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Organização da indústria de energia
elétrica
Você vai entender o histórico da estruturação do setor elétrico, bem como as divisões dos segmentos
responsáveis por sua operação e os principais softwares utilizados para análise do sistema.
Profa. Isabela Oliveira Guimarães
1. Itens iniciais
Propósito
Compreender a estrutura organizacional do setor elétrico brasileiro, bem como conhecer os principais agentes
que atuam em concordância para mantê-lo em operação são essenciais ao profissional, uma vez que o
regimento do setor tem por base as normas impostas pelos órgãos regulamentadores e a atuação no mercado
de energia requer o bom conhecimento dessa estrutura.
Objetivos
Analisar a divisão do sistema elétrico: geração, transmissão e distribuição.
Identificar as principais características do mercado de energia.
Analisar as condições operativas do sistema.
Introdução
Olá! Antes de começarmos, assista ao vídeo e entenda os aspectos da indústria de energia elétrica, da
produção, transporte, comercialização e consumo.
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1. Geração, transmissão e distribuição
Os segmentos do setor elétrico
Neste vídeo, você terá uma visão geral sobre os aspectos do setor elétrico, desde a produção ao consumo de
energia, além de conhecer os agentes que atuam no setor.
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Sistema elétrico
O setor elétrico é segmentado em três grupos principais: geração, transmissão e distribuição de energia. É
função substancial do sistema elétrico garantir que as cargas conectadas a ele serão supridas, de forma
confiável e segura.
A imagem a seguir mostra um sistema elétrico desde a geração até a distribuição.
Sistema elétrico.
De uma forma resumida, vamos entender como funciona:
Geração
A energia elétrica a ser entregue ao consumidor é gerada no segmento
conhecido por geração.
Transmissão
Posteriormente, essa energia é entregue ao sistema de transmissão, que é
responsável pelo transporte.
Distribuição
A energia, após atravessar diversas regiões, é repassada às distribuidoras
que compõem o sistema de distribuição para, só então, alcançar os pontos
de consumo.
Sistema de geração
O segmento de geração é aquele responsável por produzir energia elétrica para o consumo. A conversão em
energia elétrica pode ser proveniente de diversas fontes, que são classificadas em:
Renováveis
São aquelas que possuem capacidade de se recompor em escala humana, isto é, em tempo hábil,
sendo consideradas inesgotáveis (com ressalvas). Dentro dessa classificação temos as fontes de
energia eólica, solar, hídrica, biomassa, geotérmica e oceânica. Além da possibilidade de reposição,
essas fontes são consideradas limpas quando comparadas com outras sob a perspectiva da emissão
de gases intensificadores do efeito estufa.
Não-renováveis
Contrastam com as renováveis em finitude e esgotamento. A reposição destas é lenta, saindo da
escala humana, levando milhares de anos para serem repostas. Nesse grupo se encontram o carvão
mineral e derivados, petróleo, gás natural e a energia nuclear. Essas fontes são tidas como
convencionais e em muitos lugares do mundo, são as mais utilizadas, isso pois, os recursos
renováveis são dependentes das condições climáticas, bem como da localidade. Por serem grandes
contribuintes para a emissão de gases efeito estufa, busca-se atualmente minimizar a utilização
desse tipo de geração, diversificando a matriz elétrica.
Vejamos alguns exemplos de possíveis fontes geradoras de energia.
Exemplos de fontes geradoras de energia renováveis e não renováveis.
No Brasil, a produção de eletricidade é majoritariamente hídrica. Isso indica que a maior parte das usinas
produtoras de eletricidade são do tipo “hidrelétricas”, como mostra o gráfico de participação das fontes na
matriz elétrica nacional, ao longo dos anos. Essa característica faz com que a matriz nacional seja uma das
mais limpas do mundo.
Matriz elétrica nacional.
A imagem a seguir representa a matriz elétrica ao redor do mundo.
Matriz elétrica mundial.
Uma análise dos dados da Empresa de Pesquisa Energética ̶ EPE mostra como foi a evolução da diversificação
da matriz em relação ao uso de fontes de origens diversas ao longo dos anos. Uma captura do gráfico
dinâmico pode ser vista na imagem a seguir.
Histórico da participação das fontes no setor elétrico.
Embora cada tipo de usina geradora opere de acordo com a particularidade do recurso (primário ou
secundário) a ser transformado, todas compartilham o mesmo intuito: transformar a fonte principal em
eletricidade, que é o produto a ser ofertado pela indústria de energia.
Como exemplo do processo, podemos considerar a produção de eletricidade por meio das centrais
hidrelétricas. Nelas, a conversão de energia é dividida em duas etapas:
Etapa 1
Transformar a energia potencial em cinética.
Etapa 2
Transformar a energia cinética em elétrica.
A tensão de geração não é a mesma para diferentes usinas, pois esse valor dependerá da capacidade
instalada e dos equipamentos usados. Um exemplo é a usina de Itaipu, com uma central que conta com vinte
unidades geradoras de 700MW de capacidade (individual), cujo modelo e dados são apresentados a seguir.
Gerador síncrono de Itaipu.
Veja na tabela a seguir os dados do gerador:
Quantidade 20 unidades
Frequência 60Hz 10 unidades
Frequência 50Hz 10 unidades
Potência nominal 50/60Hz 823,6/737,0MVA
Tensão nominal 18kV
Número de polos 50/60Hz 66/78
Momento de inércia - GD2 320.000t ⋅ m2
Fator de potência 50/60Hz 0,85/0,95
Peça mais pesada - rotor 1.760t
Peso de cada unidade 50/60Hz 3.343/3.242t
Tabela: dados do gerador síncrono de Itaipu.
Itaipu.ogr.br
A estrutura convencional do sistema elétrico é tal que a geração de energia é centralizada. Ou seja, as
unidades geradoras são situadas em locais distantes dos centros de consumo e algumas unidades são
responsáveis por gerar a energia para suprir o todo. Contudo, sabemos que existe também a geração
distribuída, que se refere a pequenas unidades geradoras instaladas nas proximidades ou no ponto de
consumo. A função dessas fontes é promover a alimentação e uma fonte centralizada, porém com menor
capacidade e conectada diretamente à distribuição, sem despacho.
Podemos analisar o panorama atual da capacidade de geração de eletricidade no Brasil por meio do gráfico
que apresentamos a seguir, e que mostra a capacidade instalada e as regiões onde as usinas se encontram,
bem como o perfil de cada uma delas:
Capacidade de geração nacional em 15/03/2023.
Veja, ampliada, a tabela com as informações.
Tipos de usinas e potência fiscalizada.
Ao consultar o site da ANEEL percebemos, ainda, as autorizações emitidas para as geradoras ao longo dos
anos, que são divididas conforme a característica da usina, e apresentadas de acordo com a potência
instalada, conforme vemos na imagem a seguir.
Sistema de informações de geração da ANEEL.
Produção de energia
Neste vídeo, falamos sobre as principais características do segmento da geração de energia e as projeções
disponíveis para o país, apresentando uma visão geral sobre o sistema elétrico.
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Sistema de transmissão
Transporte de energia
Neste vídeo, apresentamos as características do sistema de transmissão brasileiro, abordando o sistema
interligado e como é realizado o transporte de energia.
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A função do sistema de transmissão é transportar a energia das centrais produtoras até a distribuidora. Para
que essa ação seja exercida, a energia gerada tem seu nível de tensão elevado nas chamadas subestações
transformadoras. 
Nesse contexto, vale ressaltar que há um elo entre a distribuição e a transmissão, no qual é apresentado o
sistema de subtransmissão. Apesar do nome, este sistema é pertencente ao sistema de distribuição e serve
como intermédio entre as subestações de distribuição (SE) e atécnicas
	Perdas não técnicas
	Organon
	ANAREDE
	Organon
	ANATEM
	Newave
	DECOMP
	DESSEM
	Conteúdo interativo
	Verificando o aprendizado
	4. Conclusão
	Considerações finais
	Podcast
	Conteúdo interativo
	Explore +
	Referênciastransmissão, e pode ser referido como
distribuição em alta tensão (AT) e neste sistema se encontram conectados os grandes consumidores.
Nesse ambiente de transporte temos então as:
Linhas de transmissão
Compõem a chamada rede básica (sobre a qual
falaremos em detalhes a seguir) com tensão de
operação superior a 230kV. Usualmente, o
transporte ocorre em diferentes níveis como
230, 345 e 500kV.
Linhas de subtransmissão
Operam a níveis inferiores, portanto, a energia a
ser transportada passa primeiro por uma
subestação para adequação do nível de tensão
sendo eles 34,5; 69; 88 e 138kV, sendo a
maioria 69 e 138kV.
De acordo com a RN nº 67 da ANEEL, a rede básica é constituída por linhas de transmissão, barramentos,
transformadores e equipamentos de subestação que operam com tensão igual ou superior a 230kV. Os
transformadores devem operar com tensão primária igual ou superior a 230kV, enquanto o secundário deve
ser inferior a 230kV.
No gráfico a seguir, podemos ver as linhas de transmissão em operação no país. As cores indicam diferentes
níveis de tensão. O gráfico apresenta também uma projeção para a expansão desse sistema, de maneira que
os pontilhados representam linhas que se encontrarão em operação até o ano de 2024.
Mapa do Sistema de Transmissão - Horizonte 2024.
Sistema de distribuição
Neste vídeo, apresentamos as características do sistema de distribuição e uma visão geral do processo,
incluindo as subestações que permitem adequação dos níveis de tensão para consumo.
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O sistema de distribuição é o segmento do sistema elétrico que recebe a energia produzida e a entrega ao
consumidor.
O sistema de distribuição é o elo entre o ponto de consumo e o sistema, que é operado a partir de
concessões.
A subtransmissão é parte do sistema de distribuição e recebe a energia do sistema de transmissão para,
então, conduzi-la aos consumidores em AT (alta tensão) e às subestações (SEs) da distribuição. De acordo
com a regulamentação proposta pela ANEEL, as redes AT operam em níveis de tensão superiores a 69kV e
inferiores a 230kV, nesse ponto do sistema podem ser encontradas as grandes instalações industriais.
É na SE de distribuição que a energia tem o nível de tensão reduzido para a entrega aos consumidores de
menor porte, que podem ser classificados como primários ou secundários, o que se refere à média e baixa
tensões, respectivamente.
Consumidores primários
Média tensão de operação, superior a 2,3kV e
inferior a 69 kV (ANEEL), aqui se encontram
consumidores de médio porte.
Consumidores secundários
Baixa tensão entre fases, inferior a 2,3kV. Neste
grupo, se concentram os consumidores de
pequeno porte.
A seguir podemos ver as etapas da operação do sistema elétrico, desde a geração até o consumo de energia.
 
