Atlas - Energia Elétrica do Brasil

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07 - Petr�leo(2).pdf
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7.1. INFORMAÇÕES GERAIS
O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos (moléculas de carbono e hidrogênio) que tem origem na decomposição de maté-
ria orgânica, principalmente o plâncton (plantas e animais microscópicos em suspensão nas águas), causada pela ação de bac-
térias em meios com baixo teor de oxigênio. Ao longo de milhões de anos, essa decomposição foi-se acumulando no fundo dos
oceanos, mares e lagos e, pressionada pelos movimentos da crosta terrestre, transformou-se na substância oleosa denominada
petróleo. Essa substância é encontrada em bacias sedimentares específicas, formadas por camadas ou lençóis porosos de areia,
arenitos ou calcários.
Embora conhecido desde os primórdios da civilização humana, somente em meados do século XIX tiveram início a exploração
de campos e a perfuração de poços de petróleo. A partir de então, a indústria petrolífera teve grande expansão, principalmen-
te nos Estados Unidos e na Europa. Apesar da forte concorrência do carvão e de outros combustíveis considerados nobres na-
quela época, o petróleo passou a ser utilizado em larga escala, especialmente após a invenção dos motores a gasolina e a óleo
diesel.
Durante muitas décadas, o petróleo foi o grande propulsor da economia internacional, chegando a representar, no início dos anos 70,
quase 50% do consumo mundial de energia primária. Embora declinante ao longo do tempo, sua participação nesse consumo ainda
representa cerca de 43%, segundo a Agência Internacional de Energia (2003), e deverá manter-se expressiva por várias décadas.
Além de predominante no setor de transportes, o petróleo ainda é o principal responsável pela geração de energia elétrica em di-
versos países do mundo. Apesar da expansão recente da hidreletricidade e da diversificação das fontes de geração de energia elé-
trica verificadas nas últimas décadas, o petróleo ainda é responsável por aproximadamente 7,9% de toda a eletricidade gerada
no mundo (PAFFENBARGER, 1997; AIE, 2003).
P E T R Ó L E O 7
TABELA 7.1 Reservas provadas, produção e consumo de petróleo no mundo em 2002
Reservas (R) Produção (P) Consumo R/P*
106 ton Participação 106 ton Participação 106 ton Participação Anos
no total no total no total
América do Norte 6.400 4,8% 664,40 18,7% 1.064,90 30,2% 9,63 
América do Sul e Central 14.100 9,4% 335,72 9,4% 214,80 6,1% 42,00 
Europa e antiga URSS 13.300 9,3% 784,21 22,0% 925,20 26,3% 16,96 
Oriente Médio 93.400 65,4% 1.014,60 28,5% 207,40 5,9% 92,06 
África 10.300 7,4% 376,44 10,6% 118,60 3,4% 27,36 
Ásia (Pacífico) 5.200 3,7% 381,42 10,7% 991,60 28,1% 13,63 
Total 142.700 100,0% 3.556,79 100,0% 3.522,50 100,0% 40,12 
Brasil 1.100 0,8% 74,40 2,1% 85,40 2,4% 14,78 
Fonte: BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY. London: BP, 2003. Disponível em: www.bp.com/worldenergy. 
(*) Tempo que as reservas durariam, sem novas descobertas e com o nível de produção de 2002.
PETRÓLEO
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RESERVAS, PRODUÇÃO 7.2. E CONSUMO
Durante muitos séculos, o homem procurou abrigo e instalação de suas
atividades cotidianas em locais próximos de recursos naturais, particular-
mente os energéticos. Com a descoberta dos combustíveis fósseis e da
eletricidade, isso deixou de ser uma preocupação, de modo que, atual-
mente, os grandes centros consumidores podem estar distantes das
grandes reservas e dos potenciais energéticos. O caso do petróleo ilustra
bem essa tendência do mundo moderno.
Como indicado na Tabela 7.1 (e Figura 7.1), há uma grande irregularida-
de na distribuição geográfica das reservas mundiais de petróleo, em ra-
zão das condições geológicas específicas das regiões detentoras. Cerca de
2/3 das reservas provadas estão localizados no Oriente Médio, que
responde por, aproximadamente, 6% do consumo mundial. Por outro
lado, a América do Norte, que possui apenas 4,8% das reservas, é res-
ponsável por cerca de 30% do consumo mundial (ver Figura 7.2).
Os dados da Tabela 7.1 indicam, também, que as reservas mundiais du-
rariam cerca de quarenta anos, desconsiderando-se novas descobertas e
mantendo-se a produção nos patamares de 2002. 
No Brasil, as reservas provadas são da ordem de 1.100 milhões de tone-
ladas e a produção anual está na faixa dos 74,4 milhões de toneladas, o
que significa uma relação reservas/produção de cerca de quinze anos.
Cerca de 90% das reservas estão localizados no mar, principalmente na
Bacia de Campos.
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FIGURA 7.2 Consumo de petróleo no mundo em 2002 (milhões de toneladas)
FIGURA 7.1 Reservas provadas de petróleo no mundo – situação em 2002 (milhões de toneladas)
Fonte (figuras 7.1 e 7.2): Elaborado com base em dados de BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY. London: BP, 2003. Disponível em: www.bp.com/worldenergy. 
USO DE DERIVADOS DE
PETRÓLEO NA GERAÇÃO 7.3. DE ELETRICIDADE
A geração de energia elétrica a partir de derivados de petróleo ocorre por
meio da queima desses combustíveis em caldeiras, turbinas e motores de
combustão interna. A utilização de caldeiras e turbinas é similar aos de-
mais processos térmicos de geração e se aplica ao atendimento de cargas
de ponta e/ou aproveitamento de resíduos do refino de petróleo. Os gru-
pos geradores a diesel são mais adequados ao suprimento de comunida-
des e de sistemas isolados da rede elétrica convencional.
Com exceção de alguns poucos países da OCDE, o uso de petróleo para
geração de eletricidade tem sido decrescente desde os anos 1970. O ob-
soletismo das plantas de geração, os requerimentos de proteção ambien-
tal e o aumento da competitividade de fontes alternativas são os
principais responsáveis por isso. Contudo, o petróleo continua sendo mui-
to importante na geração de energia elétrica nesses países, principalmen-
te no suprimento de cargas de pico e no atendimento a sistemas isolados.
Entre 1960 e 1973, o uso de petróleo na geração termelétrica cresceu a
uma taxa média de 19% ao ano, chegando a constituir 26% de toda ge-
ração de eletricidade no mundo. Em alguns países (Japão, Dinamarca, Itá-
lia, Irlanda e Portugal), chegou a representar 60%. Com a crise do
petróleo, nos anos 1970, o carvão voltou a ocupar maior expressividade na
geração de eletricidade, e fontes alternativas, como o gás natural, torna-
ram-se mais atrativas (PAFFENBARGER, 1997). Segundo a mesma fonte, a
capacidade instalada foi muito reduzida e parte dela foi adaptada para o
uso de outros combustíveis, particularmente o gás natural. Em 2001 a par-
ticipação relativa do petróleo na geração de eletricidade situou-se em tor-
no de 7,5%, segundo a Agência Internacional de Energia (2003).
Aproximadamente 47% da energia elétrica gerada em plantas termelé-
tricas que utilizam derivados de petróleo estão concentrados em seis paí-
ses (Tabela 7.2).
A partir de 1980, a operação das plantas a óleo começou a ser transferi-
da da base para o pico de demanda do sistema e, conseqüentemente, a
taxa de utilização (fator de capacidade) tem sido reduzida. Assim, a capa-
cidade instalada tem sido mais expressiva do que a geração de energia.
Nos anos 1980, a geração termelétrica a óleo foi muito importante, em
vários países (Holanda, Reino Unido, Irlanda etc.) para a provisão de flexi-
bilidade de operação e planejamento do sistema. Atualmente, as princi-
pais funções de um sistema termelétrico a óleo são as seguintes:
1.Atendimento da demanda de ponta;
2.Provisão de flexibilidade de operação e planejamento;
3.Atendimento a sistemas remotos e/ou isolados;
4.Provisão de carga básica ou intermediária, quando não há alternativas
mais econômicas. 
No caso do Brasil, onde historicamente a geração de energia elétrica
é predominantemente hidrelétrica, a geração térmica, particularmen-
te com derivados de petróleo, é pouco expressiva no âmbito nacional.
Contudo, tem desempenhado um papel importante
no atendimento
da demanda de pico do sistema elétrico e, principalmente, no supri-
mento de energia elétrica a municípios e comunidades não atendidos
pelo sistema interligado, como descrito no capítulo 2.
Quanto à geração termelétrica a óleo diesel, em setembro de 2003
havia 412 usinas em operação no Brasil, perfazendo uma capacidade
instalada de 4.193,72 MW. Esses empreendimentos são predominan-
temente formados por pequenos grupos geradores, destinados ao
atendimento de comunidades isoladas da rede elétrica, principalmen-
te na região Norte do País, como ilustrado na Figura 7.3. Para maio-
res detalhes, ver Anexo 6. Além desses empreendimentos, que
utilizam diesel, havia ainda naquela data (Tabela 7.3) uma usina com
potência de 131 MW, operando com óleo ultra viscoso (Igarapé, no
Município de Mateus Leme - MG); 18 operando com óleo combustí-
vel, perfazendo cerca 1.036 MW; e mais 7 operando com gás de refi-
naria (produto secundário), num total de 281,7 MW.
TABELA 7.2 Capacidade instalada das plantas termelétricas 
a derivados de petróleo e parcela da geração 
de eletricidade nos países da OCDE
País Energia Parcela da Geração 
Gerada (TWh) Mundial (2001)
Estados Unidos 134 11%
Japão 117 10%
México 93 8%
Arábia Saudita 87 7%
Itália 75 6%
China 47 4%
Outros países 615 53%
Mundo 1168 100%
Fonte: AGÊNCIA INTERNACIONAL DE ENERGIA – AIE. Key World Energy Statistics: from the IEA. 
