INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE GOIÁS

PANORAMA ENERGÉTICO BRASILEIRO: TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO COM

ÊNFASE NO CENTRO-OESTE

DIEGO MORAES DE CARVALHO

RAFAEL FRANCO SILVEIRA

DISCIPLINA: SUBESTAÇÕES

PROF.: PATRICIA GOMES DE SOUZA FREITAS

JATAI – GO

Panorama da transmissão de energia elétrica no Brasil

A capacidade energética instalada no Brasil em 2011 foi de 115.000 Megawatts, que foi uma potencia 54% maior do que em 2001, isso exigiu ainda mais do SIN (Sistema interligado nacional) para que a energia gerada por todos os empreendimentos energéticos em operação cheguem com segurança e com qualidade aos consumidores. Toda essa operação é feita pelo ONS (Operador nacional do sistema) que tem por finalidade controlar toda a operação eletro-energética das instalações de geração e de transmissão de energia elétrica do SIN. Operando o SIN, o ONS conta com quatro centros de operação espalhados por todo o Brasil para cumprir sua função de supervisão e controle. Mesmo com toda extensão do sistema interligado devemos ressaltar que nem todo o Brasil está conectado a ele, 3% da capacidade de produção de eletricidade do país ainda se encontra fora do SIN, chamados de Sistemas Isolados, que se encontram principalmente na região Amazônica.

A única e exclusiva maneira de interligar todo o sistema brasileiro, menos parte do Norte como citado anteriormente, é com as linhas de transmissão situadas em todo o Brasil. A rede de transmissão somada em todas as suas direções alcançou no final de 2010, os 100 mil Km de extensão, o que equivale a duas vezes a circunferência da Terra. O sistema nacional de transmissão de energia elétrica tem por finalidade a distribuição da energia gerada, conectando as usinas geradoras às subestações de distribuição. Visando à otimização econômica da geração, isto é, o déficit na geração de energia de uma região pode ser compensado pelo excesso de capacidade de geração em outra. Os sistemas de transmissão podem ser divididos em Transmissão e Subtransmissão, a primeira tem por finalidade suprir grandes centros urbanos e eventuais grandes consumidores, já a segunda tem por finalidade atender pequenas cidades e grandes consumidores industriais.

Cerca de 59 mil quilômetros de linhas são de propriedade do Grupo Eletrobrás, considerando a Rede Básica, formada por sistemas de alta tensão de 230KV, e as chamadas “Demais instalações de Transmissão”, que pertencem a essas transmissoras, mas que operam nas tensões entre 69 e 138 KV, classes de tensões típicas de distribuição de energia elétrica. Depois de sair da fonte geradora, que no Brasil na maioria das vezes é uma usina hidrelétrica, a energia elétrica trafega nas redes de transmissão de 13,8 a 750 KV até chegar às subestações e depois nas unidades chamadas finais, onde estão contidos as casas e prédios nas tensões menores como 220 e 127 V.

Ate o ano de 1999 o Brasil possuía apenas dois subsistemas independentes, o Sul-Sudeste-Centro-Oeste e o Norte-Nordeste, com isso limitava um uso eficiente das redes como acontece atualmente.

Abaixo estão listadas as principais empresas de transmissão no Brasil e seu total de Km por linha:

Furnas (19419 km de linhas); Chesf (18723 km de linhas); CTEEP (12316 km de linhas); Eletronorte (10234 km de linhas); Eletrosul (10006 km de linhas);

Cemig (7506 km de linhas); CEEE (6055 km de linhas); Copel (1792 km de linhas).

Panorama da distribuição de energia elétrica no Brasil

O sistema de distribuição de energia elétrico brasileiro que é regulado pela Aneel, Agencia nacional de energia elétrica, que se orienta pelas leis aprovadas pelo congresso nacional é operado por 63 concessionarias divididas entre as regiões conforme mostra abaixo:

Norte (9 Concessionarias); Nordeste (11 Concessionarias); Centro-Oeste (5 Concessionarias); Sudeste (21 Concessionarias); Sul (17 Concessionarias).

Antes de sua privatização (década de 2000) não havia separação dos negócios da cadeia produtiva (geração, transmissão e distribuição). Hoje, bem diferente da época as concessionarias de energia são o elo do setor de energia elétrica e a sociedade.