Geração transforma a energia, que pode ser hidráulica, térmica ou outra, em energia elétrica.
Para ser transmitida, a energia vai para uma subestação elevadora de transmissão, cujo valor de tensão
é definido de acordo com a potência e distâncias em que a energia será transportada.
No sistema de transmissão a energia é transportada em blocos para os centros de consumo.
Para ser consumida, o nível de tensão precisa ser ajustado (reduzido). Assim, é na SE abaixadora que a
tensão é reduzida para os níveis da subtransmissão.
A subtransmissão distribui a energia em alta tensão, aqui existem consumidores com níveis de tensão
elevados.
As SE abaixadoras da subtransmissão ajustam os níveis de tensão da subtransmissão para a
distribuição primária.
A energia é distribuída pelo sistema de distribuição primário.
Para que a energia chegue aos consumidores secundários, a tensão é reduzida pelos transformadores
da distribuição.
A energia é distribuída pelo sistema de distribuição secundário.
As resoluções que regem a padronização e adequação dos sistemas das mais diversas companhias
distribuidoras que operam as linhas de distribuição do Brasil, estão dispostas no Procedimento da
Distribuição, ou PRODIST. Ele é composto de 11 módulos que regulam desde a operação até a fatura do
consumidor.
Agentes do setor elétrico
Neste vídeo, conheça as principais instituições que, juntas, trabalham para a adequação do setor elétrico.
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O setor elétrico é organizado de forma que as diversas instituições que nele atuam são vinculadas ao governo
(poder executivo). Ao todo, são sete as instituições que regem o setor elétrico. Conheça cada uma delas e
suas funções principais:
MME (Ministério de Minas e Energia)
Órgão do governo federal, criado em 1960 pela Lei 3.782, responsável pela condução das políticas
públicas energéticas. Vale lembrar que não se trata apenas de energia elétrica, mas de todo recurso
energético. Além disso, cabe ao MME a responsabilidade de estabelecer o planejamento do setor.
Dentre as competências do MME estão o CNPE e o CMSE.
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CNPE (Conselho Nacional de Política Energética)
Órgão interministerial, presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, com função de
assessoramento ao órgão executivo, cuja função é formular as políticas e diretrizes de energia e
propô-las ao presidente.
CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico)
Coordenado pelo MME, avalia e acompanha o suprimento eletroenergético sob os aspectos de
qualidade e suprimento. É integrado por diferentes órgãos: ANEEL, ONS, EPE, CCEE e a ANP –
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
EPE (Empresa de Pesquisa Energética)
Vinculada ao MME, cabe à EPE a função de prestar serviços relacionados a pesquisas e planejamento
do setor energético.
CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica)
Integra geradoras, distribuidoras, comercializadores e os consumidores de energia elétrica, atuando
diretamente no mercado de energia. É responsável por garantir a negociação do produto
(eletricidade), sob fiscalização da ANEEL.
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica)
Órgão regulador do setor elétrico, vinculado ao MME. Tem as funções de regular a geração,
transmissão, distribuição e comercialização de energia, além de fiscalizar os serviços que
desempenham estas atividades. Além disso, busca garantir a implementação das diretrizes
governamentais quanto à exploração da energia e, ainda, estabelecer as tarifas.
ONS (Operador Nacional do Sistema)
Órgão responsável por coordenar e controlar a operação das centrais geradoras, bem como as
instalações do sistema de transmissão conectadas ao sistema interligado nacional (SIN). Cabe ainda
ao ONS o planejamento da operação de sistemas isolados, fiscalizados pela ANEEL.
O fluxograma a seguir representa a disposição dos agentes que compõem o modelo institucional do setor
elétrico.
Organização do setor elétrico.
Verificando o aprendizado
Questão 1
(Adaptada de: Prefeitura Municipal de Cascavel – Engenheiro, 2016) Um sistema elétrico de potência possui
uma estrutura que pode ser dividida em três etapas: geração, transmissão e distribuição. A partir do que se
sabe referente aos três segmentos, julgue os itens a seguir e marque a alternativa correta.
 
