapacidade entrando em operação por ano

Voltar


Cenário de Oferta – TérmicasBase: PMO Junho de 2005

Usina Região Cap.Total(MW)

Ampliações e Capacitação para Bicombustível

2005 2006 2007 2008 2009

Termorio SE 1.163 670 247

Santa Cruz SE 500 325

Três Lagoas SE 110 110

CCBS SE 250 250

Canoas S 90 90

Vale do Açu NE 340 340

Total 2.453 670 572 590 200 -

UTEs do PPT

Usina Região Cap.Total(MW)

Ampliações

2005 2006 2007 2008 2009

W. Arjona SE 260 70

Outras Térmicas

Voltar


Oferta de EnergiaUsinas do PROINFA – MW

- Base: PMO Junho de 2005

Tipo 2005 2006 2007 2008 2009

PROINFA – PCHs 0 0 1.192 0 0

PROINFA – PCTs 0 0 655 0 0

PROINFA – Eólicas 0 0 1.423 0 0

Total 0 0 3.270 0 0

Voltar

Discriminação das Eólicas a seguir


Oferta de EnergiaUsinas Eólicas do PROINFA – MW - Discriminação

Usina UF 2006 2007

Bons Ventos CE 50,0 - Canoa Quebrada CE 57,0 - CQ (Rosa dos Ventos) CE 10,5 - Foz do Rio Choró CE 25,2 - Icaraizinho CE - 54,0 Lagoa do Mato CE 3,2 - Paracuru (SIIF Énergies) CE - 23,4 Pque Eólico Beberibe CE 25,2 - Pque Eólico Enacel CE 31,5 - Praia do Morgado CE 28,8 - Praia Formosa CE 104,4 - Praias de Parajuru CE 28,8 - Taíba Albatroz CE 16,5 - Volta do Rio CE 42,0 - Albatroz PB 4,5 - Alhandra PB 5,4 - Atlântica PB 4,5 - Camurim PB 4,5 -

Usina UF 2006 2007

Caravela PB 4,5 - Coelho I, II, III, IV PB 18,0 - Mataraca PB 4,5 - Millennium PB 10,2 - Presidente PB 4,5 - Vitória PB 4,3 - Gravatá Fruitrade PE 4,3 - Mandacaru PE 4,3 - Pirauá PE 4,3 - Santa Maria PE 4,3 - Xavante PE 4,3 - Pedra do Sal PI 17,9 - Alegria I RN 51,0 - Alegria II RN 100,8 - RN 15 - Rio do Fogo RN 49,3 - Rio de Janeiro 163,1 - Rio Grande do Sul 227,6 - Santa Catarina 226,8 -

1.346 77

Voltar


ItaipuBinacional(1)

AnoMWmed

I/CPECPE Receb

1987 1.170 200 17%

1999 2.447 900 37%

2004 2.974 1.200 40%

2005 3.114 1.200 38%

2008 4.060 2.030 50%

AnoMWmed

I/CPECPE Receb

1987 2.897 200 7%

1998 5.593 850 15%

2000 5.879 1.000 17%

2003 6.041 1.850 31%

2004 6.271 2.150 34%

2005 6.824 2.250 33%

2006 7.246 2.500 35%

2007 7.696 3.550 46%

2008 8.173 3.600 44%

AnoMWmed

I/CPECPE Receb

<1985 2.673 500 19%

1985 2.993 1.050 35%

1999 6.348 2.000 32%

2003 7.221 2.800 39%

2005 7.723 3.700 48%

2006 8.112 4.300 53%

2008 8.955 4.300 48%

AnoMWmed

I/CPECPE Receb

1985 14.549 1.000 7%

1999 24.697 5.200 21%

2001 23.198 6.200 27%

2002 24.405 6.400 26%

2003 25.778 7.400 29%

2005 28.783 7.400 26%

2006 29.899 9.250 31%

2008 32.283 9.250 27%

Integração dos Subsistemas no Brasil - Evolução das Capacidades de Intercâmbio de Importação - I e Carga Própria de Energia - CPE

Importância da Integração pela Transmissão

Documents

PAINEL O MOMENTO ATUAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Apresentação Perspectivas de Atendimento Eletro-energético de Curto e Médio Prazos VI Encontro dos