Paris: IEA/OECD, 2003.
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TABELA 7.3 Usinas termelétricas a óleo ultraviscoso, óleo combustível, 
e gás de refinaria em operação no Brasil em setembro de 2003
Usina Potência (kW) Destino Proprietário Município – UF Combustível
da Energia
Igarapé 131.000,00 SP Companhia Energética Mateus Leme – MG Óleo Ultraviscoso
de Minas Gerais
Alegrete 66.000,00 PIE Tractebel Energia S/A Alegrete – RS Óleo Combustível
Cadam 20.100,00 APE Caulim da Amazônia S/A Almeirim – PA Óleo Combustível
Capuava 18.020,00 PIE Capuava Energy Ltda. Santo André – SP Óleo Combustível
Celpav II 32.600,00 APE Celpav Luís Antônio – SP Óleo Combustível
Celulose e Papel Ltda.
Citrosuco 2.300,00 APE Citrosuco Paulista S/A Limeira – SP Óleo Combustível
CNT 16.000,00 APE-COM Companhia Níquel Tocantins Niquelândia – GO Óleo Combustível
Cogeração International 50.500,00 APE-COM International Paper do Brasil Ltda. Mogi Guaçu – SP Óleo Combustível
Paper (Fases I e II)
CTE Fibra 9.200,00 APE Fibra S/A Americana – SP Óleo Combustível
Norte 3.898,00 APE Rhodia Brasil Ltda. Paulínia – SP Óleo Combustível
Nutepa 24.000,00 SP Companhia de Geração Porto Alegre – RS Óleo Combustível
Térmica de Energia Elétrica
Orsa 4.500,00 APE Orsa Celulose, Nova Campina – SP Óleo Combustível
Papel e Embalagens S/A
Piratininga 472.000,00 SP Empresa Metropolitana São Paulo – SP Óleo Combustível
de Águas e Energia S/A
Porto Trombetas 43.200,00 APE Mineração Rio do Norte S/A Oriximiná – PA Óleo Combustível
REFAP 21.600,00 APE Refinaria Alberto Pasqualini Canoas – RS Óleo Combustível
Reman 6.400,00 APE Petróleo Brasileiro S/A Manaus – AM Óleo Combustível
Solvay 11.000,00 APE Solvay Indupa do Brasil S/A Santo André – SP Óleo Combustível
Termo Norte I 68.000,00 PIE Termo Norte Energia Ltda. Porto Velho – RO Óleo Combustível
Wartsila 166.360,00 PIE El Paso Rio Negro Energia Ltda. Manaus – AM Óleo Combustível
Refinaria Capuava - RECAP 8.900,00 APE Petróleo Brasileiro S/A Mauá – SP Gás de Refinaria
Refinaria de Paulínea - REPLAN 60.500,00 APE Petróleo Brasileiro S/A Paulínia – SP Gás de Refinaria
Refinaria Duque de caxias - REDUC 63.300,00 APE Petróleo Brasileiro S/A Duque de Caxias – RJ Gás de Refinaria
Refinaria Getúlio Vargas (REPAR) 32.000,00 APE Petróleo Brasileiro S/A Araucária – PR Gás de Refinaria
Refinaria Henrique Lages (REVAP) 30.000,00 APE Petróleo Brasileiro S/A São José dos Campos – SP Gás de Refinaria
Refinaria Landulpho Alves (RLAM) 62.500,00 APE-COM Petróleo Brasileiro S/A São Francisco do Conde – BA Gás de Refinaria
Refinaria Presidente Bernardes - RPBC 24.500,00 APE Petróleo Brasileiro S/A Cubatão – SP Gás de Refinaria
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
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FIGURA 7.3 Centrais termelétricas em operação no Brasil (derivados de petróleo) e potência
instalada segundo unidades da Federação – situação em setembro de 2003
Fonte: Elaborado com base em dados de AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Banco de Informações de Geração - BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
TABELA 7.4 Futuras termelétricas (derivados de petróleo) – situação em setembro de 2003
Usina Potência (kW) Destino Proprietário Município – UF Combustível Situação
da Energia
Alunorte 27.840 APE-COM Alumina do Barcarena - PA Óleo Combustível Apenas outorgada
Norte do Brasil S/A
Cidade Nova 17.600 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
Cofepar 671.800 PIE Conversora de Fertilizante Araucária - PR Óleo Ultraviscoso Apenas outorgada
e Energia do Paraná Ltda.
Corumbiara 960 PIE Guascor do Brasil Ltda. Corumbiara - RO Óleo Diesel Apenas outorgada
Fazenda Cachoeira 60 - - Formosa do Rio Preto - BA Óleo Diesel Apenas outorgada
Fordlândia 960 SP Centrais Elétricas do Pará S/A Aveiro - PA Óleo Diesel Apenas outorgada
Grendene Fortaleza 1.500 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
Grendene Sobral 4.500 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
Kaiser - Feira de Santana 1.600 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
Ribeirão Shopping 1.360 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
São José 41.600 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
Termomecânica 3.824 - - - Óleo Diesel Apenas outorgada
Vila dos Palmares 200 SP Centrais Elétricas do Pará S/A Tailândia - PA Óleo Diesel Apenas outorgada
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
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Em relação aos novos empreendimentos, em setembro de 2003, havia
treze autorizados, perfazendo uma potência instalada de cerca de 774
MW (tabela 7.4). Entre esses projetos, destaca-se a autorização para a
construção da Central Termelétrica COFEPAR, da Companhia de Fertili-
zantes e Energia do Paraná Ltda., no Município de Araucária – PR, com
capacidade de geração, a partir de óleo ultraviscoso, por volta de 670
MW. Naquela data não havia registro de empreendimento em constru-
ção, cujo o combustível fosse derivado do petróleo.
7.4. IMPACTOS SOCIOAMBIENTAIS
Os principais impactos da geração de energia elétrica a partir de derivados
de petróleo decorrem da emissão de poluentes na atmosfera, principal-
mente os chamados gases de efeito estufa (GEE). Os mais problemáticos
são o dióxido de carbono (CO2), o metano (CH4) e o óxido nitroso N2O.
Pelo menos parte das mudanças climáticas verificadas nas últimas déca-
das, entre elas o aumento da temperatura média do planeta, tem sido
atribuída ao aumento da concentração desses gases na atmosfera. Gran-
de porção dessas emissões decorre da queima de combustíveis fósseis
(petróleo, carvão e gás natural) para a geração de energia elétrica.
Uma das possíveis conseqüências do aquecimento global do planeta é o
derretimento de grandes geleiras (notadamente na Antártida) e, por con-
seguinte, a elevação do nível do mar e o alagamento de áreas costeiras e
insulares, atingindo grandes contingentes de pessoas e animais silvestres
e alterando a biodiversidade dessas regiões.
Entre outros poluentes atmosféricos decorrentes da queima de derivados
de petróleo, principalmente em plantas termelétricas, destacam-se o dió-
xido de enxofre (SO2) e o chamado material particulado, constituído de
pós
e cinzas em suspensão nos gases emitidos durante a queima de com-
bustíveis fósseis. Além de alterações na biodiversidade local, esses po-
luentes provocam diversos males à saúde humana, como distúrbios
respiratórios, alergias, lesões degenerativas no sistema nervoso e em ór-
gãos vitais, câncer etc. (KOMPAC, 2001). Esses distúrbios tendem a se
agravar no inverno, quando inversões térmicas provocam o aprisiona-
mento do ar quente e dificultam a dispersão dos poluentes.
Existem, contudo, tecnologias e processos que permitem a remoção desses
poluentes e a redução de seus efeitos nefastos. Os equipamentos mais usuais
são os ciclones e os precipitadores eletrostáticos, mais eficientes na remoção
de partículas mais grosseiras. Esses equipamentos podem ser combinados com
dispositivos mais eficientes, como os filtros cerâmicos e de mangas, que po-
dem remover até 99% do material particulado (KOMPAC, 2001).
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02 - Aspectos Institucionais.pdf
O setor elétrico brasileiro, nos últimos anos, tem passado por importantes alterações de cunho estrutural e institucional, mi-
grando de uma configuração centrada no monopólio estatal como provedor dos serviços e único investidor para um modelo
de mercado, com a participação de múltiplos agentes e investimentos partilhados com o capital privado. Esta reestruturação
foi estabelecida no bojo da reforma do papel do Estado, iniciada em meados da década de 90, possibilitada, por sua vez, pela
disposição constitucional de 1988. Esta possibilidade sustentou também a execução da privatização de ativos de serviços de
energia elétrica sob controle estadual e federal, onde se inserem as empresas de distribuição de energia elétrica.
Dentre as principais adequações de caráter estrutural citam-se: a exploração dos serviços de energia elétrica por terceiros, mediante li-
citação, o controle e operação dos sistemas elétricos de forma centralizada, o livre acesso e uso das redes elétricas, a segmentação das
atividades setoriais (geração, transmissão, distribuição e comercialização), criação e regulamentação da comercialização de energia elé-
trica e a criação da figura do consumidor livre. De cunho institucional citam-se as criações do regulador e fiscalizador dos serviços, do
operador nacional do sistema interligado, da câmara de comercialização de energia elétrica e da empresa de planejamento energético.