I. As linhas de distribuição secundária operam com tensões mais elevadas e, por isso, é necessário um
transformador para alterar o nível de tensão do sistema.
II. O motivo para realizar a transmissão de energia em AT ou UAT (ultra alta tensão) é tornar o valor da
corrente baixo o suficiente para reduzir o dimensionamento dos condutores elétricos.
III. As linhas de transmissão operam com as tensões mais elevadas do sistema, tendo como principal função a
transmissão de energia entre centros de produção e centros de consumo.
A
Somente a afirmativa I está correta.
B
Somente as afirmativas I e II estão corretas.
C
Somente as afirmativas I e III estão corretas.
D
Somente as afirmativas II e III estão corretas.
E
Somente a afirmativa III está correta.
A alternativa D está correta.
A distribuição secundária ocorre no trechoapós o abaixamento de tensão. Desta forma, os níveis são mais
baixos e a função do transformador é reduzi-lo. A transmissão em AT é feita em tensões elevadas e
correntes baixas (princípio de funcionamento do transformador), com o objetivo de minimizar as perdas no
processo de transporte dos centros produtores aos centros de consumo, além de reduzir o
dimensionamento de cabos (menor corrente, menores cabos e redução de perdas ôhmicas V=RI, lei de
ohm).
Questão 2
(Petróleo Brasileiro S.A – Petrobras – Profissional Júnior – Engenharia, 2015) Considerando-se a atual estrutura
institucional do setor elétrico brasileiro, o órgão que tem, dentre outras funções, a de definir as diretrizes para
os procedimentos licitatórios e promover as licitações destinadas à contratação de concessionários de serviço
público para produção, transmissão e distribuição de energia elétrica é:
A
EPE.
B
ANEEL.
C
CCEE.
D
CNPE.
E
CMSE.
A alternativa B está correta.
Cabe a ANEEL as funções de estabelecer tarifas, solucionar divergências entre os agentes e promover
outorgas de concessão, bem como permissões e autorizações relacionadas ao serviço de energia elétrica.
Neste último ponto se encontram as licitações.
2. Mercado de energia
O setor elétrico brasileiro e o mercado de energia
Neste vídeo, apresentamos uma cronologia de estruturação do SEB até a estrutura vigente, que possibilitou o
surgimento das negociações energéticas atuais.
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Evolução estrutural do setor elétrico brasileiro
O início do setor elétrico brasileiro
Vamos ver a seguir um breve histórico do início do setor elétrico brasileiro:
Século XVIII
A indústria brasileira concentrava sua produção na mineração e produção do açúcar, havendo ainda
outras atividades, consideradas secundárias, como as artesanais e manufatureiras.
Início do século XIX
A produção cafeeira se tornou protagonista do período como a principal fonte de renda do país.
Diversos marcos deste século, como o crescimento da exportação do café, o superavit da balança
comercial, o fim do tráfico negreiro e o aumento da imigração, contribuíram para a modernização do
país, trazendo importância aos centros urbanos, nos quais passam a surgir incentivos ao uso de
eletricidade.
1879
O uso da energia elétrica no Brasil teve início com a iluminação e o transporte público, no Rio de
Janeiro.
1883
Ainda no Rio de Janeiro, foi criada a primeira central geradora termelétrica, com capacidade de 52kW,
tornando possível alimentar 39 lâmpadas (um único gerador de Itaipu produz 700MW, ou seja esse
único gerador é aproximadamente 13,46 MIL vezes maior). Neste mesmo ano foi iniciada a construção
da primeira hidrelétrica, situada em Diamantina, MG.
1885 e 1887
Duas novas hidrelétricas foram implementadas. A partir de então, começaram a surgir as primeiras
companhias distribuidoras. Vale aqui estabelecer um ponto importante: nessa primeira estruturação
do setor elétrico, os segmentos de geração, transmissão e distribuição não eram bem estabelecidos e
estruturados se comparados à atual conjuntura.
Ao final do século XIX e início do século XX a indústria já havia crescido substancialmente, com o uso, cada
vez maior, como forma de geração de eletricidade, dos recursos hídricos em detrimento do carvão. A partir
daí, outro marco importante foi a criação da usina de Marmelo, em Minas Gerais, no ano de 1888. No ano
seguinte, a operação desta usina foi iniciada, gerando 250kW de potência, expandida posteriormente, em
1892, para 375kW.
Em 1900, observava-se que a capacidade de potência instalada no país era algo em torno de 10,850MW (ou
10.859kW), majoritariamente hídrica. Diversas usinas em funcionamento na época pertenciam a
autoprodutores e concessionárias.
Com a entrada de capital estrangeiro, devido ao surgimento de companhias para a exploração de
serviços públicos como transporte, iluminação, telefonia e produção e distribuição de eletricidade e
gás. Houve então um aumento de empregos e, com isso, foram dados os primeiros passos no
sentido de regulamentar os serviços relacionados ao setor elétrico.
Essa regulamentação foi determinada de forma que o governo era o responsável pela administração do
aproveitamento do recurso hídrico no país, de forma que, primeiramente, a energia se dava para fins públicos
e o excedente para autoconsumo e demais atividades. Porém, ao final, as companhias acabavam por definir
seus contratos com o estado ou município e por eles eram regulamentadas.
Retomando nossa linha do tempo, temos:
1904
Com capital canadense e em parceria com sócios americanos foi criada, no Rio de Janeiro, a Tramway
Light and Power Company para explorar os serviços urbanos de utilidade pública.
1919
A capacidade de energia instalada no país havia dado um salto, novas usinas operavam e a maior
disponibilidade permitia maior uso de eletricidade no campo industrial e, consequentemente, maior
desenvolvimento. Vale ressaltar que a expansão urbana e emprego tecnológico se concentravam
principalmente nas cidades do Rio de Janeiro e São Paulo.
1924
Instalou-se no país uma subsidiária da Bond and Share Co., a American Foreign Power Company
(Amforp), com a compra de várias pequenas concessionárias no interior de São Paulo.
1930
A companhia Light, juntamente com a Amforp (American Foreign Power Company), detinham a maior
concentração das atividades relacionadas ao setor elétrico.
Código das Águas.
A crise de 29 e a entrada do Estado
Com a crise de 29 houve a necessidade de se rever o papel do Estado no processo econômico do Brasil, com
o objetivo de instaurar um novo modelo econômico. Esta nova estrutura buscava promover a diversificação no
cenário produtivo, de maneira que, nesse âmbito, o Estado atuava intervindo com maiores regulamentações
nos serviços.
A indústria de eletricidade, concentrada principalmente em
dois grupos, começou a ser regulada de forma que
houvesse melhor reajuste de tarifas e que as empresas não
mais se concentrassem em uma mesma posse. O marco
principal se deu com o Decreto de 24.643, de 1934,
conhecido como Código das Águas, que regulamentava o
uso da água para utilização industrial de geração de
eletricidade.
Como dito, a entrada de capital estrangeiro promoveu o
desenvolvimento urbano e surgimento de companhias que
acabaram por monopolizar os serviços públicos nacionais.
Com a instauração do Código das Águas definiu-se que:
Art. 195. As autorizações ou concessões serão conferidas exclusivamente a brasileiros ou a empresas
organizadas no Brasil. 
(BRASIL, 1934)
E ainda que o Código não tenha sido completamente implementado, isso promoveu queda no capital investido
no setor elétrico e, por consequência, a capacidade instalada deixou de crescer na velocidade que antes era
observada.
A demanda por carga continuou a crescer e nota-se a elevação da demanda e a estagnação da
geração, um efeito que, quando prolongado, leva ao colapso do sistema.
Para contornar essa situação, por volta da década de 40 o Estado passa a investir capital no setor.
Em 1946 ,foi proposto pelo governo federal o Plano Nacional de Eletrificação, cujo objetivo era a expansão do
sistema elétrico com o investimento em usinas. O plano era quase duplicar a capacidade de geração (em seis
anos), com o auxílio de investimentos federais e empréstimos externos.
Na década de 50 a comissão mista Brasil-Estados Unidos para o desenvolvimento econômico apontava
desequilíbrio no setor elétrico, com demanda maior que a oferta, resultante da crescente urbanização, do
desenvolvimento industrial, entre outros pontos. Como solução, foi proposta a intensificação da expansão a
partir do capital privado. Foram criados então alguns projetos de lei que visavam impulsionar a geração de
energia. Estes projetos previam, entre outros aspectos:
 
Implementação do imposto único tarifário, proposto pela constituição de 1946.
Criação de um fundo federal voltado para a eletrificação e instaurar um plano de eletrificação.
O imposto e o fundo federal foraminstituídos pela lei 2.308 em 1954 e passaram a ser geridos pelo BNDES
(Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social).
Também foi proposta a regulação da distribuição, bem como a arrecadação tributária e a Constituição da
Eletrobrás.
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Entre 1956 e 1960 o desenvolvimento do setor elétrico ocorreu a partir das empresas públicas. Naquele
período, buscava-se vencer os gargalos referentes ao crescimento industrial, atribuídos à defasagem de
produção de eletricidade. Ao final do governo de Juscelino Kubitschek surgia uma nova estrutura
organizacional para o setor elétrico, que permaneceria até os anos 90. 
O ano de 1962 traz marcos importantes para a estruturação organizacional, como:
 