A partir de dados do Boletim de Monitoramento da SEE (julho/2011), o Brasil conta com mais de 69 milhões de Unidades Consumidoras (UC). São chamadas UCs o conjunto de instalações e equipamentos elétricos caracterizados pelo recebimento de energia elétrica em um só ponto de entrega, com medição individualizada e correspondente a um único consumidor. Do total de UCs espalhadas no território nacional, 85% são residenciais.

A conexão e atendimento ao consumidor são realizados pela concessionaria de distribuição presente em cada região. A energia distribuída é a energia que é entregue ao consumidor conectado a rede elétrica por certa empresa do ramo de distribuição. A rede pode chegar ao consumidor final de diversas formas. Pode ser aérea, suportada por postes, ou por dutos subterrâneos com cabos ou fios. Do total da energia distribuída, o setor privado é responsável por 67% dela. No sistema de distribuição brasileiro incluem todas as redes e linhas que operam em tensão inferior a 230 KV, seja baixa tensão (BT), média tensão (MT) ou alta tensão (AT).

Todo o ano a Aneel procura incentivar as concessionarias de distribuição concedendo a elas melhor avaliação por seus consumidores, todos os anos, desde 2002, com o Premio “Índice Aneel de Satisfação do Consumidor (IASC)”. As mais bem avaliadas recebem além do troféu marcas que podem ser utilizadas nas contas de luz e material institucional da empresa. Na época em que foi criado a Aneel, em 1996, o brasileiro consumidor ficava sem energia elétrica em media 26 horas com falta de energia devido a quedas de energia. Hoje em dia esse tempo caiu para 18 horas.

Abaixo estão contidas as maiores concessionarias de distribuição de energia elétrica brasileira, com seus respectivos número de consumidores e consumo:

Tabela 1 – Maiores Concessionárias por Consumo

Panorama da transmissão e distribuição de energia elétrica em Goiás

O sistema de transmissão e distribuição que compreende tanto o Estado de Goiás quanto o Distrito Federal é composto por três empresas: CELG (Celg D e Celg G&T), CHESP e CEB (CEB Distribuição S.A., CEB Geração S.A. e CEB Participações S.A.). Abaixo está descrito um pouco sobre a forma de funcionamento de cada uma bem como alguns dados sobre seus sistemas.

Figura 1 – Companhias Energéticas do Centro-Oeste

Centrais Elétricas de Goiás – CELG

Existe desde 1956, quando foi constituída a Centrais Elétricas de Goiás S.A. (Celg), desenvolvendo as múltiplas atividades de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica no Estado de Goiás.

Em 1999, a empresa ampliou sua área de atuação, começou a prestar outros serviços, tais como diagnóstico energético, e passou à denominação de Companhia Energética de Goiás.

Em 2004, a lei federal nº. 10.848, determinou a segregação das diferentes atuações das concessionárias de energia elétrica no País. Assim, as empresas tiveram que ser desverticalizadas para representar atividades distintas e a Celg passou a se chamar Celg Distribuição S.A. (Celg D) e Celg Geração e Transmissão (Celg G&T).

CELG D

Responsável pela distribuição e comercialização de energia elétrica em 237 municípios goianos, o que corresponde a mais de 98,7% do território do Estado. Atualmente, atende a 2.048.251 unidades consumidoras, o que representa 2,4% do consumo de energia elétrica no Brasil.

Entre agências próprias, credenciadas e postos, a Celg D dispõe de mais de 250 estabelecimentos para atender ao consumidor. O seu quadro de empregados é composto por mais de sete mil trabalhadores, entre efetivos, terceirizados, estagiários e jovens aprendizes.

CELG G&T

Composta por três usinas hidrelétricas em operação, classificadas como PCH: São Domingos (14,34 MW), Mosquito (0,34 MW) e Rochedo (4 MW), totalizando potência instalada de 18,68 MW.

A empresa tem como propósito a ampliação gradativa de sua capacidade de geração, seja na forma de participação exclusiva ou em associação com outros empreendedores.

Participa como parceira acionista da UHE Corumbá III, em operação desde abril de 2009, com capacidade instalada de 93,6MW.

Há a ampliação da capacidade de geração da PCH Rochedo em mais 9 MW, totalizando 13 MW. Entretanto as obras encontram-se paradas, devido decisão judicial.