No quadro atual, consolidado pelas leis nº 10.847 e nº 10.848, de 15 de março de 2004, compete:
a) ao Poder Executivo a formulação de políticas e diretrizes para o setor elétrico, subsidiadas pelo Conselho Nacional de Políticas
Energéticas – CNPE, formado por ministros de Estado, sob coordenação do Ministro de Estado de Minas e Energia;
b) ao Poder Concedente, exercido também pelo Poder Executivo, os atos de outorga de direito de exploração dos serviços de ener-
gia elétrica;
c) ao regulador, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a normatização das políticas e diretrizes estabelecidas e a fiscalização
dos serviços prestados;
d) ao Operador Nacional do Sistema (ONS) a coordenação e a supervisão da operação centralizada do sistema interligado;
e) à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, sucedânea do Mercado Atacadista de Energia (MAE), o exercício
da comercialização de energia elétrica;
f) à Empresa de Planejamento Energético – EPE a realização dos estudos necessários ao planejamento da expansão do sistema elétri-
co, de responsabilidade do Poder Executivo, conduzido pelo Ministério de Minas e Energia – MME; e
5
A S P E C T O S
I N S T I T U C I O N A I S 2
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
6
2
g) aos agentes setoriais (geradores, transmissores, distribuidores e comer-
cializadores) a prestação dos serviços de energia elétrica aos consumidores
finais.
2.1. CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA
ELÉTRICO NACIONAL
O Sistema Elétrico Nacional é composto pelo Sistema Interligado Nacional
(SIN), e pelos Sistemas Isolados, localizados principalmente no Norte do
País. 
2.1.1. SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL(2)
O SIN é formado por empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste,
Nordeste e parte da região Norte. Com tamanho e características que
permitem considerá-lo único em âmbito mundial, o sistema de produ-
ção e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidrotérmi-
co de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e
com múltiplos proprietários. A Figura 2.1 ilustra de forma simplificada a
integração entre os sistemas de produção e transmissão para o supri-
mento do mercado consumidor.
Como as usinas hidrelétricas são construídas em espaços onde melhor
se podem aproveitar as afluências e os desníveis dos rios, geralmente
situados em locais distantes dos centros consumidores, foi necessário
desenvolver no País um extenso sistema de transmissão. Essa distância
geográfica, associada à grande extensão territorial e as variações climá-
ticas e hidrológicas do País, tendem a ocasionar excedente ou escassez
de produção hidrelétrica em determinadas regiões e períodos do ano. A
interligação viabiliza a troca de energia entre regiões, permitindo,
assim, obterem-se os benefícios da diversidade de regime dos rios das
diferentes bacias hidrográficas brasileiras.
Desde meados da década de 70, o sistema eletroenergético brasileiro é
operado de forma coordenada, no intuito de se obterem ganhos sinér-
gicos a partir da interação entre os agentes. A operação coordenada
busca minimizar os custos globais de produção de energia elétrica, con-
templar restrições intra e extra-setoriais e aumentar a confiabilidade do
atendimento. Atualmente, no SIN, essa atividade é exercida pelo ONS.
Conceitualmente, a operação centralizada do Sistema Interligado Na-
cional está embasada na interdependência operativa entre as usinas, na
interconexão dos sistemas elétricos e na integração dos recursos de ge-
ração e transmissão para atender o mercado. A interdependência ope-
rativa é causada pelo aproveitamento conjunto dos recursos hidrelétri-
cos, mediante a construção e operação de usinas e reservatórios
localizados em seqüência em várias bacias hidrográficas. Desta forma, a
operação de uma determinada usina depende das vazões liberadas a
montante por outras usinas, que podem ser de outras empresas, ao
mesmo tempo em que sua operação afeta as usinas a jusante, de for-
ma análoga.
A utilização dos recursos de geração e transmissão dos sistemas interli-
gados permite reduzir os custos operativos, minimizar a produção tér-
mica e reduzir o consumo de combustíveis, sempre que houver
superavits hidrelétricos em outros pontos do sistema. Em períodos de
condições hidrológicas desfavoráveis, as usinas térmicas contribuem
para o atendimento ao mercado como um todo, e não apenas aos con-
sumidores de sua empresa proprietária. Assim, a participação comple-
mentar das usinas térmicas no atendimento ao mercado consumidor
também exige interconexão e integração entre os agentes.
2.1.2. SISTEMAS ISOLADOS
Nos Sistemas Isolados, em outubro de 2003, havia 345 centrais elétricas
em operação e distribuídas como segue:
• Região Norte: 304;
• Estado de Mato Grosso: 36;
• Estados de Pernambuco, Bahia, Maranhão e Mato Grosso do Sul: 5.
Tomados em conjunto, esses sistemas cobrem quase 50% do território na-
cional e consomem em torno de 3% da energia elétrica utilizada no País. A
distribuição espacial e a listagem das referidas centrais constam, respectiva-
mente, na Figura 2.2 e no Anexo 1.
Os mais importantes Sistemas Isolados, do ponto de vista da dimensão do
consumo, são os que atendem às capitais da região Norte – Manaus, Porto
Velho, Macapá, Rio Branco e Boa Vista – exceto Belém, que está interligada
ao SIN. Nos sistemas de Manaus, Porto Velho e Macapá, a geração de ele-
tricidade é hidrotérmica. Em Rio Branco a geração local é puramente térmi-
ca, com
o suprimento complementado por meio da interligação, em 230 kV,
ao sistema de Porto Velho. O sistema que atende Boa Vista e parte do inte-
rior do Estado de Roraima passou a ser suprido pela energia importada da
Venezuela, por meio de uma interligação, em 230 kV, com o sistema da
hidrelétrica de Guri, naquele país. A maioria dos sistemas do interior desses
Estados é suprida por unidades geradoras a diesel.
(2) O conteúdo deste item baseia-se nas informações fornecidas pelo ONS (2003b)
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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2
Fonte: OPERADOR NACIONAL DOS SISTEMAS ELÉTRICOS – ONS. 2003. Disponível em: www.ons.br/ons/sin/index.htm (adaptado).
FIGURA 2.1 Mapa com representação simplificada da integração entre os sistemas 
de produção e transmissão para o suprimento do mercado consumidor
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
FIGURA 2.2 Centrais elétricas que compõem os Sistemas Isolados – 
Situação em outubro de 2003
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
9
2
2.2. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Conforme mencionado anteriormente, o sistema de geração de ener-
gia elétrica do Brasil, com cerca de 91.170 MW instalados, é basica-
mente hidrotérmico, com forte predominância de usinas hidrelétricas.
A Figura 2.3 mostra a participação dos tipos de centrais de geração na
capacidade instalada no País.
Essas centrais, para efeito de outorga, são objetos de concessão, au-
torização ou registro, segundo enquadramento realizado em função
do tipo de central, da potência a ser instalada e do destino da ener-
gia. Segundo o destino da energia, o empreendimento de geração
pode ser classificado como autoprodução de energia (APE), produção
independente de energia (PIE) ou produção de energia elétrica desti-
nada ao atendimento do serviço público de distribuição (SP). A auto-
produção é caracterizada quando o agente produz energia para o
consumo próprio, podendo, com a devida pré-autorização, comercia-
lizar o excedente (APE-COM). Na produção independente, por sua
conta e risco, o agente gera energia para comercialização com distri-
buidoras ou diretamente com consumidores livres.
Do capítulo 3 ao 10 é abordada de forma mais detalhada a situação
dos potenciais de geração segundo as principais fontes primárias de
energia do País. Uma atualização dinâmica destas informações pode
ser obtida no Banco de Informações de Geração (BIG) disponível no
site da ANEEL (www.aneel.gov.br/15.htm). 
A Figura 2.4 permite uma visualização da participação percentual das
fontes renováveis e não renováveis na capacidade instalada para gera-
ção de energia elétrica no País.
A redução de impactos ambientais negativos, a promoção de desen-
volvimento sustentável e a diminuição de riscos hidrológicos no supri-
mento de energia elétrica do País são objetivos que justificam políticas
tendentes a alterar os percentuais supracitados, como parte de uma
meta maior de diversificar a matriz energética do País. Nesse sentido,
para o SIN, destacam-se incentivos como o Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) e recursos da Conta
de Desenvolvimento Energético (CDE), instituídos pela Lei nº 10.438
de 26 de abril de 2002. O PROINFA tem como principal meta, a ser al-
cançada até 2022, o atendimento de dez por cento do consumo anual
de energia elétrica no País por fontes alternativas (eólica, pequenas
centrais hidrelétricas e biomassa). 
Nos Sistemas Isolados, o principal incentivo ao aproveitamento de fon-
tes alternativas é a sub-rogação da CCC – extensão dos benefícios da
Conta de Consumo de Combustíveis –, em que se prevêem mecanis-
mos para induzir a utilização de recursos energéticos locais, a valoriza
Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco
de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
FIGURA 2.4 Participação percentual das fontes renováveis e
não renováveis na capacidade instalada (MW) 
para geração de energia elétrica no Brasil –
Situação em outubro de 2003
Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco
de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
FIGURA 2.3 Participação percentual dos tipos de centrais
na capacidade instalada (MW) para geração
de energia elétrica no Brasil – Situação em
outubro de 2003
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
10
2
zação do meio ambiente e a maior eficiência econômica e energética.
Como se verá no capítulo 4, a participação nos resultados da exploração
dos aproveitamentos hidrelétricos ou a compensação financeira por esta
exploração constituem instrumentos que propiciam investimentos sociais
para os habitantes das localidades envolvidas. Em 2003, 593 municípios
em 22 Estados brasileiros foram beneficiados com os royalties de Itaipu
e/ou a compensação financeira dos demais empreendimentos hidrelétri-
cos(3), num total de R$ 1,2 bilhão.
2.2.1. CO-GERAÇÃO
A geração termelétrica implica necessariamente a produção de calor
residual, que pode ser aproveitado, ainda que parcialmente, por meio
da co-geração. Essa tecnologia consiste na produção simultânea e se-
qüencial de calor de processo e potência mecânica e/ou elétrica. Além
de opção importante como geração distribuída de energia elétrica
(WALTER; NOGUEIRA, 1997), a co-geração é uma forma de racionali-
zação do uso de recursos naturais e de redução de impactos socioam-
bientais negativos, particularmente em decorrência da emissão de
gases de efeito estufa (ABDALAD, 2000; COELHO, 2002). Além da ge-
ração de energia mecânica e elétrica, a recuperação de calor residual
pode ser destinada a sistemas de aquecimento de fluidos, climatização
de ambientes, geração de vapor, secagem de produtos agrícolas etc.