Criação da Conesp (Comissão de Nacionalização das Empresas concessionárias de Serviços Públicos).
Surgimento da Eletrobrás com o papel de coordenar o setor além de administrar diversos recursos e
concessionárias.
Instauração de um comitê para estudos energéticos (Comitê Coordenador de Estudos Energéticos da
Região Centro-Sul).
Contratação de estudos para solucionamento dos problemas energéticos das cidades: Rio de Janeiro e
São Paulo.
Ao final da década de 60 a estrutura do sistema já era complexa, contando com várias interligações. As tarifas
passaram a ser implementadas de forma que fossem capazes de manter o sistema e repor de 10 a 12% do
capital investido (1971), o que garantia retorno financeiro para a expansão desse sistema. Porém, não havia
uniformidade quanto à estrutura tarifária. Regiões de maior desenvolvimento, por possuírem maior população,
tinham menores tarifas, uma vez que o custo pelo serviço era diluído para uma maior população. Esse
problema foi solucionado por meio do Decreto nº 1383 de 1974, que determinou a equalização da tarifa.
Foi em 1979 que o crescimento deixou de ser equilibrado quando os níveis tarifários passaram a ser objeto de
controle inflacionário, o que gerou a deterioração das concessionárias, com redução do valor real remunerado.
Essa e outras modificações na estrutura tarifária impactaram a rentabilidade das concessionárias, adicionadas
ainda às restrições para acesso aos recursos financeiros.
Comentário
Sem rentabilidade e acesso aos fundos de investimentos internos, as companhias elétricas não
possuíam capital para operar, se tornando dependentes de capital externo (como ocorria no modelo
inicial), elevando as dívidas do setor. 
Ao final da década de 80 foram iniciados estudos de revisão Institucional do setor (Revise) e que, embora não
tivessem suas propostas implementadas, serviram de base para o projeto RESEB (Reformulação do Setor
Elétrico Brasileiro), anos depois.
Desverticalização e reestruturação do setor elétrico
Projeto RESEB
Ao final da década de 80 e início dos anos 90, o modelo do setor elétrico já estava em decadência, o acúmulo
de dívidas, paralização das obras e a falta de recursos para conduzir a indústria levavam o setor à
depreciação e, naquele momento, o Estado havia retirado os investimentos do setor. Foi por meio do Decreto
8.031 de 1990 que mudanças começaram a ser impostas, no sentido da recuperação do setor elétrico. Essa lei
determina a criação do PND (Plano Nacional de Desestatização), que deu início à privatização de
distribuidoras de energia entre os anos de 1995 e 1998.
A reforma estrutural ocorrida nos anos 90, denominada projeto RESEB, foi marcada pela chamada
desverticalização do setor elétrico. Entenda o que mudou:
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Com a privatização e a promulgação de leis em favor da concessão de trechos, tanto a transmissão quanto a
distribuição necessitavam agora de uma regulação mais rígida, no intuito de fiscalizar as companhias em
operação. Cronologicamente identificam-se os seguintes fatos:
1995
Mudanças referentes à desverticalização, com licitações de novas usinas e entrada no setor de
produtores independentes.
1996
Criação da ANEEL, Lei 9.427, para regulamentar e fiscalizar o mercado energético.
1998
Criação do ONS, Lei 9.648, que passou a operar as ações referentes à transmissão de energia.
Diversas medidas foram implementadas no período, com o intuito de reconstruir e recuperar o sistema. Com
isso, novas medidas regulatórias foram necessárias, com características complexas, para que pudessem
sustentar a nova estrutura vigente de composição mista (estatal e privada).
Histórico do setor elétrico
Neste vídeo, apresentamos um histórico do setor elétrico, demonstrando como foi construída a base operativa
deste setor até o final do século XX.
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Crise energética e novo modelo do setor
Novo modelo do setor elétrico
Neste vídeo, conheça o novo modelo estrutural do setor elétrico após a crise energética ocorrida no início do
século XXI.
Organização vertical 
A geração, a transmissão e uma parcela da
distribuição eram pertencentes ao governo. 
Desverticalização 
As atividades de cada setor foram
devidamente separadas para que
operassem de forma independente. 
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Na entrada do século XXI, a crise energética resultou em um programa de racionamento. Neste cenário, foram
identificados os seguintes fatos:
Elevação nas tarifas, resultado da participação privada.
Crise na oferta.
Redução no consumo, obrigatoriedade promovida pelo programa de racionamento.
Com a queda do consumo, as empresas passaram a perder lucros. A oferta voltou a ser maior que a procura e
o custo da geração se tornou baixo, uma vez que para esse custo valeriam as regras de mercado. Assim,
foram estudadas novas propostas com o intuito de elaborar uma melhor forma de administrar a compra e
venda de eletricidade.
O novo modelo do setor elétrico partiu da iniciativa de rever alguns pontos do projeto RESEB após a
crise energética marcada pelo apagão de 2011.
Algumas propostas do RESEB, que antes tinham ficado apenas no papel, foram trazidas para a implementação
e reformulação. Intensificou-se e o modelo de mercado competitivo para a produção, no qual as empresas
geradoras operam conectadas ao sistema interligado e comercializam a energia de forma que a operação
deve ser segura e confiável. Para isso, foram criadas:
CCEE
Câmera de Comercialização de Energia Elétrica.
EPE
Empresa de Pesquisa Energética.
Em 2017, foram levantados aspectos para uma nova reformulação mas, apesar de alguns pontos terem sidos
agregados em projetos, a nova proposta não foi apresentada ao Congresso Nacional.
Mercado de energia
Neste vídeo, detalhamos a operação do mercado de energia, descrevendo os principais ambientes de
contratação e a composição tarifária do repasse energético.
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O mercado de energia segue um modelo de comércio conhecido como Tight pool/gross pool, no qual o custo
a ser pago pela energia é definido pelo ONS e por ele despachado. 
Como a matriz elétrica nacional é majoritariamente hídrica, o custo depende de fatores ambientais
como as previsões hídricas, levando em conta que, em períodos de seca, seria necessário o uso de
térmicas, de custo distinto. A energia é então contratada pelas distribuidoras e consumidoras.
Com a implementação do mercado competitivo para compra e venda de energia elétrica, foram estabelecidos
dois ambientes de contratação: regulado e livre (preço é definido em leilão).
Ambiente de contratação livre
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No ambiente de contratação livre (ACL), os agentes podem negociar livremente a contratação de energia, de
maneira que cabe a eles a decisão de discutir aspectos como:
Produtor (fornecedor)
Custos e forma de pagamento
Montante de energia contratada
Período de suprimento
Essas características fazem deste um mercado competitivo, que permite ao consumidor negociar e adquirir a
própria energia diretamente das geradoras e comercializadoras.
Comentário
Nem todo consumidor está apto a negociar diretamente a compra do kW no mercado livre, essas regras
são válidas apenas aos consumidores livresou especiais. 
De acordo com a Resolução Normativa 410 de 2010, revogada pela RN nº 1000/ 2021, os perfis dos
consumidores são contemplados pelo grupo A e B.
Grupo A
São atendidas aquelas unidades com tensão
igual ou superior a 2,3kV, ou de valor inferior,
quando atendidas por um sistema subterrâneo
Grupo B
São atendidas aquelas unidades alimentadas
por tensão inferior a 2,3kV.
Segundo a norma, o grupo A é subclassificado em:
Subgrupo Nível de tensão
A1 Tensão de conexão igual ou superior a 230 kV.
A2
Tensão de conexão igual ou superior a 88 kV e menor ou inferior a 
A3 Tensão de conexão igual 69 kV.
A3a Tensão de conexão igual ou superior a 30 kV e menor ou inferior a 44 kV.
A4 Tensão de conexão igual ou superior a 2,3 kV e menor ou inferior a 25 kV.
A5 Tensão de conexão menor que 2,3 kV quando por sistema subterrâneo.
Tabela: Subgrupos do Grupo A de consumidores.
Isabela Oliveira Guimarães - Dados retirados da resolução normativa 1000 da ANEEL
Já o grupo B é subclassificado em:
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Subgrupo Nível de tensão
B1 Residencial
B2 Rural
B3 Outras classes
B4 Iluminação pública
Tabela: Subgrupos do Grupo B de consumidores.
Isabela Oliveira Guimarães - Dados retirados da resolução normativa 1000 da ANEEL
Desde o ano de 2011, os consumidores passaram a ser classificados como:
Livres
São aqueles com demanda superior a 1500kW
com permissão para contratação a partir de
qualquer fonte.
Especiais
São aqueles com a demanda entre 500kW e
1500kW, com a contratação autorizada para as
fontes especiais.
Nos últimos anos, o MME, por meio da Portaria nº 465 de 2019, determinou que podem se tornar
consumidores livres aqueles com carga:
