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Faculdade SATC , 18 de maio de 2014

Operação Segura e Econômica do Sistema Interligado Nacional:O Desafio do ONS

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1. Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro

2. Estrutura Organizacional, Atribuições e Macrofunções do ONS

3. Características do Sistema Interligado Nacional – SIN

4. Aspectos Relevantes

Sumário

Estrutura Institucional do Setor Elétrico Brasileiro

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A Estrutura Institucional do Setor

Estrutura Organizacional, Atribuições e Macrofunções do ONS

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Operar o Sistema Interligado Nacional de forma integrada, com transparência, equidade e neutralidade, de modo a garantir a segurança, a continuidade e a economicidade do suprimento de energia elétrica no país.

Operador Nacional do Sistema ElétricoPessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob regulação e fiscalização da ANEEL.

O ONS não possui nenhum ativo de geração, transmissão ou distribuição de energia.A gestão centralizada da operação do SIN garante a segurança da operação ao menor custo.

Estrutura Legal

Art. 16 da Lei 9.648/98 (com redação dada pela Lei 10.848/04), regulamentado pelo Decreto nº 5.081/04

Missão

Assegurar o suprimento de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, ao menor custo, e ampliar o reconhecimento pelos resultados obtidos.

Visão

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Valores do ONS e seus respectivos princípios

COMPROMETIMENTO“Atue com empenho, envolvimento e responsabilidade, tendo clareza que sua função principal é servir à sociedade.”  CONFIANÇA“Honre os compromissos, assuma a sua verdade, mantendo abertura para reconsiderar ao ouvir opiniões divergentes.”  EQUIDADE“Decida em conformidade com o espírito das regras e das leis de forma que suas ações sejam as mais justas para todos.”  EXCELÊNCIA“Alie sempre as competências humana e técnica na busca da melhor alternativa em tudo o que fizer.”  INTEGRAÇÃO“Busque sempre a harmonia com o todo em tudo o que fizer.”  RECONHECIMENTO“Valorize o engajamento, as iniciativas inovadoras e os resultados alcançados.”  RESPEITO“Aja com o outro como espera que ajam com você.”  TRANSPARÊNCIA“Seja autêntico em suas atitudes e comunicação.”

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Área de Atuação do ONS

• Operação sistêmica pelo ONS• Operação das instalações pelas empresas de G &

T• Abastecimento no atacado

Operação pelas empresas de D

Abastecimento no varejo

(*) Número total é 340. Alguns agentes são empresas verticalizadas

Mais de 1.000pontos de conexãoentre a Rede Básica

e a Distribuição

TransmissãoGeração Consumo

SistemaHidrotérmico

~ 200 usinas ≥ 30 MW

> 1.000 unidadesgeradoras

160 Agentes

Rede Básicade Transmissão

Cerca de 112.000 km de LTs de

230kV e acima

105 Agentes

Distribuição+

Consumidores Livres

95 Agentes

549 TWhCarga de energia em 2013

85,7 GWDemanda máxima em 2014

• Fiscalização pela ANEEL

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Orçamento e fontes de receita

Em razão desta regulação e fiscalização, o orçamento do ONS é aprovado pela ANEEL (Resolução ANEEL nº 373/99). Segundo o art. 34 do Estatuto do ONS (aprovado pela Resolução Autorizativa nº 328/04), são as principais fontes de receita do ONS:

a) Contribuições de seus membros associados, repassadas para a tarifa de energia elétrica;

b) Recursos repassados pelos agentes de produção e consumo do setor elétrico conectados à Rede Básica, cujos valores são incluídos na Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão – TUST, e igualmente repassados para a tarifa de energia elétrica;

c) Outras receitas (por exemplo: consultoria, treinamentos, etc).

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Atribuições e Macrofunções do ONS

Administração da Transmissão

Planejamento e Programação da Operação do Sistema

Operação em Tempo Real

Planejamento e programação da operação e despacho centralizado da geração

Supervisão e coordenação dos COS

Supervisão e controle da operação dos sistemas nacionais e internacionais

Contratação e administração dos serviços de transmissão, do acesso à rede e dos serviços ancilares

Proposição à ANEEL das ampliações e reforços da rede básica

Definição de normas para a operação da rede básica

Atribuições definidas noDecreto 5.081 de 14/05/2004

Procedimentos de Rede

Macrofunções Codificaçãodas atribuições

Legitimar e garantir a transparência, equidade e

reprodutibilidade dos resultados da operação do SIN.