Um sistema padrão de co-geração consiste basicamente em uma tur-
bina a vapor ou de combustão (turbina a gás), que aciona um gerador
de corrente elétrica, e um trocador de calor, que recupera o calor re-
sidual e/ou gás de exaustão, para produzir água quente ou vapor. Des-
se modo, gasta-se até 30% menos do combustível que seria
necessário para produzir separadamente calor de geração e de proces-
so e amplia-se a eficiência térmica do sistema, que pode atingir um ín-
dice de 90%.
Grandes empresas brasileiras vêm implantando sistemas de co-geração
com a utilização do gás natural ou do próprio lixo industrial. O mate-
rial que antes era descartado pela indústria de celulose passou a ser
utilizado como combustível para aquecer as caldeiras. No Brasil, des-
taca-se ainda, na utilização da co-geração, o setor sucroalcooleiro. O
Capítulo 5 apresenta mais informações sobre o potencial da co-gera-
ção com aproveitamento de biomassa. A Figura 2.6 permite uma pa-
norâmica dos sistemas de co-geração em operação no País, os quais
encontram-se listados na Tabela 2.1. Nas Tabelas 2.2 e 2.3 constam,
respectivamente, os empreendimentos em construção e aqueles que
possuem autorização, mas ainda não iniciaram construção (apenas ou-
torgados). As empresas que investem em co-geração precisam obter
autorização para implantação dos seus projetos.
TRANSMISSÃO DE 2.3. ENERGIA ELÉTRICA
Tradicionalmente, o sistema de transmissão é dividido em redes de transmis-
são e subtransmissão, em razão do nível de desagregação do mercado con-
sumidor. A rede primária é responsável pela transmissão de grandes “blocos”
de energia, visando ao suprimento de grandes centros consumidores e à ali-
mentação de eventuais consumidores de grande porte. A rede secundária –
subtransmissão – é basicamente uma extensão da transmissão, objetivando o
atendimento de pequenas cidades e consumidores industriais de grande por-
te.
A subtransmissão faz a realocação dos grandes blocos de energia – rece-
bidos de subestações de transmissão – entre as subestações de distribuição
(ELETROBRÁS, 2002).
No entanto, a distinção entre as referidas redes é dificultada pelas caracterís-
ticas do sistema, que apresenta vários níveis de tensão e está sempre em evo-
lução. A Figura 2.1 e o encarte que acompanha este Atlas permitem uma
visualização das redes de transmissão no País. Na Figura 2.5, a subestação de
Londrina aparece como um exemplo.
A seleção das propostas para a outorga de concessão de serviço público de
transmissão de energia elétrica (construção, operação e manutenção de insta-
lações de transmissão da rede básica do sistema elétrico interligado) é feita
por intermédio de licitações. Até o final de 2003, as licitações realizadas pela
ANEEL para o sistema de transmissão resultaram em mais de 9.700 km em li-
nhas de transmissão, com significativa predominância de empreendedores da
iniciativa privada. Na Tabela 2.4 estão listadas todas as linhas de transmissão
licitadas pela ANEEL, segundo identificação no mapa da Figura 2.7, com res-
pectivas características. As subestações estão listadas na Tabela 2.5. 
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e
Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004.
FIGURA 2.5 Subestação Londrina - PR
(3) Excetuando as caracterizadas como Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH).
Usina Município UF Potência (kW) Proprietário Serviço Fonte Combustível
Açominas Congonhas MG 66.340,00 Aço Minas Gerais S/A APE Outros Gás de Alto Forno
Cogeração International International Paper 
Paper (Fases I e II) Mogi Guaçu SP 50.500,00 do Brasil Ltda. APE-COM Fóssil Óleo Combustível
Energy Works Energyworks do 
Kaiser Pacatuba Pacatuba CE 5.552,00 Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Copesul Triunfo RS 74.400,00 Companhia Petroquímica do Sul PIE Outros Gás de Processo
Globo Duque de Caxias RJ 5.160,00 Globo Comunicações Ltda. APE-COM Fóssil Gás Natural
Energy Works Rhodia 
Santo André Santo André SP 11.000,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Suape, CGD e Cabo de Suape, CGD e 
Koblitz Energia Ltda. Santo Agostinho PE 4.000,00 Koblitz Energia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Suzano Suzano SP 38.400,00 Companhia Suzano de Papel e Celulose APE Fóssil Gás Natural
Celpav IV Jacareí SP 107.480,00 Votorantim Celulose e Papel S/A APE-COM Biomassa Licor Negro
Barra Grande Usina Barra Grande 
de Lençóis Lençóis Paulista SP 62.900,00 de Lencóis S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Coinbra - Cresciumal Leme SP 5.700,00 Coinbra Cresciumal S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Energy Works 
Kaiser Jacareí Jacareí SP 8.592,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
São Francisco Sertãozinho SP 6.737,50 Bioenergia Cogeradora Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Lucélia Lucélia SP 15.700,00 Central de Álcool Lucélia Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Santa Adélia Jaboticabal SP 42.000,00 Termoelétrica Santa Adélia Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
UGPU (Messer) Jundiaí SP 7.700,00 Sociedade Brasileira Arlíquido Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Guarani - Cruz Alta Olímpia SP 30.000,00 Açúcar Guarani S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Usina São José da Estiva S/A 
São José da Estiva Novo Horizonte SP 19.500,00 Açúcar e Álcool PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
PROJAC Central 
Globo de Produção Rio de Janeiro RJ 4.950,00 TV Globo Ltda. APE Fóssil Gás Natural
Unidade de Geração Cooperativa dos Produtores de Cana, 
de Energia -Área II Limeira SP 6.000,00 Açúcar e Álcool do Estado de São Paulo APE Fóssil Gás Natural
Energy Works 
Rhodia Paulínia Paulínia SP 10.000,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Iguatemi Fortaleza Fortaleza CE 4.794,00 Condomínio Civil Shopping Center Iguatemi APE Fóssil Gás Natural
Cesar Park Business Inpar Construções e 
Hotel/Globenergy Guarulhos SP 2.100,00 Empreendimentos Imobiliários Ltda. APE Fóssil Gás Natural
Bayer São Paulo SP 3.840,00 Bayer S/A APE Fóssil Gás Natural
CTE Fibra Americana SP 9.200,00 Fibra S/A APE Fóssil Óleo Combustível
Cerradinho Catanduva SP 29.000,00 Usina Cerradinho Açúcar e Álcool S/A PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
EnergyWorks Corn 
Products Mogi Mogi Guaçu SP 21.400,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
EnergyWorks Corn 
Products Balsa Balsa Nova PR 10.800,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Santa Elisa - Unidade I Sertãozinho SP 58.000,00 Companhia Energética Santa Elisa PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Administradora Carioca de Shopping 
Carioca Shopping Rio de Janeiro RJ 3.200,00 Centers S/C Ltda. APE-COM Fóssil Gás Natural
IGW/Service Energy São Paulo SP 2.825,00 Telecomunicações de São Paulo S/A APE Fóssil Gás Natural
Santo Antônio Sertãozinho SP 23.000,00 Bioenergia Cogeradora Ltda. PIE Biomassa Bagaço de Cana de Açúcar
Stepie Ulb Canoas RS 3.300,00 Stepie Ulb S/A PIE Fóssil Gás Natural
Inapel Guarulhos SP 1.204,00 Inapel Embalagens Ltda. APE Fóssil Gás Natural
Eucatex Salto SP 9.800,00 Eucatex S/A Indústria e Comércio PIE Fóssil Gás Natural
Bunge Araxá Araxá MG 11.500,00 Bunge Fertilizantes S/A APE Outros Enxofre
Millennium Camaçari BA 4.781,00 Millennium Inorganic Chemicals do Brasil S/A APE Fóssil Gás Natural
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
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TABELA 2.1 Centrais de co-geração em operação no País – Situação em outubro de 2003
TABELA 2.3 Centrais de co-geração apenas outorgadas – Situação em outubro de 2003
Usina Município UF Potência (kW) Proprietário Serviço Fonte Combustível
S. A. V. - Unisinos São Leopoldo RS 4.600,00 S.A.V - Unisinos APE Fóssil Gás Natural
Shopping Taboão Taboão da Serra SP 3.646,00 TDS Centro Comercial Ltda. APE Fóssil Gás Natural
Praia da Costa Vila Velha ES 3.646,00 Construtora Sá Cavalcanti Ltda. APE Fóssil Gás Natural
Engevix - Limei 1 Limeira SP 6.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Rio de Janeiro 
Refrescos Coca Cola Rio de Janeiro RJ 4.800,00 Rio de Janeiro Refrescos Ltda. APE Fóssil Gás Natural
Juatuba Juatuba MG 5.250,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural
Polibrasil Globenergy Mauá SP 23.080,00 Polibrasil Resinas S/A APE Fóssil Gás Natural
EnergyWorks Cabo de Santo
Rhodia Ster Agostinho PE 10.700,00 Energyworks do Brasil Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Anhanguera Limeira SP 278.290,00 Tractebel Energia S/A PIE Fóssil Gás Natural
São José 
Engevix - Pinhais 1 dos Pinhais PR 3.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Viamão Ambev Viamão RS 4.680,00 Companhia Brasileira de Bebidas APE Fóssil Gás Natural
Estância Ambev Estância SE 4.680,00 Companhia Brasileira de Bebidas APE Fóssil Gás Natural
Engevix - Blu 4 Blumenau SC 11.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Engevix - Brus 1 Brusque SC 7.520,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
CENPES-Petrobrás Rio de Janeiro RJ 3.200,00 Centro de Pesquisas e Desenvolvimento APE Fóssil Gás Natural
Engevix-Blu 1 Blumenau SC 3.000,00 Engevix Engenharia Ltda. PIE Fóssil Gás Natural
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
TABELA 2.2 Centrais de co-geração em construção no País – Situação em outubro de 2003
Usina Município UF Potência (kW) Proprietário Serviço Fonte Combustível
Iguatemi Bahia Salvador BA 8.310,00 Condomínio Shopping Center Iguatemi Bahia APE Fóssil Gás Natural
Camaçari Ambev Camaçari BA 5.256,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE
Fóssil Gás Natural
Paraíba Ambev João Pessoa PB 5.256,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural
Jaguariúna Jaguariúna SP 7.902,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural
Jacareí Jacareí SP 10.500,00 Companhia Brasileira de Bebidas PIE Fóssil Gás Natural
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Banco de Informações de Geração – BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
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Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Banco de Informações de Geração - BIG. 2003. Disponível em: www.aneel.gov.br/15.htm.