Superior a 1500kW e qualquer nível de tensão (de janeiro de 2021).
Superior a 1000kW e qualquer nível de tensão (de janeiro de 2022).
Superior a 500 kW e qualquer nível de tensão (a partir de janeiro de 2023).
Estes parâmetros consideram que o valor tende a reduzir para o próximo ano (2024).
Vejamos a seguir o esquema que demonstra o ambiente de contratação livre:
Operação de contratação livre.
E temos, ainda:
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Participantes
Geradoras, comercializadoras, consumidores livres e consumidores especiais.
Preços
Acordado entre comprador e vendedor, com valores totalmente livres.
Contratação
Livre negociação entre os compradores e vendedores.
Contratos
Acordo livremente estabelecido entre as partes, com cláusulas e condições definidas pelos próprios
agentes.
Ambiente de contratação regulada
O ambiente de contratação regulada (ACR) é composto pelos consumidores cativos. Diferente dos
consumidores livres, os cativos só podem consumir a energia ofertada pela concessionária que atende a
região em que se encontra. Ou seja, não é possível que o consumidor escolha o agente gerador do produto.
A distribuidora que atende ao mercado cativo opera os trechos a partir de concessões e cabe a ela a
responsabilidade de efetuar a compra da eletricidade e redistribuir ao consumidor mediante a cobrança de
tarifas que remunerem o serviço, cumprindo com os princípios da modicidade tarifária.
Vejamos a seguir um esquema que demonstra o ambiente de contratação regulada.
Operação de contratação regulada.
Participantes
Geradoras, distribuidoras e comercializadoras (apenas nos leilōes de energia existente).
Preços
Estabelecidos nos leilōes e com reajuste tarifário regulado pela ANEEL.
Contratação
Realizada por meio de leilōes promovidos pela CCEE, sob delegação da ANEEL.
Contratos
Regulados pela ANEEL, denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente
Regulado (CCEAR).
Cabe a ANEEL o estabelecimento de métodos para o cálculo das tarifas para todos os segmentos do setor
elétrico. Para entender o valor final pago pela energia consumida, é necessário compreender a composição
tarifária, ou seja, quais serviços são necessários remunerar para que a energia chegue até o local desejado.
Composição tarifária
Para que a energia esteja disponível ao consumidor, ela deve ser produzida por usinas geradoras, com seu
transporte realizado pelo sistema de transmissão e distribuição pelas concessionárias.
Superficialmente já é possível identificar custos a serem levados para a tarifa referentes ao custo da geração,
ao uso do sistema de transmissão e de distribuição. Podemos incluir também os chamados encargos setoriais,
que são valores não gerenciáveis. Segundo a ANEEL, atualmente incluídos aos encargos setoriais encontram-
se:
Conta de Desenvolvimento Energético – CDE
Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA
Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH
Encargos de Serviços do Sistema – ESS e de Energia de Reserva – EER
Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica – TFSEE
Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e Programa de Eficiência Energética – PEE
Contribuição ao Operador Nacional do Sistema – NOS
Além da tarifa, compõem a conta de energia os seguintes tributos: PIS/ COFINS, ICMS e iluminação pública.
Os tributos, bem como os encargos, não são definidos pelo órgão regulador, e sim instaurados por lei. 
Os tributos e encargos por uso do sistema são adicionados ao valor pago pelo consumo ou tarifa de energia
(TE). A seguir temos um exemplo de como esses valores podem ser identificados na conta, veja.
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Conteúdo interativo
Acesse a versão digital para ver mais detalhes da imagem
abaixo.
Exemplo de conta de energia elétrica.
As modalidades tarifárias definidas a partir da RN 1000/2001 e do PRORET (Procedimentos da Regulação
tarifária - Módulo 7 - Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica) são aplicadas
ao consumo e à demanda de energia elétrica. Para aplicação da tarifa, define-se o conceito de posto tarifário,
que se refere ao período (em horas) utilizado para aplicação da tarifa, em que:
Horário de ponta
É o período de três horas de duração (diárias) a ser definido pela distribuidora, com base na curva de
carga (demanda) daquele sistema. Não são considerados para a definição: finais de semana, feriado
de carnaval, Sexta-feira Santa, Corpus Christi e feriados nacionais (1/01, 21/04, 1/05, 07/09, 12/10,
02/11 e 25/12);
Horário intermediário
É considerado para o grupo B somente. Tem duração de duas horas, sendo uma antecedente à ponta
e a outra logo após.
Horário fora de ponta
São duas horas consecutivas que complementam a ponta. Para o grupo B, consideramos também o
intermediário.
Tarifas por grupo
Grupo A
Considerando o grupo A, no qual se encontram os consumidores de alta tensão, temos:
Tarifa horária azul
Possui quatro segmentações sendo duas para a
demanda, ponta e fora de ponta. E as outras
duas para o consumo, ponta e fora de ponta.
Tarifa horária verde
Possui três segmentações, sendo uma para a
demanda, sem a segmentação horária e as
demais divididas em consumo para horário de
ponta e consumo fora de ponta.
As unidades pertencentes ao grupo A são adicionadas às modalidades azul e verde, sendo que, para as
conexões superiores a 69kV utiliza-se exclusivamente a azul e para valores inferiores fica a critério do
consumidor (azul ou verde).
Grupo B
Considerando o grupo B, no qual se encontram os consumidores de baixa tensão, temos:
Tarifa convencional monômia
Tarifa única.
Tarifa horária branca
Segmentada em três tarifas, sendo ponta,
intermediária e fora de ponta.
Todos os consumidores do grupo B (exceto consumidores de baixa renda e subgrupo B4) são inseridos
automaticamente na modalidade convencional de cobrança de tarifa, podendo estes migrar, em caso opcional,
para a modalidade branca, que tem o acréscimo da segmentação dos postos. Segundo a ANEEL, não podem
aderir à tarifa branca:
Baixa renda da classe residencial
Iluminação pública
Consumidores com faturação incluída pela modalidade pré-pagamento
Comentário
Para os outros acessantes do sistema de distribuição, temos a tarifa da distribuição e a tarifa da
geração. 
Bandeiras tarifárias
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Em adiçãoàs modalidades tarifárias, são utilizadas as chamadas bandeiras tarifárias, que tem o intuito de
refletir o real custo da geração de energia. O sistema, por meio das cores é capaz de indicar a variação no
custo da produção do kW, uma vez que estas são determinadas a partir da utilização dos recursos disponíveis.
As bandeiras tarifárias para o consumidor cativo são:
Verde
Sem acréscimo de tarifa, condições de geração favoráveis.
Amarela
Condições não tão favoráveis, com acréscimo da tarifa, segundo ANEEL, em
2023, o ajuste é de R$ 0,01874 por kWh.
Vermelha
Subdividida em patamares 1 e 2. O vermelho indica a dificuldade de geração,
em que o patamar 2 é o pior caso com acréscimo de R$ 0,09492kWh.
Antes da implementação das bandeiras tarifárias, a variação no custo produtivo era feita por meio do reajuste
da tarifa no ano posterior. Com a implementação, é possível observar o custo real da geração dado o consumo
momentâneo, isso agrega autonomia no gerenciamento da carga.
As imagens a seguir mostram a dados da ANEEL com a variação das tarifas ao longo dos anos e a tarifa por
região:
Evolução tarifária.
Ranking da Tarifa Residencial - R$/kWh.
Na sequência, podemos ver uma comparação das tarifas pagas às companhias distribuidoras de diferentes
estados, Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo. Nestas simulações é possível comparar a variação tarifária
por região, assumindo um mesmo consumo (200kWh):
Rio de Janeiro (Light)
Minas Gerais (Cemig)
São Paulo (Enel-SP)
Leilão de energia
Contratação de energia: leilões
Neste vídeo, descubra como ocorre a contratação de energia no mercado energético por meio de leilões.
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Contratação de energia
A contratação da energia a ser distribuída no ambiente regulado é feita por meio dos leilões de energia, nos
quais os agentes da geração concorrem para a venda do produto. Estes leilões têm por base o critério da
menor tarifa, para que, dessa forma, possam atender aos princípios da modicidade tarifária.
Existem diversos tipos de leilões de energia,
cujo objetivo, além de atender à demanda
conectada, é diversificar a matriz elétrica com o
uso de novos recursos geradores, como as
fontes alternativas. No setor elétrico, os leilões
são promovidos a partir do poder público,
regidos pela ANEEL, MME e CCEE, buscando o
melhor equilíbrio entre geração e consumo. 
A seguir, temos as categorias de leilões,
considerando que o número após a letra indica
o ano posterior ao ano inicial (de base). Por
exemplo, um leilão A-1 realizado em 2022 implica que a energia será disponibilizada no ano de 2023, um ano
depois, sendo que A é o ano base, neste caso o ano em que o leilão foi realizado.
 