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Governança do ONS

• G despachados pelo ONS• Agentes de Transmissão• Agentes de Distribuição• Agentes Exportadores• Agentes Importadores• Consumidores Livres

(conectados à Rede Básica)• Conselho de Consumidores• MME

Conselheiros de Administração e Fiscais são escolhidos em votação por categoria na Assembleia Geral.

Participantes 340 Agentes

4 membros 5 membros 1 membro5 membros

Assembleia GeralProdução

Consumo

Participam da Assembleia Geral 2 representantes de Conselhos de Consumidores e 1 do MME, sem voto

Conselho de AdministraçãoProdução Governo/MME

Consumo28.000 votos:10.000 para Produção e Consumo 8.000 para Transmissão

Transmissão

Transporte

Conselho Fiscal

Diretoria

1 Produção1 Transporte1 Consumo

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• Secretaria Geral• Assessoria de Planejamento e Comunicação

• Relacionamento Estratégico e Análise de Riscos

• Assessoria Jurídica e Regulatória

• Auditor

Serviços Gerais Financeira Recursos Humanos Informática e

Telecomunicações

Gerências:Estudos Especiais, Proteção

e ControleModelos e CargaPlanejamento da OperaçãoProgramação e

Desligamentos

Gerências:Administração da

TransmissãoContabilização e

Monitoração dos Contratos

Diretoria de Operação Diretoria de Assuntos Corporativos

Estrutura Organizacional do ONS

Diretoria Geral

Diretoria de Planejamento e Programação da

Operação

Subordinação Técnico-operacional

Legenda:Subordinação Administrativa

Diretoria

Diretoria de Administração dos

Serviços da Transmissão

Equipes de Estudos Regionais:Núcleos Sul e Norte/Nordeste

Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS Suporte à Operação• Pré-operação e Tempo Real• Normatização, Análise e

Apuração da Operação (G e T)

Centros Regionais de Operação:• Sudeste – COSR-SE• Sul – COSR-S• Nordeste – COSR-NE• Norte Centro Oeste - COSR-

NCO

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FlorianópolisNúcleo SulCOSR-S

BrasíliaCNOSCOSR-NCO

RecifeNúcleo N/NECOSR-NE

Rio de JaneiroEscritório CentralCOSR-SE

Recursos e Instalações do ONS

Número de empregados: 754• 588 com grau universitário• 414 engenheiros

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Operação do

SistemaInterligado

SIN

Operação das

Instalações do SIN

Hierarquia da Operação do SIN – estrutura atual

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Cadeia de Atividades do ONS

Planejamento e Programação da OperaçãoAdministração da Transmissão Operação

3 anosà frente

Por demanda Até 5 anosà frente, mensal esemanal

AnualQuadrimestralMensal

diária

No dia / emtempo real

Agentes Associados Sociedade

Proposiçãode Ampliaçõese Reforços daRede Básica Acesso e

ConexãoPlanejamento e Programaçãoda OperaçãoEnergética

ProgramaçãoEletroenergética

Pré-operação

Pós-operação

Operação emtempo real

Administraçãoe Apuraçãode Serviçose Encargos

Insumos dos Agentes Associados

Procedimentos de rede Regras de Operação

Planejamentoda Operação

Elétrica

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MME

ANEEL

ONSEPE

Ampliações e Reforços na Rede Básica

Horizonte: 3 anos

Políticas Energéticas

Expansão da Rede Básica

Horizonte: 10 anos

Aprovação

Outorga da ConcessãoLicitação / Autorização

CNPE

Compatibilização

EPE

Planejamento de Longo Prazo

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REUNIÃOONS E AGENTES

• DADOS E INFORMAÇÕES PARA AS ANÁLISES.