FIGURA 2.6 Centrais de co-geração em operação no País – situação em outubro de 2003
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Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004.
FIGURA 2.7 Linhas de transmissão licitadas ou autorizadas pela ANEEL
Identificação no Subestações Licitação Tensão Extensão 
mapa (Figura 2.8) Empreendimento interligadas Município / UF (Ano) (kV) Circuito (Km) Situação
LT.1 Taquaruçu - Assis - Sumaré Taquaruçu - Sumaré Sandovalina - Sumaré / SP 1999 440 Simples 505.0 OPERAÇÃO
LT.2 Campos Novos - Blumenau Campos Novos - Blumenau Campos Novos - Blumenau / SC 1999 500 Simples 252.5 OPERAÇÃO
LT.3 Interligação Norte-Sul II Imperatriz - Samambaia Imperatriz / MA 2000 500 Simples 1,278.0 OPERAÇÃO 
- Samambaia / DF PARCIAL
LT.4 Expansão da Interligação Samambaia - Itumbiara Samambaia / DF 2000 500 Simples 280.0 OPERAÇÃO
Norte-Sul - Araporã / MG
LT.5 Expansão da Interligação Samambaia - Emborcação Samambaia / MG 2000 500 Simples 295.0 OPERAÇÃO
Norte-Sul - Araguari/MG
LT.6 Interligação Sudeste Nordeste Serra da Mesa - Sapeaçu Minaçu / GO - Sapeaçu / BA 2000 230 Simples 1,050.0 OPERAÇÃO
LT.7 Expansão da Interligação Bateias - Ibiuna Campo Largo - Ibiúna / PR 2000 345 Duplo 328.0 OPERAÇÃO
Sul - Sudeste
LT.8 Tucuruí – Vila do Conde C2 Seccionadora Tucuruí- Tucuruí - Barcarena / PA 2000 500 Simples 323.0 OPERAÇÃO
- Vila do Conde 
LT.9 Expansão da Interligação Tucuruí - Presidente Dutra Tucuruí / PA 2000 500 Simples 924.0 OPERAÇÃO
Norte - Nordeste C3 - Presidente Dutra / MA
LT.10 Bateias – Jaguariaiva Bateias - Jaguariaiva Campo Largo / PR - Jaguariaiva / PR 2001 230 Simples 137.1 CONSTRUÇÃO
LT.11 Ouro Preto 2 - Vitória Ouro Preto 2 - Vitória Ouro Preto / MG - Vitória / ES 2001 500/345 Simples 370.0 CONSTRUÇÃO
LT.12 Goianinha – Mussure C3 Goianinha - Mussure Condado / PE - João Pessoa / PB 2001 230 Simples 51.0 OPERAÇÃO
LT.13 Chavantes – Botucatu Chavantes - Botucatu Chavantes - Botucatu / SP 2001 230 Simples 137.0 CONSTRUÇÃO
LT.14 Xingó – Angelim Xingó- Angelim Canindé do São Francisco - São João / PE 2001 500 Simples 200.0 OPERAÇÃO
LT.15 Angelim - Campinas Grande Angelim - Campina Grande São João / PE - Campina Grande / PB 2001 230 Simples 186.0 OPERAÇÃO
LT.16 Presidente Médici - Pelotas 3 Presidente Médici - Pelotas 3 Candiota - Pelotas / RS 2002 230 Simples 130.0 CONSTRUÇÃO
LT.17 Uruguaiana - Maçambará Usina de Uruguaiana- Macambará Uruguaiana - Macambará / RS 2002 230 Simples 130.0 CONSTRUÇÃO
LT.18 Macambara - Santo Ângelo Macambará - Santo Ângelo Macambará - Santo Ângelo / RS 2002 230 Simples 205.0 CONSTRUÇÃO
LT.19 Santo Ângelo - Santa Rosa Santo Ângelo - Santa Rosa Santo Ângelo - Santa Rosa / RS 2002 230 Simples 51.0 CONSTRUÇÃO
LT.20 Campos Novos - Lagoa Vermelha Campos Novos - Lagoa Vermelha Campos Novos / SC - Lagoa Vermelha / RS 2002 230 Simples 84.0 CONSTRUÇÃO
LT.21 Lagoa Vermelha - Santa Marta Lagoa Vermelha - Santa Marta Lagoa Vermelha - Passo Fundo / RS 2002 230 Simples 90.0 CONSTRUÇÃO
LT.22 Vila do Conde - Santa Maria Vila do Conde - Santa Maria Barcarena - Santa Maria do Pará / PA 2002 230 Simples 179.0 CONSTRUÇÃO
LT.23 Tijuco Preto - Cachoeira Paulista Tijuco Preto - Cachoeira Paulista Mogi das Cruzes - Cachoeira Paulista / SP 2002 500 Simples 181.0 CONSTRUÇÃO
LT.24 Tucuruí - Açailândia SE Seccionadora Tucuruí - Marabá Tucuruí - Açailândia / PA 2002 500 Duplo / Simples 222.3 CONSTRUÇÃO
LT.25 Itumbiara - Marimbondo Itumbiara - Marimbondo Araporã - Fronteira / MG 2002 500 Simples 212.0 CONSTRUÇÃO
LT.26 Paraíso - Açu Paraíso - Açu Santa Cruz - Açu / RN 2002 230 Simples 135.0 CONSTRUÇÃO
LT.27 LT Londrina - Assis Londrina - Assis Londrina / PR - Assis / SP 2003 525 Simples 120.0 LEILOADA
LT.28 LT Assis - Araraquara Assis - Araraquara Assis - Araraquara / SP 2003 525 Simples 250.0 LEILOADA
LT.29 LT Salto Santiago - Ivaiporã Salto Santiago - Ivaiporã Rio Bonito do Iguaçu - Manoel Ribas / PR 2003 525 Simples 167.0 LEILOADA
LT.30 LT Ivaiporã - Cascavel Oeste Ivaiporã - Cascavel Oeste Manoel Ribas - Cascavel / PR 2003 525 Simples 209.0 LEILOADA
LT.31 LT Teresina II - Sobral III Teresina II - Sobral III Teresina / PI - Sobral / CE 2003 500 Simples 322.0 LEILOADA
LT.32 LT Sobral III - Fortaleza II Sobral III - Fortaleza II Sobral - Fortaleza / CE 2003 500 Simples 219.0 LEILOADA
LT.33 LT Camaçarí II - Sapeaçu Camaçarí II - Sapeaçu Camaçarí - Sapeaçu / BA 2003 500 Simples 106.0 LEILOADA
LT.34 LT Machadinho - Campos Novos Machadinho - Campos Novos Piratuba - Campos Novos / SC 2003 525 Simples 51.0 LEILOADA
LT.35 LT Coxipó - Cuiabá Coxipó - Cuiabá Cuiabá / MT 2003 230 Duplo 25.0 LEILOADA
LT.36 LT Cuiabá - Rondonópolis Cuiabá - Rondonópolis Cuiabá - Rondonópolis / MT 2003 230 Simples 168.0 LEILOADA
LT.37 LT Montes Claros - Irapé Montes Claros - Irapé Montes Claros - Berilo / MG 2003 345 Simples 150.0 LEILOADA
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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TABELA 2.4 Linhas de transmissão licitadas ou autorizadas pela ANEEL
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004. 
Empreendimento Município / UF Licitação (Ano) Tensão (kV) Situação
Angelim São João / PE 2000 230 / 500 OPERAÇÃO
Itajubá Itajubá / MG 2001 138 / 500 OPERAÇÃO
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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2
DISTRIBUIÇÃO DE 2.4. ENERGIA ELÉTRICA
2.4.1. CONCESSIONÁRIAS
Na maioria dos Estados brasileiros, principalmente nas regiões Norte e
Nordeste, a área de concessão das empresas de distribuição corres-
ponde aos limites geográficos estaduais; em outros, principalmente
em São Paulo e no Rio Grande do Sul, existem concessionárias com
áreas de abrangência menores. Há, também, áreas de concessão des-
contínuas, que ultrapassam os limites geográficos do Estado-sede da
concessionária, como ilustrado na Figura 2.9.
Os contratos de concessão das empresas prestadoras dos serviços de
distribuição de energia estabelecem regras a respeito da tarifa, regu-
laridade, continuidade, segurança, atualidade e qualidade dos servi-
ços e do atendimento prestado aos consumidores e usuários. Da
mesma forma, definem penalidades para possíveis irregularidades.
Esse universo de distribuidoras de energia elétrica hoje é constituído por
24 empresas privadas, 21 privatizadas, 4 municipais, 8 estaduais e 7 fe-
derais (ver Tabela 2.6). No Brasil, segundo o controle acionário, cerca de
60% da energia elétrica são distribuidos por empresas cujo o controle
acionário é privado, como pode ser observado na Figura 2.8.