Categoria A, feita no ano vigente
 
Leilão de ajuste
Leilão de energia existente
 
Categoria A-1, feita no ano seguinte
 
Leilão de fontes alternativas
Leilão de energia reserva
Leilão de energia existente
Categoria A-2, feita dois anos depois
 
Leilão de energia anos existentes
Leilão de energia anos reserva
Leilão de fontes alternativas
 
Categoria A-3, feita três anos depois
 
Leilão de fontes alternativas
Leilão de energia anos reserva
Leilão de energia nova
Leilão de energia existente
 
Categoria A-4, feita três anos depois
 
Leilão de energia anos existentes
Leilão de energia nova
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Leilão de energia reserva
 
Categoria A-5, feita três anos depois
 
Leilão de projetos estruturantes
Leilão de energia nova
Leilão de energia existente
 
Categoria A-5, feita três anos depois
 
Leilão de energia nova
Sendo:
Leilão de ajuste (LAJ)
As distribuidoras contratam a energia e ajustam as diferenças diante da previsão feita, ou seja, é um
leilão de adequação.
Leilão de energia reserva (LER)
Proveniente de fontes específicas, adiciona-se maior potência ao SIN para ser entregue, o que
garante maior confiabilidade.
Leilão de energia existente (LEE)
Refere-se às usinas em operação que, por consequência, terão menores custos.
Leilão de fontes alternativas (LFA)
Feitos a partir de A-2, incentivam a participação das fontes renováveis no sistema.
Leilão de energia nova (LEN)
Em oposição ao de energia existente, coloca à venda a geração ainda fora de operação. Neste tipo de
leilão o custo é mais elevado.
Leilão estruturante (LPE)
Considera a energia provenientes de projetos específicos de interesse público.
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Leilão de reserva de capacidade (LRCE)
Tem o intuito de manter uma reserva para atendimento do SIN.
Leilão do sistema isolado (LSI)
Como o nome indica, visa ao atendimento dos sistemas com esse perfil.
O leilão segue os seguintes trâmites legais apresentados a seguir.
O MME (Ministério de Minas e Energia) publica portaria com diretrizes da
habilitação técnica na EPE (Empresa de Pesquisa Energética) e da
realização do leilão
A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) publica edital e minutas
de contratos.
O investidor apresenta projeto técnico na EPE.
A EPE informa os empreendimentos aptos a participar do leilão.
É publicada a portaria do MME com a garantia física dos
empreendimentos.
O leilão é realizado pela CCEE, por delegação da ANEEL.
No caso do leilão de reserva (CER), o empreendedor assina o contrato
com a CCEE. Já no caso dos leilões do ACR (CCEAR), o empreendedor
assina o contrato com a distribuidora.
Com o contrato assinado, o empreendedor busca financiamento para o
projeto.
O valor de energia contratado pode ser adquirido por quantidade ou disponibilidade. Entenda a principal
diferença:
Nem toda energia gerada é contratada, por isso, a nova estrutura do setor elétrico conta com o conceito de
PLD (Preço de liquidação de diferenças), que precifica a energia liquidada com base no custo marginal de
operação.
Como o PLD é calculado?
Diariamente calcula-se o valor da energia residual não contratada, considerando o tipo da usina (ex.:
hidrelétrica). O cálculo não é simples, uma vez que devem-se considerar fatores como o benefício em se
esgotar a energia ou preservar o recurso prevendo períodos de seca. Desde 2021 o PLD é feito com base
horária. 
Verificando o aprendizado
Questão 1
(CESGRANRIO, 2012, Engenheiro Elétrico) A ANEEL é responsável por regulamentar a tarifação da energia
elétrica, garantindo que o consumidor pague um valor justo pela energia consumida, como também garantindo
o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária. Dessa forma, dois grandes grupos de consumidores
estruturam a tarifação de energia elétrica dos consumidores finais. Esses grupos são definidos como “grupo
A" e “grupo B". O que diferencia o “grupo A" do “grupo B"?
A
O nível de potência ativa consumida.
B
O nível de potência reativa consumida.
C
O nível de tensão de atendimento.
D
Os consumidores do tipo residencial e os demais consumidores.
E
Os órgãos públicos e os demais consumidores.
Por quantidade 
Neste caso, podem ocorrer déficits ou sobras.
Uma vez que o valor é uma estimativa, essa
contratação utiliza em geral os agentes com
produção hidráulica. 
Por disponibilidade 
Abrange as usinas térmicas e depende
de fatores, como condições
hidrológicas. Os valores para geração
dependem dos combustíveis utilizados.
A alternativa C está correta.
Os consumidores de energia são subclassificados em grupos A e B de acordo com o nível de tensão, de
maneira que pertencem ao grupo A os consumidores conectados na AT (alta tensão) e ao grupo B aqueles
conectados na BT (baixa tensão).
Questão 2
(Adaptada de UFRRJ - 2019 [PRC1] - UFRRJ - Engenheiro – Elétrica) Segundo dados divulgados pela Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o mercado livre representa quase um terço do consumo de
energia elétrica no Brasil. De acordo com as normas e regulamentos do setor elétrico brasileiro, uma empresa
que foi conectada ao sistema em janeiro de 2022, pode se tornar um consumidor livre, se atender aos
seguintes requisitos mínimos:
A
500kW de demanda contratada e conectada em tensão superiora 69kV.
B
500kW de demanda contratada, conectada em qualquer nível de tensão e podendo contratar energia
proveniente de qualquer fonte de geração.
C
1000kW de demanda contratada, conectada em qualquer nível de tensão e podendo contratar energia
proveniente de qualquer fonte de geração.
D
300kW de demanda e conectada em qualquer tensão, desde que compre de fontes especiais de energia.
E
1.500kW de demanda contratada, podendo contratar energia proveniente de qualquer fonte de geração,
desde que conectada em tensão superior a 69kV.
A alternativa C está correta.
De acordo com as portarias publicadas pelo MME, em janeiro de 2022 fica permitida a contratação de
1000kW aos consumidores livres para qualquer nível de tensão, podendo inclusive contratar o serviço de
fontes incentivadas ou especiais. Esse valor se reduz para 500kW no ano de 2023 e tende a reduzir.
3. Operação e análise dos sistemas de energia
Análise do sistema de energia
Neste vídeo, propomos uma análise estática do sistema elétrico e apresentamos os softwares utilizados para
esta análise.
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Análise estática do sistema elétrico
Neste vídeo, você verá como é feita a análise, sob o ponto de vista da segurança do sistema elétrico.
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Junto da evolução organizacional, o sistema elétrico se desenvolveu a nível tecnológico, o que fez com que a
forma de operar esse sistema se modificasse ao longo dos anos. Essa evolução ocorreu por um conjunto de
aspectos técnicos, econômicos, organizacionais e políticos.
É importante observar que a operação sistema elétrico se aproxima muito dos limites propostos, considerando
sua crescente expansão com:
Usina de biomassa.
A construção de novas usinas geradoras O aumento de novos trechos de
transmissão
A elevação da demanda consumidora
Em detalhes, ao ser projetado, e para garantir a segurança e a qualidade do serviço requisitado por lei, o
sistema deve operar a determinados níveis de tensão e frequência, sendo ali aplicadas medidas de controle
para garantir que estes níveis sejam cumpridos. Quanto mais próximo do limite, mais fácil se torna exceder as
condições pré-determinadas, e com isso pode haver prejuízos para todos os agentes conectados.
Com os novos programas de incentivo à
diversificação da matriz elétrica, novas fontes e
novas tecnologias vêm compondo a estrutura
do setor elétrico e, com isso, aderindo
complexidade quanto à análise e aos critérios
operativos. Isso ocorre pois, o sistema deixa de
ter sua estrutura usual, composto pelos
componentes comuns.
A avaliação da coordenação e controle do
sistema elétrico é de responsabilidade do ONS
juntamente com a CMSE. Para isso o ONS
exerce estudos com o objetivo de gerenciar e
coordenar os diversos agentes conectados ao
SIN, cabe a ele garantir que os agentes tenham acesso à transmissão.
Estados de operação do sistema
Estado normal
Para que o sistema opere adequadamente, algumas condições são requeridas sob forma de restrição e
garantem que os limites não serão violados, são elas:
Restrição de carga
Em condições normais de operação, o sistema deve suprir a demanda conectada a ele, isto é, a
geração deve ser igual à carga. Por análise, esse problema é verificado e solucionado por uma análise
de fluxo de potência.
Restrição de operação
Esta restrição engloba as questões operativas dos equipamentos, envolvendo níveis de tensão, fluxos
de carga ativo e reativo.
Ao cumprir as duas restrições, o sistema encontra-se em condições normais e pequenas variações são vistas
como normais.
Estado de emergência
Ao violar alguma das restrições o sistema sai do estado normal para se encontrar no estado de emergência,
que pode ser resultado de um curto-circuito, perda de um gerador, ou uma variação de carga muito elevada.
Para um cenário de emergência, são tomadas ações de controle visando garantir que as restrições deixem de
ser cumpridas, com isso:
Esses distúrbios, curto-circuito e outros, são chamados de contingências e o objetivo principal do sistema é
passar por contingencias no estado normal e não atingir o estado de emergência. Dado um conjunto de
perturbações (contingências) possíveis, ou as mais prováveis, se o sistema for capaz de manter seu estado
será considerado seguro, do contrário será inseguro.
Comentário
A determinação de possíveis contingências pode ser feita a partir de um software de simulação. 
Análise da segurança
Inicialmente, vamos entender o que caracteriza um sistema normal-seguro e um sistema normal-inseguro.
Entenda a seguir:
Estado de emergência 
Alguns trechos podem deixar de ser de ser
atendidos. 
Equilíbrio 
O sistema volta, então, ao equilíbrio, se
reestabelecendo sua condição normal.
A análise da segurança pode ser feita avaliando as etapas a seguir, considerando que essa análise avalia
somente as condições estáticas do sistema:
Monitoração da segurança
Mostram-se dados em tempo real, no intuito de avaliar o estado operativo do sistema naquele
instante. Isso é feito considerando intervalos, buscando capturar possíveis violações.
Análise de contingências
A partir das contingências possíveis (em geral tem-se as perturbações mais prováveis) e,
considerando o estado operativo identificado na etapa de monitoração da segurança, podemos
atestar se aquele sistema é seguro ou não.
Controle preventivo
Nesta etapa são tomadas as medidas necessárias para garantir que o sistema fique no estado seguro.
Se na etapa anterior o sistema for encontrado no estado inseguro, aqui serão avaliados os cenários
possíveis para reversão.
Veja um diagrama de transição de estados para um sistema de potência.
Diagrama de transição.
Considerando que:
Linha tracejada: Resultante da ação de controle
Linha contínua: Resultante da contingência
Sistema normal-seguro 
Considerando um sistema em seu estado
normal de operação, cuja lista de possíveis
contingências foi determinada e ele é capaz
de operar sem transitar para a emergência
ainda que as perturbações ocorram, esse
sistema é considerado normal-seguro. 
Sistema normal-inseguro 
Considerando agora que algumas
dessas contingências serão capazes de
fazer com que o sistema transite para a
emergência e com isso as ações de
controle atuarão, esse sistema será
considerado normal-inseguro. 
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Racionamento de energia elétrica.
Gestão de energia
Garantir o bom gerenciamento e operação do sistema é uma tarefa árdua. Para isso existem regulamentações
e instituições que operam juntas, com o objetivo de conferir a continuidade de energia, a qualidade e a