Possui registros ativos junto a ANEEL para:

Execução de estudos de viabilidade de 05 usinas hidrelétricas localizadas nos rios Paraná e Palmas, contribuintes da bacia do rio Tocantins, localizados na divisa dos estados de Goiás e Tocantins, num total de 200 MW;

Execução dos estudos de inventario hidrelétrico dos rios Meia Ponte no estado de Goiás e ainda, no alto rio Palmas na divisa com estado do Tocantins, em cuja bacia se localiza a PCH Mosquito.

A Celg G&T acompanha junto a ANEEL o desenvolvimento dos estudos de Inventario, elaboração e aprovação dos projetos e implantação das novas UHE e PCH localizadas em todo estado de Goiás, mantendo junto ao seu departamento de geração, um banco de dados atualizados sobre a situação e o potencial hidrelétrico do estado.

Dados referentes às linhas de transmissão

As tabelas a seguir tratam sobre as linhas de transmissão, bem como as subestações com seus níveis de tensão e potência instaladas além da extensão dessas linhas.

Subestação TensãoPotência Instalada (MVA)

Águas Lindas 230/69 KV 50Anhanguera 230/138/69 KV 250Cachoeira Dourada 230/138 KV 220Firminópolis 230/69 KV 150Goiânia Leste 230/13,8 KV 136Itapaci 230/69 KV 50Palmeiras 230/69 KV 50Paranaíba 230/69 KV 100Pirineus 230/138 KV 225Planalto 230/69 KV 42Xavantes 230/138 KV 450

Linhas de Transmissão Tensão Extensão (km)

Paranaíba - Itumbiara 230 11,0Cachoeira Dourada - Anhanguera

230 194,7

Cachoeira Dourada - Planalto

230 85,0

Planalto - Anhanguera 230 113,0

Anhanguera - Goiânia Leste 230 12,4

Goiânia Leste - Xavantes (Trecho 1)

230 11,2

Goiânia Leste - Xavantes (Trecho 2)

230 15,8

Xavantes - Bandeirantes (Trecho 1) 230 20,0

Xavantes - Bandeirantes (Trecho 2) 230 15,8

Xavantes - Bandeirantes L2 (trecho CELG)

230 15,8

Brasília Geral - Xavantes (trecho CELG)

230 15,8

Anhanguera - Palmeiras (trecho 1)

230 11,8

Anhanguera - Palmeiras (trecho 2)

230 70,0

Palmeiras - Firminópolis 230 47,5Barro Alto - Itapaci 230 67,8Bandeirantes - Anhanguera 230 0,0Bandeirantes - Anhanguera 230 0,0

Companhia Hidroelétrica São Patrício – CHESP

A CHESP é uma empresa de capital fechado constituída em julho de 1949 e autorizada a funcionar como empresa de energia elétrica pelo Decreto Federal n.º 27.091 de 25 de agosto de 1949.

Atualmente a Companhia tem a concessão para distribuição de energia elétrica para os municípios de Carmo do Rio Verde, Ceres, Ipiranga de Goiás, região do povoado de Monte Castelo no Município de Jaraguá, Nova Glória, Rialma, Rianápolis, Santa Isabel, Uruana e São Patrício, perfazendo uma área de 3.394 km², situada no médio norte goiano, região denominada Vale do São Patrício, e que conta com uma população de 83 mil habitantes.

Seu sistema elétrico está composto por:

PCH São Patrício com capacidade instalada de 3,14 MW; Uma linha de transmissão isolada para 69 KV que interliga a Subestação Rialma

à Rede Básica, através da Subestação Itapaci de 230 KV que é operada pelo Operador Nacional do Sistema – ONS;

Um anel em 34,5 KV que interliga a Subestação Rialma às Subestações de Carmo do Rio Verde, Uruana, PCH São Patrício e Rianápolis;

2.243,1 km de linhas e redes isoladas para 15 KV; 376,7 km de redes de baixa tensão 380/220 V; Subestação de Jardim Paulista de 69/13,8 KV com 1 Trafo de 7,5/10 MVA; 281 subestações transformadoras de 13,8 KV para 380/220 V.

Companhia Energética de Brasília – CEB

O "Grupo Empresarial CEB" tem como controladora a Companhia Energética de Brasília - CEB, cuja origem é a Companhia de Eletricidade de Brasília - CEB, oriunda do Departamento de Força e Luz da Novacap, criada em 16 de dezembro de 1968.