2.4.2. PERMISSIONÁRIAS E AUTORIZADAS 
(COOPERATIVAS DE ELETRIFICAÇÃO RURAL)
As cooperativas de eletrificação rural (CERs), atualmente em processo de
regularização na ANEEL, atuam em aproximadamente 1.402 municípios(4),
o que corresponde a 25% do total de municípios brasileiros, atendendo
em torno de seiscentos mil consumidores em todo o País, concentrados
nas regiões Sul, Sudeste, Nordeste e Centro-Oeste (ver Tabela 2.7), con-
forme Figura 2.10. Desse universo atendido, cerca de 75% dos benefici-
ados são rurais e 25% urbanos.
A delimitação das áreas de atuação das CERs (listadas no Anexo 2) na
área das concessionárias distribuidoras de energia está sendo realizada de
acordo com a Resolução ANEEL n° 12, de 11 de janeiro de 2002. As CERs
poderão ser regularizadas como permissionárias de serviços públicos de
energia elétrica ou como autorizadas. A cooperativa titular de autoriza-
ção será classificada como consumidor rural.
FIGURA 2.8 Participação das distribuidoras no mercado de energia elétrica, segundo o controle acionário
TABELA 2.5 Subestações licitadas ou autorizadas pela ANEEL
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Estudos Econômicos do Mercado. 2004.
(*) A CEMAR, privatizada em 15/06/2000, foi considerada como controle acionário público, pois está sob intervenção do Governo Federal, de acordo com a Resolução ANEEL nº 439, de 21 de agosto de 2002.
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004. 
(4) Conforme informado pelas cooperativas.
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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2
FIGURA 2.9a Áreas de abrangência das concessionárias de distribuição de energia elétrica
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004. 
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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2
FIGURA 2.9b Áreas de abrangência das concessionárias de 
distribuição de energia elétrica
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004. 
TABELA 2.6 Concessionárias distribuidoras atuantes no Brasil
Concessionária Controle Acionário Estados de Atuação
AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia – AES SUL Privatizada RS
Bandeirante Energia – BANDEIRANTE Privatizada SP
Boa Vista Energia – BOA VISTA Federal RR
CAIUÁ – Serviços de Eletricidade – CAIUÁ Privada SP
Centrais Elétricas de Carazinho – ELETROCAR Municipal RS
Centrais Elétricas de Rondônia – CERON Federal RO
Centrais Elétricas do Pará - CELPA Privatizada PA
Centrais Elétricas Mato-grossenses - CEMAT Privatizada MT
Centrais Elétricas Santa Catarina - CELESC Estadual SC, PR
Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ Privatizada RJ, MG
Companhia Paulista de Energia Elétrica – CPEE Privada SP
Companhia Sul Sergipana de Eletricidade - SULGIPE Privada SE
Companhia Campo-larguense de Energia – COCEL Municipal PR
Companhia de Eletricidade Nova Friburgo – CENF Privada RJ
Companhia de Eletricidade do Acre - ELETROACRE Federal AC
Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA Estadual AP
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA Privatizada BA
Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins – CELTINS Privada TO
Companhia Energética da Borborema – CELB Privatizada PB
Companhia Energética de Alagoas – CEAL Federal AL
Companhia Energética de Brasília – CEB Estadual DF
Companhia Energética de Goiás – CELG Estadual GO
Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG Estadual MG
Companhia Energética de Pernambuco – CELPE Privatizada PE
Companhia Energética de Roraima – CER Estadual RR
Companhia Energética do Amazonas – CEAM Federal AM
Companhia Energética do Ceará – COELCE Privatizada CE
Companhia Energética do Maranhão – CEMAR Privatizada MA
Companhia Energética do Piauí – CEPISA Federal PI
Companhia Energética do Rio Grande do Norte – COSERN Privatizada RN
Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE Estadual RS
Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina – CAT-LEO Privada MG, RJ
Companhia Força e Luz do Oeste – CFLO Privada PR
Companhia Hidrelétrica São Patrício – CHESP Privada GO
Companhia Jaguari de Energia – JAGUARI Privada SP
Companhia Luz e Força Mococa – CLFM Privada MG, SP
Companhia Luz e Força Santa Cruz – CLFSC Privada SP, PR
Companhia Nacional de Energia Elétrica – CNEE Privada SP
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
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Concessionária Controle Acionário Estados de Atuação
Companhia Paranaense de Energia – COPEL Estadual PR, SC
Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL Privatizada SP
Companhia Piratininga de Força e Luz Privatizada SP
Companhia Sul Paulista de Energia - CSPE Privada SP
Cooperativa Aliança – COOPERALIANÇA Privada SC
Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas – DMEPC Municipal MG
Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DEMEI Municipal RS
Elektro Eletricidade e Serviços – ELEKTRO Privatizada SP, MS
Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema – EEVP Privada SP
Empresa Elétrica Bragantina – BRAGANTINA Privada MG, SP
Empresa Energética de Mato Grosso do Sul – ENERSUL Privatizada MS
Empresa Energética de Sergipe – ENERGIPE Privatizada SE
Empresa Força e Luz João Cesa - JOÃO CESAR Privada SC
Empresa Força e Luz Urussanga – EFLUL Privada SC
Empresa Luz e Força Santa Maria – ELFSM Privada ES
Espírito Santo Centrais Elétricas - ESCELSA Privatizada ES
Força e Luz Coronel Vivida – FORCEL Privada PR
Hidrelétrica Panambi – HIDROPAN Privada RS
Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica Privada SC
Light Serviços de Eletricidade – LIGHT Privatizada RJ
Manaus Energia Federal AM
Metropolitana Eletricidade de São Paulo – ELETROPAULO Privatizada SP
Muxfeldt, Marin & Cia – Muxfeldt Privada RS
Rio Grande Energia – RGE Privatizada RS
S/A de Eletrificação da Paraíba - SAELPA Privatizada PB
Usina Hidroelétrica Nova Palma - UHENPAL Privada RS
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
20
2
2.4.3. QUALIDADE NA PRESTAÇÃO DOS 
SERVIÇOS DE DISTRIBUIÇÃO
O desempenho das empresas distribuidoras referente à continuidade do servi-
ço prestado de energia elétrica é medido com base em indicadores de conjun-
to e individuais, segundo Resolução ANEEL nº 024, de 27 de janeiro de 2000.
Os indicadores de conjunto são denominados DEC e FEC. O DEC (Duração
Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) indica o número de
horas em média que um determinado conjunto de unidades consumidores
fica sem energia elétrica durante um período, geralmente mensal. Já o FEC
(Freqüência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) indica
quantas vezes, em média, houve interrupção nas unidades consumidoras (re-
sidência, comércio, indústria etc). A evolução dos indicadores DEC e FEC em
cada região e no País está ilustrada nas Figuras 2.11 e 2.12, respectivamente.
Os indicadores individuais, destinados a aferir a qualidade prestada dire-
tamente ao consumidor, são: DIC, FIC e DMIC. Os indicadores DIC (Dura-
Concessionárias distribuidoras atuantes no Brasil (cont.)
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão e Autorização de Transmissão e Distribuição. 2004.
TABELA 2.7 Quantitativo de cooperativas de eletrificação rural por estado
Região Nº de cooperativas Nº de municípios de atuação
Norte 1 3
Rondônia 1 3
Nordeste 41 459
Piauí 1 38
Maranhão 1 12
Ceará 12 18
Rio Grande do Norte 8 169
Paraíba 7 85
Pernambuco 11 148
Sergipe 1 1
Centro-oeste 18 191
Mato Grosso do Sul 4 32
Mato Grosso 1 9
Goiás 13 150
Sudeste 23 191
Minas Geraes 1 28
Rio de Janeiro 5 18
São Paulo 17 145
Sul 43 546
Paraná 7 39
Santa Catarina 21 120
Rio Grande do Sul 15 387
TOTAL 126 1.402
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
21
2
ção de Interrupção por Unidade Consumidora) e FIC (Freqüência de Inter-
rupção por Unidade Consumidora) indicam, respectivamente, por quanto
tempo e o número de vezes em que uma unidade consumidora
ficou se-
m energia elétrica, durante um período considerado. O DMIC (Duração
Máxima de Interrupção por Unidade Consumidora) é um indicador que li-
mita o tempo máximo de cada interrupção ocorrida no período de um
mês, impedindo que a concessionária deixe o consumidor sem energia
elétrica durante um tempo muito longo.
Um outro instrumento permite a avaliação da melhoria da prestação dos
serviços de energia elétrica, a partir da visão e satisfação do consumidor
residencial. Trata-se do Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC),
resultante de pesquisa anual que a ANEEL realiza para avaliar o grau de
satisfação dos consumidores residenciais com os serviços prestados pelas
empresas distribuidoras de energia elétrica. A pesquisa é feita por amos-
tragem, com a aplicação de questionários diretamente aos consumidores
e abrange toda a área de concessão das 64 distribuidoras no País.
O IASC gera indicadores comparáveis por região e porte de empresa, re-
velando a percepção global do setor e possibilitando análises comparativas
com índices internacionais de satisfação do consumidor (ver Figura 2.13a).
Também compõe o cálculo de um componente do reajuste tarifário (Fa-
tor x). A partir da pontuação obtida pela concessionária distribuidora
chega-se ao valor a ser utilizado no cálculo do Fator x, o qual será aplica-
do no reajuste tarifário anual imediatamente posterior à data da pesquisa.
Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão 
e Autorização de Transmissão e Distribuição. Aviso de instauração do processo administrativo de regularização das CERs. 2000.
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
22
2
FIGURA 2.10 Distribuição das cooperativas de eletrificação em todo o País (sedes)
Fonte: Elaborado com base em dados da AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Concessão 
e Autorização de Transmissão e Distribuição. Aviso de instauração do processo administrativo de regularização das CERs. 2000. 