AGENTES- Carga- Disponibilidade de geração- Topologia da rede- Cronograma de obras- Manutenções- SEPs

ONS- Diretrizes Energéticas (PEN/PMO)- Feedbacks da operação- PEL Anual- Integração de Obras

• SIMULAÇÕES E ANÁLISES• ELABORAÇÃO DOS RELATÓRIOS

QUADRIMESTRAIS COM ATUALIZAÇÃO MENSAL

AGENTES / ONS

Planejamento Elétrico de Curto Prazo

INSUMOS

CONSOLIDAÇÃO DOS RESULTADOS – ONSEMISÃO DO RELATÓRIO NACIONAL

DEFINIÇÃO DAS PREMISSAS E DO PROGRAMA DE TRABALHO

SIMULAÇÕES E ANÁLISES Critérios de desempenho PR

CONSOLIDAÇÃO DOS RESULTADOS

REUNIÃO ONS E AGENTES

ONS – A energia que liga o país

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Programa Mensal e Atualizações Semanais - Energético

NEWAVEFunção de Custo Futuro

PMO

DECOMP

Cálculo do CMO

(Custo Marginalde Curto Prazo)

Previsão de afluênciasmensal e semanal

Previsão de cargamensal e semanal

Disponibilidades, Inflexibilidades e Custos

de GT

RestriçõesOperativas

Política de OperaçãoEnergética

Despacho de geração térmica

(mérito +razões elétricas+ razões

energéticas)

IntercâmbiosInter-regionais

Geração e Armazenamento em cada

planta hidro

Estados iniciais dos reservatórios

AtualizaçãoSemanal

Semanalmente, na elaboração do Programa Mensal de Operação – PMO e Revisões pelo ONS, o modelo de otimização define o despacho das usinas termelétricas cujos Custos Variáveis Unitários – CVUs forem inferiores ao Custo Marginal de Operação – CMO.

A base de dados utilizada pelo ONS para determinação da política operativa com base no CMO é enviada para a CCEE, que a utiliza para determinar o Preço de Liquidação de Diferenças – PLD, em base semanal.

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Principais Produtos de Curto Prazo

Controle daReservaDe Potência

Características do Sistema Interligado Nacional – SIN

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Características da Produção Hidráulica

Múltiplos proprietários: 57 empresas públicas e privadas têm 152 usinas hidro (> 30 MW) em 14 bacias hidrográficas – 92.089 MW.

Há atualmente 70 usinas com reservatório (regulação mensal ou acima), 78 a fio d’água e 4 usinas de bombeamento.

Com 12 novas usinas em construção, as hidrelétricas totalizarão 112.644 MW no SIN em 2018.

Interdependência entre usinas e bacias para produção é a base para a coordenação centralizada da operação do SIN.

CemigFurnasAES-TieteCESPCDSAConsórciosCopelTractebel

ITAIPUBINACIONAL

Rio Grande

Rio Paranaiba Rio Tietê

Rio Paranapanema

Rio Iguaçu

Jacui

Paraíba do Sul

Uruguai

Grande

Paranaíba

Iguaçu

TocantinsXingu

São Francisco

Parnaíba

Paranapanema

Paraguai

Madeira

Integração de Bacias

Paraná/Tietê

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Características do Parque Hidráulico

Redução gradativa da regularização plurianual

Plano Decenal 2021

2021

Novos projetos não possuem reservatórios

Dificuldade crescente de licenciamento ambiental de novos projetos hidrelétricos (região da Amazônia)

Perda da capacidade de regularização plurianual

Produção hidrelétrica se torna cada vez mais dependente das afluências, que resultam das

chuvas

2001 2005 2009 2013

RELAÇÃO EN.ARMAZENADA / CARGA

6,25,7 5,4

4,7

• Necessidade de complementaridade térmica• Dificuldades para administração dos recursos hídricos

3,35

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A Matriz de Energia Elétrica de 2014 a 2019

Tipo2014 2019 Crescimento

2014-2019

MW % MW % MW %

Hidráulica (1) 95.107 73,5 113.910 67,7 18.803 19,8Nuclear 1.990 1,5 3.395 2,0 1.405 70,6

Gás / GNL 11.625 9,0 15.479 9,2 3.854 33,2Carvão 3.210 2,5 3.550 2,1 340 10,6

Biomassa (2) 7.204 5,6 8.668 5,2 1.464 20,3Outras (3) 1.021 0,8 1.649 1,0 628 61,5

Óleo / Diesel 4.628 3,6 4.736 2,8 108 2,3Eólica 4.578 3,5 15.946 9,5 11.368 248,3Solar 5 0,0 895 0,5 890 -Total 129.368 100,0 168.228 100 38.860 30,0

(1) Considera a participação da UHE Itaipu e PCHs (2) Inclui PCTs(3) A parcela “Outros” se refere a outras usinas térmicas com CVU

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Garantia do Atendimento Energético

Resolução do Conselho Nacional de Política Energética No 01/2004:

“O risco de insuficiência de oferta de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional – SIN não poderá exceder 5% em cada um dos subsistemas que o compõem.”

Ação de Longo / Médio Prazo:• Leilões de Energia Nova – LENs com antecedência de 3 e de 5 anos• Leilões de Reserva – LER (Fontes Alternativas: Eólicas, Biomassa e PCHs)• Leilões de Transmissão

Ação de Curto Prazo:• Ações operativas do ONS na Transmissão, no Planejamento da Operação e

no Tempo Real

Ações para garantia do atendimento:

Critério de garantia do atendimento:

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A Expansão da Transmissão

• Rede Básica tem múltiplos proprietários: 105

• Ampliação das fronteiras do SIN

• Interligação dos Sistemas Isolados

• Integração das Usinas da Amazônia (Madeira, Belo Monte e Teles Pires)

• Ampliação das interligações inter-regionais

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EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO: Linhas de Transmissão - LTs

Rede em setembro 2014 : 108.500 kmPlanejado 2018: 153.800 km

+42%Referência PAR 2015/2017 (set/14)

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EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO: Transformadores - TRs

Rede em setembro 2014: 241.600 MVAPlanejado 2018: 352.700 MVA

+ 46%

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Evolução da Carga Própria de Energia 2015/2019 (MWmed)

OBS: Valores verificados até março/15, abril e maio/15 previstos no PMO de abril/15.Carga oficial para o PMO de Maio/2015PIB 2015 – 2019: 1,8% a.a.

Taxa de crescimento 2015-2019: 3,9%Taxa de crescimento 2015-2019: 3,3%

Aspectos Relevantes - Técnicos e Novos Desafios

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Medidas Operativas para 20151) Implementado despacho na UTE Uruguaiana (480 MW);2) Agilizar processo para viabilização da importação de até 1.000 MW do Sistema Elétrico

Argentino;3) Agilizar a redução da defluência mínima do reservatório da UHEs Sobradinho/Xingó de

1.100 m³/s para 1.000/900 m³/s;4) MME e ANEEL deverão analisar a viabilidade da exploração dos recursos de geração

distribuída, como de centrais de cogeração, shopping centers e plantas industriais;5) Viabilizar a importação de energia do sistema elétrico uruguaio, através das conversoras de

Melo e Rivera;6) Manter as usinas térmicas alugadas na área Manaus, em um montante de cerca de 500 MW;7) Manter estreito acompanhamento das condições hidroenergéticas, visando estimar com

antecedência o nível de armazenamento ao final do período úmido;8) Transferência de energia das usinas do rio Madeira – Entrada do 2° Bipolo: Operação

monopolar com retorno metálico para o Polo 3 final maio/15; e operação bipolar final de junho/15;

9) Avaliar necessidade de se operar a Interligação Norte-Sul com critério de segurança (N-1) para contingências externas mais severas;

10) Verificar a possibilidade de se operar a UHE Itaipu até a cota 210,00 m;11) Ações de Governo para agregação de geração térmica para atendimento de ponta para

2016 e 2017.

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Ações de Médio PrazoO futuro da matriz elétrica deve incluir a discussão:1. Inclusão, na medida do possível, de novos reservatórios na matriz

elétrica2. Aumento da participação térmica convencional (carvão mineral e gás

natural) e de térmica a biomassa no médio prazo3. Viabilidade de expansão do parque nuclear no longo prazo4. Intensificação do uso de fontes renováveis não-convencionais

intermitentes (eólicas e solares)5. Ampliação dos grandes troncos de transmissão, em especial entre

regiões, considerando inclusive o critério N-2 de confiabilidade para interligações inter-regionais como forma de mitigar a ocorrência de grandes perturbações

6. Leilões regionais por produto, quando necessários para o aumento da confiabilidade e da segurança operativa

7. MME e ANEEL deverão analisar a viabilidade da exploração dos recursos de geração distribuída, como de centrais de cogeração, shopping centers e plantas industriais

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Tipo de Leilão Data de Realização

Fonte dos Empreendimentos de Geração

Data de início de Suprimento

Fontes Alternativas (3º LFA) 27/04/2015 Eólica e termelétrica a

biomassa 01/01/2016

1º LER/2015 (7º LER) 14/08/2015 Solar fotovoltaica 01/08/2017

A-3/2015 (21º LEN) 24/07/2015

Hidrelétrica, eólica, termelétrica a gás natural

(inclusive em ciclo combinado) ou a biomassa

01/01/2018

2º LER/2015 (8º LER) 13/11/2015 Solar fotovoltaica e eólica 01/11/2018

A-5/2015 (22º LEN) 30/04/2015

Hidrelétrica, termelétrica a carvão, a gás natural em ciclo combinado e a biomassa (por CVU igual a zero ou diferente

de zero)

01/01/2020

3º LER/2015 (9º LER) 29/05/2015 Termelétrica a gás natural (ciclo aberto e combinado) 01/01/2016

Previsão de Leilões em 2015

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Resultados de Leilões

Fonte: CCEE – InfoLEILÃO – No12

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O Sistema a ser operado Grandes usinas, Interligações internacionais e Penetração de Eólicas

3.505 MW(jan/15)

Eólicas (*)13.185 MW(dez/19)

1.046 MW(jan/15)

2.475 MW(dez/19)

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UTE’s de CVU baixo (GN;

Carvão; GNL; Biomassa e, no

longo prazo, nuclear)

UHE’s com reservatórios de pequeno porte

Eólicas,Solares e PHC’s+ +

Montantes adequados, considerando custos e segurança energética, devem ser determinados permanentemente por estudos de planejamento

da expansão e planejamento da operação.

UTE’s para atendimento de ponta e backup

(energia de reserva)

+

Expansão ótima possível no curto/médio prazo

O paradigma de expansão da matriz elétrica

Fonte: CA ONS

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Comentários:• Excelente sistemática para garantir a expansão.Problemas:• A matriz resultante dos leilões é diferente da matriz desejada.Sugestões:• Aprimoramento necessários:

o leilões por tipo de fonte.o leilões por submercado.o sinal locacional das tarifas de transmissão (TUST).o Viabilidade de obtenção das licenças prévias para a transmissão antes dos leilões

ou mecanismo do tipo “Termo de Referência” (EPE/ ANEEL/ Órgão Licenciador/ etc...).

o Planejamento da expansão e leilões / autorizações: horizontes maiores para evitar atrasos da transmissão.

o Consolidações do PAR/PET com antecedência de 5 ou mais anos.o Critérios devem considerar atributos: disponibilidade para despacho, atendimento

à ponta, confiabilidade, preço, etc.o A “matriz energética desejada” deve resultar de estudos/análises, e não como

resultado do leilão só por preço direto.

Interações entre Planejamento da Expansão e Planejamento da OperaçãoLEILÕES DE GERAÇÃO E TRANSMISSÃO

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Solução Curto/ Médio Prazo:• Problema se agrava, principalmente em alguns períodos secos, quando as

hidrelétricas não podem gerar potências elevadas.• Solução conjuntural: leilão específico de ponta, utilizando, principalmente,

geração térmica específica.• Gás natural é a principal alternativa atual, pelos atributos desta geração e do

combustível.• Tais soluções, no entanto, sempre que possível deverão se aproximar de

soluções estruturantes (transformação em geração de ponta e energia; fechamento do ciclo aberto para ciclo combinado).

Solução Longo Prazo:• Adicionalmente, recomenda-se ao MME/EPE e ANEEL a avaliação do custo x

benefício da alternativa de utilização dos poços existentes nas atuais usinas hidrelétricas. Potencial de cerca de 5.200 MW.

PROBLEMA DE PONTA

Interações entre Planejamento da Expansão e Planejamento da Operação

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Acomodação de montantes maiores de Fontes Intermitentes

SIN

~

~Fontes

Convencionais

Demanda

Demanda

Demanda

Fontes Intermitentes

Aumento de fontes intermitentes e GD:• Necessidade de geração de backup e reserva de potência.• Aumento do nível de imprevisibilidade no SIN.• Necessidade de modernização de equipamentos para estabilidade

dinâmica.• Aumento da complexidade da operação da redes de transmissão e

de distribuição (tendência mundial).

GD (Geração distribuída micro e

mini)

Fonte: CA ONS

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Avançar na interface de relacionamento de grandes agrupamentos de parques eólicos com o ONS (formatação do centros de controle delegados).

Identificar alternativas para conciliar a agilidade de implantação de novas usinas com o maior tempo requerido para as tomadas de decisão relativas à expansão da rede e ao processo de acesso e assinatura de contratos.

Proposição de Temas para Discussão

APERFEIÇOAMENTO DE PROCESSO

Integração de Eólicas

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Aprimoramento dos requisitos técnicos de conexão com o objetivo de tornar os aerogeradores mais robustos e com integração mais amigável ao SIN, particularmente referente a:

Contribuir com o controle de frequência do sistema, através da emulação de capacidade de inércia sintética;

Contribuir com o controle de tensão e potência reativa do sistema através do desenvolvimento de controles centralizados das centrais;

Adoção de controles conjuntos para controle de tensão, no caso de mais de uma central conectada na mesma barra;

Mitigação das distorções harmônicas produzidas nas centrais e injetadas na rede;

Identificação das responsabilidades sobre as distorções harmônicas em caso de compartilhamento do ponto de conexão com a Rede Básica;

Menor vulnerabilidade dos aerogeradores relativa a subtensões e sobretensões.

Proposição de Temas para Discussão

ASPECTOS DA INTEGRAÇÃO AO SIN

Integração de Eólicas

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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 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 480

10

20

30

40

50

60

70

MW Médio/h - Usina eólica da Região Sul

19/06/201320/06/201321/06/201322/06/201323/06/201324/06/201325/06/2013

Integração de Eólicas – Dificuldades de previsão

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Segurança Eletroenergética na Operação do SIN Mitigação do atraso na implantação de obras de geração e transmissão:

• Assegurar a realização e o sucesso dos leilões de transmissão;• Agilizar o processo de obtenção de licenciamento e equacionamento de

questões externas ao Setor Elétrico – gestão integrada junto aos órgãos envolvidos;

• Assegurar a compatibilidade da implantação dos empreendimentos de geração e de transmissão associada.

Recomenda-se dar continuidade à pauta do CMSE no tratamento da questão do aprimoramento regulatório, com vistas a obter uma definição das obras com maior antecedência, considerando a experiência dos prazos observados atualmente para implantação das obras

Integração da geração da UHE Belo Monte• Antecipar as instalações de transmissão já licitadas• Realizar o leilão do 2º Bipolo em 2015 e obras associadas

Aspectos Técnicos

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Segurança Eletroenergética na Operação do SIN – continuação Intensificação do acompanhamento dos cronogramas de implantação

das obras, principalmente para escoamento da geração do Madeira, Teles Pires e do excedente de geração do Nordeste – CTA ONS 1799/100/2014, de 18/11/2014;

Ampliação dos grandes troncos de transmissão, considerando inclusive a viabilidade econômica de se adotar critério diferenciado de segurança;

Viabilização de soluções não convencionais de custos mais elevados para solucionar problemas de atendimento a grandes centros urbanos (cabos subterrâneos, subestações compactas, etc);

Ações para assegurar a interligação dos Sistemas Isolados ao SIN:• Manaus sistema receptor completo em 28/02/2015• Macapá previsto para 1º trimestre/2015• Boa Vista LT 500 kV Manaus – Boa Vista sem licença ambiental

Aspectos Técnicos

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Segurança Eletroenergética na Operação do SIN – continuação Atuação junto ao MMA/IBAMA e ANA para flexibilização de restrições de

uso múltiplo da água Inclusão, na medida do possível, de novos reservatórios na matriz elétrica Leilões regionais por produto (carvão mineral e gás natural), quando

necessários para o aumento da confiabilidade e da segurança operativa Aumento da participação térmica (biomassa, carvão mineral e gás natural)

no médio prazo Viabilidade de expansão do parque nuclear no longo prazo

Preparação de processo para :

- Viabilizar a operação, quando necessária, da UTE Uruguaiana

- Viabilizar a importação de energia da Argentina

Aspectos Técnicos

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Muito Obrigado. André Della Rocca Medeiros dellarocca@ons.org.br (48) 3261.3934