Em 2006, em atendimento ao disposto na Lei nº 10.848 de 15/03/2004 e à Resolução Autorizativa nº 318/Aneel de 14/01/2005, a CEB foi submetida a uma reestruturação societária, passando, respectivamente, as concessões de distribuição de energia elétrica no Distrito Federal, de geração das Usinas do Paranoá, Termoelétricas de Brasília e de geração da Usina de Queimado (parte da CEB no Consórcio Cemig/CEB) para as empresas CEB Distribuição S.A., CEB Geração S.A. e CEB Participações S.A. - CEBPar.

A concessão para distribuição de energia elétrica da CEB DISTRIBUIÇÃO SA abrange todo o Distrito Federal, com uma área de 5.782,78 km2, dividida em 30 regiões administrativas, ao longo das quais estão instaladas as linhas, subestações e redes da empresa.

O sistema de distribuição da CEB D, nas tensões entre 15 e 138 kV, encontra-se interligado com o sistema supridor de FURNAS e constitui-se atualmente de 33 subestações, sendo 14 alimentadas em 138 kV, 05 em 69 kV, 14 em 34,5 kV, perfazendo a capacidade instalada de transformação de 2.136 MVA.

O suprimento de energia ao Distrito Federal é realizado, principalmente, por Furnas Centrais Elétricas S.A., por meio das subestações Brasília Sul - 345/138 kV, Brasília Geral - 230/34,5 kV e Samambaia - 345/138 kV, com capacidades de 900 MVA, 240 MVA e 450 MVA,

respectivamente, de Corumbá IV com 127 MW de potência instalada e Corumbá III com 93 MW de potência instalada.

Para alimentação dessas subestações dispõe-se de um sistema de distribuição acima de 15 kV, constituído de circuitos de 138 kV, 69 kV e 34,5 kV, com extensão de 915 km.

A capacidade instalada é de 2137MVA.

A extensão das linhas em 34.5, 69 e 138kV é 915 km.

Subestações

A CEB conta com 30 subestações (SEs) de subtransmissão espalhadas por todo DF. Segue abaixo a relação de cada uma delas:

Subestação 01 – 34,5 / 13,8 kV - W/5 Sul - Entrequadras 910/911 (em frente ao hospital Naval)

Subestação 02 – 34,5 / 13,8 kV - W/5 Sul - Entrequadras 704/904 - Área Especial (próximo a AEUDF)

Subestação 03 – 34,5 / 13,8 kV - GIANFRANCO CACNI - SGAN - Qd. 902 - W/5 Norte (ao lado do Colégio Militar)

Subestação 04 – 34,5 / 13,8 kV - SGAN - Qd. 911 - W/5 Norte (ao lado da Casa do Ceará e do Colégio Santa Dorotéia)

Subestação 05 – 34,5 / 13,8 kV - Setor de Embaixadas Sul - Qd. 806 (em frente à Embaixada da Suécia)

Subestação 06 – 34,5 / 13,8 kV - Esplanada dos Ministérios - Via N2 - subsolo do Ministério da Educação MEC

Subestação 07 – 34,5 / 13,8 kV - SHIN - Península Norte, QL 05 - Conj. 07 - às margens do Lago Paranoá

Subestação 08 – 34,5 / 13,8 kV e USINA TÉRMICA - SIA - Área de Serviços Públicos - Tr. 4 - Lt. A (perto do Moinho de Trigo Jauense)

Subestação 09 – 34,5 / 13,8 kV - Quadra 07 - Conjunto "J" - Lote 01, Paranoá - DF

Subestação 10 – 34,5 / 13,8 kV - SHIS Estrada Parque Dom Bosco, entre Quadras QI 21/23 - Área Especial F (ao lado do Posto de Saúde nº 5)

Subestação ÁGUAS CLARAS – 138 / 13,8 kV - Avenida Sibipiruna nº 23, Águas Claras - Taguatinga - DF

Subestação BRASÍLIA CENTRO – 138 / 34,5 / 13,8 kV - SAIN - Lt. A - Área Especial Lago Sul - entre a garagem do Congresso e a garagem do Palácio do Planalto (atrás da gráfica do Senado)