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
23
2
FIGURA 2.11 Evolução do DEC para cada região do País
A partir desse índice foi instituído ainda o prêmio “Índice ANEEL de Sa-
tisfação do Consumidor – IASC”, um diferencial de estímulo à melhoria
dos serviços prestados ao consumidor residencial. As empresas distribui-
doras são agrupadas por critérios regionais e por número de unidades
consumidoras. Assim, aquelas que têm melhor avaliação em cada cate-
goria recebem, além do troféu, o SELO IASC – marca que pode ser utili-
zada nas contas de energia elétrica e material institucional da empresa.
Na Figura 2.13b são apresentados os resultados do IASC 2001, 2002
e 2003, o resultado do ACSI (American Consumer Satisfaction Index)
de 2003 para as empresas de Utilities de Energia Elétrica, o resultado
do ECSI (European Consumer Satisfaction Index) global para 2001, e
o HKCSI (Hong Kong Consumer Satisfaction Index) de 2002 para
Empresas de Eletricidade naquela localidade.
COMERCIALIZAÇÃO DE 2.5. ENERGIA ELÉTRICA
Os Agentes Comercializadores de Energia Elétrica são empresas que
não possuem sistemas elétricos e que, sob autorização, atuam exclu-
sivamente no mercado de compra e venda de energia elétrica para
concessionários, autorizados ou consumidores que tenham livre op-
ção de escolha do fornecedor (consumidores livres).
Até julho de 2003, encontravam-se autorizadas 46 empresas a atuar
como comercializadoras de energia, conforme Tabela 2.8. A Figura
2.14 apresenta a evolução do montante comercializado por esses
agentes no âmbito do MAE(5).
(5) O art. 5º da Lei nº 10848, de 15 de março de 2004, estabelece que a Câmara de Comercializção de Energia Elétrica (CCEE) sucederá ao MAE.
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição. 2004.
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
24
2
FIGURA 2.12 Evolução do FEC para cada região do País
FIGURA 2.13a IASC global e por região 2000-2003
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição. 2004.
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. IASC 2003 - índice ANEEL de satisfação do consumidor; resultados gerais. 2003. Disponível em:
www.aneel.gov.br/15.htm/PDF/RELATORIO_GERAL_IASC_2003_%20VGF.pdf.
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
25
2
DESCENTRALIZAÇÃO 2.6. (AGÊNCIAS ESTADUAIS)
A ANEEL delega algumas de suas atividades às unidades da Federação,
por meio de convênios de cooperação firmados com agências criadas, por
leis estaduais, com a finalidade de regular e fiscalizar os serviços públicos.
Dentre as atividades delegadas às agências conveniadas destacam-se
a fiscalização, mediação, ouvidoria e o apoio às ações de regulação.
Até 2003, treze Estados já haviam assinado convênios com a ANEEL;
outras agências estaduais, já criadas, encontram-se em entendimento
com a ANEEL para obter a delegação de atividades (ver Figura 2.15).
Com a descentralização das atividades, a ANEEL pode prestar serviços
cada vez mais ágeis e próximos do consumidor e dos agentes seto-
riais, adaptando suas ações à realidade local. 
PROGRAMAS DE PESQUISA & 
DESENVOLVIMENTO E EFICIÊNCIA2.7. ENERGÉTICA (LEI Nº 9.991/2000)
A obrigação das empresas do setor elétrico de investir em pesquisa & de-
senvolvimento (P&D) e eficiência energética teve início como cláusula con-
tratual. Posteriormente, essa obrigação foi estabelecida na Lei nº 9.991, de
24 de julho de 2000, quando se fixaram novos percentuais, baseados na
Receita Operacional Líquida (%ROL), para investimentos mínimos em P&D
e eficiência energética (conforme Tabela 2.9), e ampliou-se a abrangência
de agentes do setor elétrico comprometidos com os investimentos.
Dos recursos destinados à pesquisa e desenvolvimento, 40% são para o
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT,
20% para o Ministério de Minas e Energia(6) e o restante, assim como os re-
cursos para eficiência energética, aplicados em programas desenvolvidos
pelas empresas em ciclos anuais, segundo os regulamentos estabelecidos
pela ANEEL. Nas Tabelas 2.10 e 2.11 constam os resultados obtidos e inves-
timentos em cada ciclo para Eficiência Energética e P&D, respectivamente.
FIGURA 2.14 Evolução do mercado das comercializadoras 
(negociado no MAE)
(6) A fim de custear os estudos e pesquisas de planejamento da espansão do sistema energético, bem como os estudos de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenci-
ais hidrelétricos (segundo o art. 12 da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004).
FIGURA 2.13b Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor (IASC) e alguns dos principais parâmetros internacionais
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. IASC 2003 - índice ANEEL de satisfação do consumidor; resultados gerais. 2003. Disponível em:
www.aneel.gov.br/15.htm/PDF/RELATORIO_GERAL_IASC_2003_%20VGF.pdf.
Fonte: Elaborado com base em dados do MERCADO ATACADISTA DE ENERGIA. SINERCOM - Sistema
de contabilização e liquidação. 2004. 
TABELA 2.8 Agentes comercializadores em atuação no país
Empresa Sede
TRADENER Ltda. Curitiba – PR
Centrais Elétricas Brasileiras – ELETROBRÁS Rio de Janeiro –RJ
TRADENERGY - Empresa de Comercialização de Energia Elétrica Ltda. Curitiba – PR
ENRON São Paulo – SP
ENERGY Consultoria e Participações Ltda. Campo Grande – MS
ATI - Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica Brasília – DF
Cia de Interconexão Energética – CIEN Rio de Janeiro – RJ
CCP Energia Ltda. Rio de Janeiro – RJ
CSN Energia S.A. Rio de Janeiro – RJ
AES TRADING Ltda. São Paulo – SP
AES INFOERNERGY LTDA. Rio de janeiro – RJ
COENEL Consultoria em Energia Ltda. Bento Gonçalves – RS
Pactual Agente Comercializador de
Energia Ltda. São Paulo – SP
Razão Energy Consultoria e Participações Ltda. São Paulo – SP
Brascan Energy Trader Ltda. Rio de Janeiro – RJ
Itambé Energética S.A. Curitiba – PR
Duke Tranding do Brasil Ltda. São Paulo – SP
Modal Energy S.A. Rio de Janeiro – RJ
Guaraniana Comércio e Serviços S.A. Recife – PE
VOTENER – Votorantim Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP
CMS Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP
ECE – Empresa Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP
Rede Comercializadora de Energia S.A. São Paulo – SP
ENERTRADE - Comercializadora de Energia S.A. São Paulo – SP
EL PASO Rio Grande Ltda. Rio de Janeiro – RJ
Multiner Trader Ltda. Rio de Janeiro – RJ
EL PASO COMERCIALIZADORA DE ENERGIA LTDA. Rio de Janeiro – RJ
União – Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP
ELECTRA Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. São Paulo – SP
Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. – CENEL Cuiabá – MT
COMERC Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. São Paulo – SP
Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE Rio de Janeiro – RJ
Delta Comercializadora de Energia Ltda. São Paulo – SP
CPFL Comercialização Brasil Ltda. Campinas – SP
Tractebel Energia Comercializadora Ltda. Florianópolis – SC
Petrobrás Energia Ltda. Rio de Janeiro – RJ
Vale do Rio Doce Energia Ltda. Rio de Janeiro – RJ
CLION Assessoria e Comercialização de Energia Elétrica Ltda. Porto Alegre – RS
Rima Energética Ltda. Bocaiúva – MG
DUKE Energy International Brasil Marketing Ltda. São Paulo – SP
ECOM ENERGIA Ltda. São Paulo – SP
IBS Comercializadora Ltda. São Paulo – SP
Elektro Comercializadora de Energia Ltda. Campinas – SP
Iguaçu Comercializadora de Energia Elétrica Ltda. Xanxerê – SC
COPEN – Cia Paulista de Energia Ltda. São Paulo – SP
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
26
2
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Estudos Econômicos do Mercado. 2004.
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
27
2
FIGURA 2.15 Mapa com as agências estaduais e situação quanto à celebração dos convênios
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. 2004. Disponível em: www.aneel.gov.br.
TABELA 2.11 Resultados obtidos e investimentos em P&D
Ciclo Número de empresas Número de Investimento
participantes Projetos (milhões de R$)
1998 / 1999 13 63 12,9 
1999 / 2000 43 164 29,7 
2000 / 2001 67 439 113,13 
2001 / 2002 72 535 156,2
2002 / 2003 (até 31/12/2003) 85 468 133,6 
Período 1998 - 2003 – 1.669 445,8
TABELA 2.10 Resultados obtidos e investimentos em eficiência energética
Ciclo Número de empresas Investimento Demanda retirada Economia de
participantes (milhões de R$) da ponta (MW) Energia (GWh/ano)
1998 / 1999 17 196 250 755 
1999 / 2000 42 230 370 1.020 
2000 / 2001 64 165 496 1.932 
2001 / 2002 64 185 556 2.166 
Período 1998 - 2002 – 776 1.672 5.873
2002 / 2003 (previsão) 64 200 600 2.340
TABELA 2.9 Regras para aplicação dos recursos em P&D e eficiência energética
Regra de transição Regra definitiva
Empresa P&D (%ROL) Eficiência (%ROL) Prazo de validade P&D (%ROL) Eficiência (%ROL) Prazo de validade
Geração* 0,25** 1,00 – Até 31/12/2005 1,00 – Após 31/12/2005
Transmissão – – – 1,00 – Após celebração de contrato
Distribuição 0,50 0,50 Até 31/12/2005 0,75 0,25 Após 31/12/2005
Fonte: Elaborado com base em dados de BRASIL. Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000. Dispõe sobre realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética por parte das empresas
concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica e dá outras providências. Diário Oficial [da] República Federativa do Brasil, Brasília, DF, 25 jul. 2000.