economia. A todo instante o sistema é avaliado a curto, médio e longo prazo, onde o objetivo é verificar se as
restrições, relacionadas a seguir, estão sendo cumpridas:
Restrições de igualdade
Geração suprindo carga.
Restrições de desigualdade
Tensões em barras.
A médio e longo prazo, o crescimento da carga conectada pode conduzir a cenários que levam a
implementação de medidas de contenção ou expansão do sistema.
Uma forma de gerir o atendimento ao
consumidor em situações de elevação de
consumo, é o gerenciamento da demanda. Esse
cenário foi o caso ocorrido no racionamento, no
qual, por meio da redução da carga consumida,
busca-se reequilibrar o sistema como um todo.
Existem outras formas de se gerenciar o
sistema para alcance a estabilidade como o
gerenciamento da demanda e o uso de ações
de controle.
Diversas informações são avaliadas a todo
instante, ressaltando que, como mencionado, a
condição operativa pode alterar e por isso é
uma análise feita em tempo real, que requer o uso de um sistema de aquisição de dados, o SCADA
(Supervisory Control and Data Acquisition, em português, Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados). As
informações quanto ao estado dos componentes são transmitidas aos centros de operação e controle que
podem ser subdivididos em:
EMS(Energy managment system)
Em português, significa sistema de
gerenciamento de energia. É responsável pela
gestãoda geração e transmissão.
DMS(Distribution managment system)
Em português, significa Sistema de
gerenciamento de distribuição. É responsável
pela gestão da distribuição.
Os centros de controle são os responsáveis por planejar, tanto a operação quanto a expansão, garantir a
operação e o controle do sistema, avaliar as atividades em operação, além de gerir os estudos.
O tempo programado para os estudos dependerá de sua natureza. Como exemplo, um transitório tem análise
de 0,001s, já a análise da expansão pode levar até 30 anos (dependendo se é de curto, médio ou longo
prazo).
Uma análise completa da rede em tempo real requer o processamento do estado dos componentes (via
SCADA) e, em seguida, uma análise do sistema, considerando as condições operativas. Assim, o programa
para análise da rede é executado, aproximadamente, da seguinte forma:
Configuração da rede
Os dados medidos são capturados pelo SCADA e transferidos aos centros de controle e operação.
Pré-filtragem
Aqui são avaliados os dados do SCADA, buscando medições incoerentes e que possivelmente
comprometem o modelo do sistema.
Estimar o estado da rede
Dados os valores processados, estima as condições de tensão nas barras.
Monitoração da segurança
Neste instante faz-se a previsão de carga e fluxo de potência a fim de determinar o estado do
sistema referente ao que foi apresentado: normal, seguro, emergência. Neste caso, busca-se verificar
as restrições impostas, determinando a condição de operação do sistema.
Análise da segurança
A partir de possíveis contingências, determinamos a segurança do sistema.
Controle preventivo
Ações aplicadas no intuito de melhorar/restaurar o sistema.
Softwares para análises do sistema elétrico
Neste vídeo, apresentamos ferramentas/softwares para análise operacional do sistema elétrico.
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Acesse a versão digital para assistir ao vídeo.
Ferramentas de suporte
Para auxiliar na análise operacional do sistema elétrico são utilizados softwares e ferramentas capazes de
avaliar o estado da rede. A seguir, podemos ver algumas delas:
ANAREDE
O ANAREDE (análise de redes elétricas) é um programa computacional pertencente ao CEPEL (Centro de
Pesquisas de Energia Elétrica) e tem como objetivo um estudo em regime permanente do fluxo de potência,
contingências e sensibilidade. É usualmente aplicado para estudos de planejamento da operação e expansão
do sistema interligado nacional (SIN). 
A imagem a seguir demonstra o ambiente de trabalho do ANAREDE, retirado do CEPEL, no qual é possível ver
o diagrama unifilar do sistema de transmissão AHE (aproveitamento hidrelétrico) do Rio Madeira. As setas
indicam a direção do fluxo de potência e o valor de tensão nas barras é dada em p.u. (por unidade).
Tela ANAREDE.
A versão acadêmica do ANAREDE tem suporte para 30 barras.
Simulight
O Simulight é uma iniciativa da COPPE/UFRJ com a Light, se tornando o P&;D da ANEEL, resultado da crise
energética de 2001. O programa permite avaliar o desempenho estático e dinâmico do sistema elétrico para
todos os níveis (desde a geração até a distribuição). No ambiente é possível avaliar sistemas de até 120
barras.
Abertura do programa Simulight.
Power world
Programa corporativo capaz de fazer análise do sistema a nível de fluxo de cargas. Como mencionado, este é
um dos critérios a ser alcançado para que o sistema seja considerado seguro. Dentro das análises feitas pelo
ONS, o fluxo está integrado nos diversos programas, como o ANAREDE por exemplo. Porém, para fins de
estudo o Power world pode ser uma ferramenta adicional e de ambiente agradável, estando disponível no site
uma versão gratuita, com limitações. 
A seguir temos a imagem do ambiente de trabalho do software. As setas verdes indicam o sentido de fluxo de
cargas do sistema em simulação.
Ambiente de trabalho do Power world.
Matpower
Trata-se de um pacote de arquivos e o download da versão 7.1 pode ser feito diretamente no site. Essa
ferramenta, no entanto, é uma extensão aos programas Matlab e octave, que irá permitir a estes programas
que solucionem o fluxo a partir do Matpower. Em distinção dos softwares apresentados, o ambiente de
trabalho será em torno de equações e menos visual.
OpenDSS
Voltado para análise de fluxo e operação no subnível da distribuição. Esse é um programa de licença de
código livre e aberto. O objetivo principal de sua criação é dar apoio à análise de um sistema de distribuição
com a adesão de geração distribuída. Atualmente, a ANEEL utiliza o software para cálculo de fluxo de potência
em sistema de distribuição dentro do programa ProgGeoPerdas (Programa responsável pelo cálculo das
perdas técnicas das concessionárias de energia). 
Na imagem a seguir é possível verificar como um sistema de distribuição é visto dentro da plataforma.
Sistema de distribuição representado no OpenDSS.
As perdas que ocorrem no sistema de distribuição podem ser classificadas como perdas técnicas ou não
técnicas. 
Perdas técnicas
São as perdas joulicas que ocorrem ao
transportar a energia, resultando em
aquecimento dos condutores.
Perdas não técnicas
São atribuídas a situações como fraude, desvio
de energia ou outra forma que faça com que o
consumidor não seja alimentado.
Organon
Propriedade do ONS, é um sistema integrado, que permite avaliar de forma estática e dinâmica o sistema
elétrico. Nele é possível fazer uma avaliação em tempo real e até mesmo uma análise de sensibilidade da rede.
No relatório dos sistemas e modelos computacionais encontram-se listados todos os softwares utilizados pelo
ONS para análise do sistema, desde o planejamento até a operação. Nesta lista encontram-se:
1
ANAREDE
Utilizado para estudos de planejamento da operação e expansão do sistema interligado nacional
(SIN).
2
Organon
Utilizado para fazer uma avaliação em tempo real e para análise de sensibilidade da rede.
3
ANATEM
Utilizado para análise de transitórios eletromecânicos.
4
Newave
Utilizado nos estudos da gestão hidrotérmica, no qual é possível avaliar o custo da geração e tentar
minimizá-lo. A partir do programa, que considera as variações dos reservatórios, estima-se o PLD
(preço de liquidação de diferenças). O programa de planejamento de médio prazo tem base mensal e
é capaz de fazer projeções em até cinco anos (versão vigente 28.0.3 desde agosto de 2022).Este
programa é disponibilizado pelo CEPEL.
5
DECOMP
Utilizado para minimizar custos operacionais da gestão hidrotérmica com maior prazo (um ano), a
base é semanal para o mês inicial de estudo e mensal para os seguintes, considerado planejamento
a curto prazo.
6DESSEM
Utilizado na programação diária, ou seja planejamento a curto prazo, o que o faz diferente do
DECOMP, que é usado na programação mensal. A adoção do DESSEM foi proposta pelo MME, e foi
implementada em janeiro de 2021.
Cada programa desempenha papel imprescindível para garantir a operação adequada, bem como o
planejamento da rede e os próximos passos no sentido de garantir o suprimento da demanda. A seguir
apresentamos o ambiente de trabalho do Organon.
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abaixo.
Ambiente de trabalho Organon.
Verificando o aprendizado
Questão 1
(FUNDATEC Órgão: CEEERS, 2010) As atividades de coordenação e controle da operação da geração e da
transmissão de energia elétrica, integrantes do Sistema Interligado Nacional – SIN, e as atividades de
acompanhamento e avaliação permanentemente da continuidade e da segurança do suprimento
eletroenergético em todo o território nacional são atribuições, respectivamente:
A
da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE.
B
do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE.
C
da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE e do Conselho Nacional de Política Energética –
CNPE.
D
da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL e do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.
E
do Operador Nacionaldo Sistema Elétrico – ONS e do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE.
A alternativa E está correta.
É função do operador nacional (ONS), juntamente o comitê de monitoramento (CMSE), observar a operação
do SIN e garantir a coordenação e o atendimento energético dos agentes conectados.
Questão 2
Referente à análise estática de um sistema, avalie as afirmativas a seguir e assinale a alternativa correta.
I. Um sistema estável/seguro é aquele capaz de manter seu estado de equilíbrio somente em condições
operativas normais.
II. Um sistema estável/seguro é aquele capaz de manter seu estado de equilíbrio quando em condições
operativas normais, e de alcançar um estado de se manter em um equilíbrio viável após contingência.
III. Um sistema inseguro é aquele capaz de manter seu estado de equilíbrio quando em condições operativas
normais, e de alcançar um estado de se manter em um equilíbrio viável após contingência.
A
Somente a afirmativa I está correta.
B
Somente as afirmativas I e II estão corretas.
C
Somente as afirmativas I e III estão corretas.
D
Somente as afirmativas II e III estão corretas.
E
Somente a afirmativa II está correta.
A alternativa E está correta.
Um sistema inseguro é aquele que sob condições de perturbação, migra de um estado de segurança para
um estado instável, extrapolando as restrições operativas. Um sistema estável e seguro é aquele que,
mesmo diante de contingências, é capaz de alcançar um estado de estabilidade.
4. Conclusão
Considerações finais
Conhecemos as características do setor elétrico, os principais segmentos do setor e os agentes responsáveis
por garantir o equilíbrio e o bom funcionamento do sistema elétrico brasileiro.
Apresentamos um breve histórico da estrutura inicial do sistema elétrico brasileiro, e os aspectos que o
levaram à reestruturação. Vimos as questões que conduziram à abertura do mercado de energia, apontando
as características operacionais deste mercado.
Por fim, conhecemos as ferramentas para análise do sistema do ponto de vista do ONS. Vimos as principais
características observadas na análise estática do sistema e como o operador pode se posicionar a fim de
garantir o bom gerenciamento da energia.
Podcast
Ouça agora um bate-papo sobre a estruturação do setor elétrico e do mercado de energia. Além disso
vamos refletir sobre a importância em avaliar a operação do sistema elétrico.
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Para ver em detalhes as componentes tarifárias e as tarifas vigentes por distribuidora acesse os registros da
ANEEL, em seu portal.
 