Subestação BRASÍLIA NORTE – 138 / 34,5 / 13,8 kV - SAIN - Est. Abastecimento - Área A Via par RCG (Regimento de Cavalaria e Guarda), ao lado dos Transmissores da rádio Educadora do Ministério da Educação

Subestação BRAZLÂNDIA – 34,5 / 13,8 kV - Via LW-1 - Área Especial 2 - Margem da rodovia BSB X Pe. Bernardo, próximo ao cemitério velho e em frente ao Posto de Gasolina (entrada da cidade de Brazlândia)

Subestação CEILÂNDIA NORTE – 138 / 13,8 kV - DF 08 - Margens da BR-70 Via para Barragem do Descoberto, em frente a QNO 07/15 (antes do Condomínio Privê)

Subestação CEILÂNDIA SUL – 138 / 69 / 13,8 kV - CAC - Centro Administrativo e Cultural Ceilândia - AE 1 ao lado da academia de Polícia (Final da Ceilândia Sul)

Subestação CONTAGEM – 138 kV / 13,8 kV - Via DF 150 - Próximo à entrada para Sobradinho II

Subestação EUGÊNIO RAZZERO DE MORAES SARMENTO – 64 / 13,8 kV - Setor de Embaixadas Sul

Subestação GAMA – 34,5 / 13,8 kV - Av. Contorno - AE 1 - Balão - Início da Av. Contorno, em frente ao Posto de Gasolina nº 02 e próximo ao SLU junto a entrada da cidade

Subestação GUARÁ – 34,5 / 13,8 kV - QE 08 - Área Especial K - Guará I (Margens da EPTG), próximo ao viaduto sobre a ferrovia

Subestação MONJOLO – 138 / 13,8 kV - QN 16, Conjunto 2, Lote 02 - Riacho Fundo II - margens da pista que liga Samambaia ao Gama e Recanto das Emas

Subestação NÚCLEO BANDEIRANTE – 69 / 13,8 kV - Via DF-075 - Lt. A - Núcleo Bandeirante (Fundos HJKO - IAPI), acesso no início da Estrada Parque

Subestação PADF – 69 / 13,8kV - NR PAD/DF - Mód. E-6 - Fazenda Santo Antônio - (margem da rodovia DF-270-Km 07), Núcleo Rural PAD-DF RA nº III

Subestação PLANALTINA – 69 / 13,8 kV - SHD - Av. Independência - Área Especial - Setor Administrativo, em frente ao Desafio Jovem

Subestação SANTA MARIA – 138 / 13,8 kV - ÁC 105 Conj. "F" - Lote 1 - Santa Maria

Subestação SÃO SEBASTIÃO – 34,5 / 13,8 kV - Rodovia DF 135 - Lote CEB. Em frente ao Morro Azul - São Sebastião

Subestação SOBRADINHO – 34,5 / 13,8kV - Área Especial - Qd. 1 - Sobradinho (em frente ao conjunto Residencial E-1)

Subestação SOBRADINHO TRANSMISSÃO – 138 / 69 kV - Margens da BR-020 - Km 11 saída de Sobradinho, sentido Planaltina (em frente ao Reservatório da CAESB)

Subestação SUDOESTE – 138 / 13,8 kV - CLSW 300 - Próximo ao Memorial JK Subestação TAGUATINGA – 138 / 34,5 / 13,8 kV - EPTG - Setor Norte (em

frente QNA 13/14 - próximo ao viaduto de acesso a Taguatinga Centro) Subestação USINA DO PARANOÁ – 34,5 / 13,8 kV - Acesso pelo Lago Sul -

Estrada Parque Dom Bosco ou acesso pelo Lago Norte - Estrada Parque Paranoá

Tabela 3 – Aneel – Atributos Físico Elétricos (CELG-D, CHESP, CEB-DIS)

Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH

As primeiras referências quanto ao enquadramento das PCHs no Brasil foram apresentadas no Manual de Pequenas Centrais, editado em 1982 pelo consórcio formado entre o Ministério de Minas e Energia – MME, o Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica – DNAEE e a Eletrobrás. O manual foi criado por ocasião do primeiro Programa Nacional de PCH – PNPCH.

As PCHs foram definidas através da portaria do DNAEE nº. 109, de 24 de novembro de 1982, pelas seguintes características:

Operação em regime de fio d'água ou de regularização diária; Provisão de barragens e vertedouros com altura máxima de 10 m; Sistema adutor formado apenas por canais a céu aberto e/ou tubulações, não

utilizando túneis; Suas estruturas hidráulicas de geração devem prever, no máximo, uma vazão

turbinável de 20m³/s; Dotação de unidades geradoras com potência individual de até 5MW; Potência total instalada de até 10MW.

Em 1984, o DNAEE por meio da Portaria nº. 125 tratou de atenuar este enquadramento e em 1987, pela Portaria DNAEE nº. 136, de 06 de outubro, as PCHs passaram a ter apenas duas condicionantes: a potência deveria ser inferior a 10 MW, com unidades geradoras de, no máximo, 5 MW.

Com a criação da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, em 1996, a regulamentação do setor passa a ser uma atribuição da ANEEL. Que por meio da Resolução nº. 394, de 04 de dezembro de 1998, revogaram as Portarias 125 e 136 do DNAEE e estabeleceu novos critérios para o enquadramento de empreendimentos hidrelétricos na condição de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Desse modo, passaram a ser consideradas PCHs os aproveitamentos hidrelétricos com as seguintes características:

Potência igual ou superior a 1,0 MW e igual ou inferior a 30,0 MW; Área total de reservatório igual ou inferior a 3,0 km² e Cota d'água associada à vazão de cheia com tempo de recorrência de 100

anos.

Em 2003 a ANEEL através da Resolução 652 altera a área do reservatório. Caso o limite de 3,0 km² seja excedido, o aproveitamento ainda será considerado com características de PCH se forem atendidas pelo menos duas condições:

A área não poderá exceder 13,0 km2, área máxima da maior parte dos reservatórios das PCH da região norte/nordeste, sendo agora definida pelo nível d'água máximo normal à montante do barramento. A queda bruta é dada pela diferença entre os níveis d’água máximos normal de montante e normal de jusante.

Reservatório dimensionamento, comprovadamente, foi baseado em outros objetivos que não o de geração de energia elétrica deverá ter essa condição comprovada junto a Agência Nacional de Águas - ANA, aos Comitês de Bacias Hidrográficas, aos órgãos de gestão de recursos hídricos e ambientais junto aos Estados; de acordo com suas respectivas competências.

Quanto a classificação as PCHs, segundo o manual das Pequenas Centrais Hidrelétricas, podem ser:

Microcentral – com potência até 100 kW e com queda entre 15 e 50 metros; Minicentral – com potência a entre 100 kW e 1 MW e com queda entre 20 e 100

metros e PCH – com potência a entre 1 MW e 10 MW e com queda entre 25 e 130 metros.

Há uma proposta para a mudança nessa classificação prezando basicamente a potência instalada que ficaria da seguinte forma:

Grandes Centrais (GCH) – com potência acima de 50MW; Médias Centrais (UHE) – com potência de 30 e 50 MW; Pequenas Centrais (PCH) – com potência de 1 e 30 MW; Mini Central (mCH) – com potência de 100 até 1000 kW; Micro Central (mCH) – com potência de 20 Até 100 kW e Pico Central (pCH) – com potência até 20 kW

PCH - Goiás

Segundo dados da Aneel, Goiás possui 19 unidades em funcionamento, com potência outorgada total de 321,64kW. A maioria desta possui como destino de energia o tipo Produção Independente Energia (PIE) , além também da maioria estar localiza dentro do próprio Estado.

Tabela 4 – PCHs no Estado de Goiás em funcionamento

Referências Bibliográficas

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http://www.brasil.gov.br/sobre/economia/energia/setor-eletrico/sistemas-isolados

http://www3.aneel.gov.br/atlas/atlas_1edicao/atlas/aspectos_institucionais/10_2_configuracao.html

http://www.brasil.gov.br/sobre/economia/energia/setor-eletrico/transmissao

http://www.brasil.gov.br/sobre/economia/energia/setor-eletrico/distribuicao

http://www.ons.org.br/download/biblioteca_virtual/publicacoes/dados_relevantes_2009/02-Sistema-de-Transmissao-2009-2012.html

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3

http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=77

http://celgd.celg.com.br/

http://gt.celg.com.br

https://av.celg.com.br/

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http://www.ceb.com.br/

http://pch.com.br/investir/principal.htm

http://www.brasilpch.com.br/