(*) Excluindo-se, por isenção, as empresas que geram energia, exclusivamente, a partir de instalações eólicas, solares, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas.
(**) Percentual válido para as empresas Tractbel, AES-Tietê e Duke Energy.
ASPECTOS INSTITUCIONAIS
28
2
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Regulação da Comercialização da Eletricidade. 2004.
Fonte: AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL. Superintendência de Regulação dos Serviços de Distribuição. 2004.
03 - Energia Solar(3).pdf
29
3.1. INFORMAÇÕES GERAIS
Quase todas as fontes de energia – hidráulica, biomassa, eólica, combustíveis fósseis e energia dos oceanos – são formas indiretas
de energia solar. Além disso, a radiação solar pode ser utilizada diretamente como fonte de energia térmica, para aquecimento de
fluidos e ambientes e para geração de potência mecânica ou elétrica. Pode ainda ser convertida diretamente em energia elétrica,
por meio de efeitos sobre determinados materiais, entre os quais se destacam o termoelétrico e o fotovoltaico.
O aproveitamento da iluminação natural e do calor para aquecimento de ambientes, denominado aquecimento solar passivo,
decorre da penetração ou absorção da radiação solar nas edificações, reduzindo-se, com isso, as necessidades de iluminação e
aquecimento. Assim, um melhor aproveitamento da radiação solar pode ser feito com o auxílio de técnicas mais sofisticadas de
arquitetura e construção.
O aproveitamento térmico para aquecimento de fluidos é feito com o uso de coletores ou concentradores solares. Os coletores
solares são mais usados em aplicações residenciais e comerciais (hotéis, restaurantes, clubes, hospitais etc.) para o aquecimento
de água (higiene pessoal e lavagem de utensílios e ambientes). Os concentradores solares destinam-se a aplicações que requerem
temperaturas mais elevadas, como a secagem de grãos e a produção de vapor. Neste último caso, pode-se gerar energia mecâ-
nica com o auxílio de uma turbina a vapor, e, posteriormente, eletricidade, por meio de um gerador.
A conversão direta da energia solar em energia elétrica ocorre pelos efeitos da radiação (calor e luz) sobre determinados materiais,
particularmente os semicondutores. Entre esses, destacam-se os efeitos termoelétrico e fotovoltaico. O primeiro caracteriza-se pelo
surgimento de uma diferença de potencial, provocada pela junção de dois metais, em condições específicas. No segundo, os fótons
contidos na luz solar são convertidos em energia elétrica, por meio do uso de células solares.
Entre os vários processos de aproveitamento da energia solar, os mais usados atualmente são o aquecimento de água e a geração
fotovoltaica de energia elétrica. No Brasil, o primeiro é mais encontrado nas regiões Sul e Sudeste, devido a características climáti-
cas, e o segundo, nas regiões Norte e Nordeste, em comunidades isoladas da rede de energia elétrica.
E N E R G I A S O L A R 3
ENERGIA SOLAR
30
3.2. RADIAÇÃO SOLAR
Além das condições atmosféricas (nebulosidade, umidade relativa do ar
etc.), a disponibilidade de radiação solar, também denominada energia
total incidente sobre a superfície terrestre, depende da latitude local e
da posição no tempo (hora do dia e dia do ano). Isso se deve à inclina-
ção do eixo imaginário em torno do qual a Terra gira diariamente (mo-
vimento de rotação) e à trajetória elíptica que a Terra descreve ao redor
do Sol (translação ou revolução), como ilustrado na Figura 3.1.
Desse modo, a duração solar do dia – período de visibilidade do Sol ou
de claridade – varia, em algumas regiões e períodos do ano, de zero
hora (Sol abaixo da linha do horizonte durante o dia todo) a 24 horas
(Sol sempre acima da linha do horizonte). Como indicado na Tabela
3.1, as variações são mais intensas nas regiões polares e nos períodos
de solstício. O inverso ocorre próximo à linha do Equador e durante os
equinócios. O mapa da Figura 3.2 apresenta a média anual de insola-
ção diária, segundo o Atlas Solarimétrico do Brasil (2000).
A maior parte do território brasileiro está localizada relativamente próxi-
ma da linha do Equador, de forma que não se observam grandes varia-
ções na duração solar do dia. Contudo, a maioria da população brasileira
e das atividades socioeconômicas do País se concentra em regiões mais
distantes do Equador. Em Porto Alegre, capital brasileira mais meridional
(cerca de 30º S), a duração solar do dia varia de 10 horas e 13 minutos a
13 horas e 47 minutos, aproximadamente, entre 21 de junho e 22 de de-
zembro, respectivamente.
Desse modo, para maximizar o aproveitamento da radiação solar, pode-
se ajustar a posição do coletor ou painel solar de acordo com a latitude
local e o período do ano em que se requer mais energia. No Hemisfério
Sul, por exemplo, um sistema de captação solar fixo deve ser orientado
para o Norte, com ângulo de inclinação similar ao da latitude local.
3
FIGURA 3.1 Representação das estações do ano e do movimento da Terra em torno do Sol
Fonte: MAGNOLI, D.; SCALZARETTO. R. Geografia, espaço, cultura e cidadania. São Paulo: Moderna, 1998. v. 1. (adaptado)
ENERGIA SOLAR
31
3
Fonte: Elaborado a partir de VIANELLO, R. L.; ALVES, A. R. Meteorologia básica e aplicações. Viçosa: Universidade Federal de Viçosa, 1991.
(*) Os dados foram obtidos por meio das seguintes equações (Vianello & Alves, 1991): i) Declinação solar, em graus, ß= 23,45 x sen[360x(284 + J)/365] (Equação de Cooper, 1969), onde J é o dia juliano e varia
de 1 (1 de janeiro) a 365 (31 de dezembro); ii) ângulo horário, H = Cos -1(-tgØ x tgß), onde Ø é a latitude local; iii) Duração solar do dia, D = 2xH/15.
TABELA 3.1 Duração solar do dia, em horas, em diferentes latitudes e períodos do ano*
ENERGIA SOLAR
32
3
FIGURA 3.2 Média anual de insolação diária no Brasil (horas)
Fonte: ATLAS Solarímétrico do Brasil. Recife : Editora Universitária da UFPE, 2000. (adaptado)
ENERGIA SOLAR
33
Como indicado anteriormente, a radiação solar depende também das
condições climáticas e atmosféricas. Somente parte da radiação solar
atinge a superfície terrestre, devido à reflexão e absorção dos raios sola-
res pela atmosfera. Mesmo assim, estima-se que a energia solar inciden-
te sobre a superfície terrestre seja da ordem de 10 mil vezes o consumo
energético mundial (CRESESB, 2000).
No Brasil, entre os esforços mais recentes e efetivos de avaliação da
disponibilidade de radiação solar, destacam-se os seguintes: a) Atlas
Solarimétrico do Brasil, iniciativa da Universidade Federal de Pernam-
buco – UFPE e da Companhia Hidroelétrica do São Francisco – CHESF,
em parceria com o Centro de Referência para Energia Solar e Eólica
Sérgio de Salvo Brito – CRESESB; b) Atlas de Irradiação Solar no Bra-
sil, elaborado pelo Instituto Nacional de Meteorologia – INMET e pelo
Laboratório de Energia Solar – LABSOLAR, da Universidade Federal de
Santa Catarina – UFSC.
O Atlas Solarimétrico do Brasil (2000) apresenta uma estimativa da ra-
diação solar incidente no país, resultante da interpolação e extrapola-
ção de dados obtidos em estações solarimétricas distribuídas em
vários pontos do território nacional. Devido, porém, ao número relati-
vamente reduzido de estações experimentais e às variações climáticas
locais e regionais, o Atlas de Irradiação Solar no Brasil faz estimativas
da radiação solar a partir de imagens de satélites.
Como lembrado por pesquisadores do Centro de Pesquisas de Eletri-
cidade – CEPEL, ambos os modelos apresentam falhas e limites e não
devem ser vistos como concorrentes. Ao contrário, devem ser comple-
mentares, na medida em que reúnem o máximo possível de dados e
podem, dessa forma, melhorar as estimativas e avaliações da disponi-
bilidade de radiação solar no Brasil (CRESESB, 2000).
As Figuras 3.4 e 3.5 apresentam o índice médio anual de radiação so-
lar no País, segundo o Atlas Solarimétrico do Brasil (2000) e o Atlas de
Irradiação Solar no Brasil (1998), respectivamente. Como pode ser vis-
to, os maiores índices de radiação são observados na região Nordes-
te, com destaque para o Vale do São Francisco.
É importante ressaltar que mesmo as regiões com menores índices de
radiação apresentam grande potencial de aproveitamento energético.
Como se poderá observar nos próximos itens, existe uma infinidade
de pequenos aproveitamentos da energia solar no Brasil, mas isso ain-
da é pouco significativo, diante do grande potencial existente.
3.3. TECNOLOGIAS DE APROVEITAMENTO
3.3.1. APROVEITAMENTOS TÉRMICOS
Coletor solar: A radiação solar pode ser absorvida por coletores solares,
principalmente para aquecimento de água, a temperaturas relativamente
baixas (inferiores a 100ºC). O uso dessa tecnologia ocorre predominante-
mente no setor residencial(7), mas há demanda significativa e aplicações
em outros setores, como edifícios públicos e comerciais, hospitais, restau-
rantes, hotéis e similares. Esse sistema de aproveitamento térmico da
energia solar, também denominado aquecimento solar ativo, envolve o
uso de um coletor solar discreto. O coletor é instalado normalmente no
teto das residências e edificações. Devido à baixa densidade da energia
solar que incide sobre a superfície terrestre, o atendimento de uma única
residência pode requerer a instalação de vários metros quadrados de co-
letores. Para o suprimento de água quente de uma residência típica (três
ou quatro moradores), são necessários cerca de 4 m2 de coletor. