1 Faculdade SATC, 18 de maio de 2014 Operação Segura e Econômica do Sistema Interligado Nacional:...
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1
Faculdade SATC , 18 de maio de 2014
Operação Segura e Econômica do Sistema Interligado Nacional:O Desafio do ONS
2
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
4
A Estrutura Institucional do Setor
Estrutura Organizacional, Atribuições e Macrofunções do ONS
6
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
7
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.”
8
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
13
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
16
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
23
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)
27
EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO: Transformadores - TRs
Rede em setembro 2014: 241.600 MVAPlanejado 2018: 352.700 MVA
+ 46%
28
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
30
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.
31
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
34
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)
35
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
36
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
37
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
38
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
39
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
40
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
41
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
42
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
43
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
45
Muito Obrigado. André Della Rocca Medeiros [email protected] (48) 3261.3934