Para acompanhar os últimos resultados dos leilões de energia, acesse os dados da EPE, em seu portal.
 
Visite os sites dos sistemas e conheça mais sobre as ferramentas de suporte para análise operacional do
sistema elétrico:
 
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Empresa de Pesquisa Energética
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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Agência Nacional de Energia Elétrica
CCEE
Referências
ABRACEEL. Cartilha do consumidor livre. ABRACEEL. Consultado na internet em: 27 fev. 2023.
 
ANEEL. Resolução Normativa ANEEL nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021. Estabelece as Regras de Prestação
do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica; revoga as Resoluções Normativas ANEEL nº 414, de 9
de setembro de 2010; nº 470, de 13 de dezembro de 2011; nº 901, de 8 de dezembro de 2020 e dá outras
providências. Brasília, DF, 2023. Consultado na internet em: 27 fev. 2023.
 
BRASIL. Ministério das Minas e Energia. Modelo energético brasileiro. Brasília, DF, 1979. Consultado na internet
em: 27 fev. 2023.
 
FUCHS, R. D. Transmissão de energia elétrica ̶ linhas aéreas. Rio de Janeiro: LTC/EFEI, 1977.
 
LORENZO, H. C. O setor elétrico brasileiro: passado e futuro. São Paulo: Perspectiva, s.d.
 
MINISTÉRIO DAS MINAS E ENERGIA. Energia elétrica no Brasil: da primeira lâmpada à Eletrobrás. Brasília, DF:
Eletrobrás, 1972.
 
PEREIRA, L. C. B. Desenvolvimento e crise no Brasil. 16. ed. São Paulo: Brasiliense, 1983.
 
VASCONCELOS, F. M. Geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. S.L.: Editora e Distribuidora
Nacional SA, 2017.
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	Organização da indústria de energia elétrica
	1. Itens iniciais
	Propósito
	Objetivos
	Introdução
	Conteúdo interativo
	1. Geração, transmissão e distribuição
	Os segmentos do setor elétrico
	Conteúdo interativo
	Sistema elétrico
	Geração
	Transmissão
	Distribuição
	Sistema de geração
	Renováveis
	Não-renováveis
	Etapa 1
	Etapa 2
	Produção de energia
	Conteúdo interativo
	Sistema de transmissão
	Transporte de energia
	Conteúdo interativo
	Linhas de transmissão
	Linhas de subtransmissão
	Sistema de distribuição
	Conteúdo interativo
	Consumidores primários
	Consumidores secundários
	Agentes do setor elétrico
	Conteúdo interativo
	MME (Ministério de Minas e Energia)
	CNPE (Conselho Nacional de Política Energética)
	CMSE (Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico)
	EPE (Empresa de Pesquisa Energética)
	CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica)
	ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica)
	ONS (Operador Nacional do Sistema)
	Verificando o aprendizado
	2. Mercado de energia
	O setor elétrico brasileiro e o mercado de energia
	Conteúdo interativo
	Evolução estrutural do setor elétrico brasileiro
	O início do setor elétrico brasileiro
	Século XVIII
	Início do século XIX
	1879
	1883
	1885 e 1887
	1904
	1919
	1924
	1930
	A crise de 29 e a entrada do Estado
	Comentário
	Desverticalização e reestruturação do setor elétrico
	Projeto RESEB
	Mudanças referentes à desverticalização, com licitações de novas usinas e entrada no setor de produtores independentes.
	Criação da ANEEL, Lei 9.427, para regulamentar e fiscalizar o mercado energético.
	Criação do ONS, Lei 9.648, que passou a operar as ações referentes à transmissão de energia.
	Histórico do setor elétrico
	Conteúdo interativo
	Crise energética e novo modelo do setor
	Novo modelo do setor elétrico
	Conteúdo interativo
	CCEE
	EPE
	Mercado de energia
	Conteúdo interativo
	Ambiente de contratação livre
	Comentário
	Grupo A
	Grupo B
	Livres
	Especiais
	Participantes
	Preços
	Contratação
	Contratos
	Ambiente de contratação regulada
	Participantes
	Preços
	Contratação
	Contratos
	Composição tarifária
	Conteúdo interativo
	Horário de ponta
	Horário intermediário
	Horário fora de ponta
	Tarifas por grupo
	Grupo A
	Tarifa horária azul
	Tarifa horária verde
	Grupo B
	Tarifa convencional monômia
	Tarifa horária branca
	Comentário
	Bandeiras tarifárias
	Verde
	Amarela
	Vermelha
	Rio de Janeiro (Light)
	Minas Gerais (Cemig)
	São Paulo (Enel-SP)
	Leilão de energia
	Contratação de energia: leilões
	Conteúdo interativo
	Contratação de energia
	Leilão de ajuste (LAJ)
	Leilão de energia reserva (LER)
	Leilão de energia existente (LEE)
	Leilão de fontes alternativas (LFA)
	Leilão de energia nova (LEN)
	Leilão estruturante (LPE)
	Leilão de reserva de capacidade (LRCE)
	Leilão do sistema isolado (LSI)
	Como o PLD é calculado?
	Verificando o aprendizado
	3. Operação e análise dos sistemas de energia
	Análise do sistema de energia
	Conteúdo interativo
	Análise estática do sistema elétrico
	Conteúdo interativo
	A construção de novas usinas geradoras
	O aumento de novos trechos de transmissão
	A elevação da demanda consumidora
	Estados de operação do sistema
	Estado normal
	Restrição de carga
	Restrição de operação
	Estado de emergência
	Comentário
	Análise da segurança
	Monitoração da segurança
	Análise de contingências
	Controle preventivo
	Gestão de energia
	Restrições de igualdade
	Restrições de desigualdade
	EMS(Energy managment system)
	DMS(Distribution managment system)
	Configuração da rede
	Pré-filtragem
	Estimar o estado da rede
	Monitoração da segurança
	Análise da segurança
	Controle preventivo
	Softwares para análises do sistema elétrico
	Conteúdo interativo
	Ferramentas de suporte
	ANAREDE
	Simulight
	Power world
	Matpower
	OpenDSS
	Perdas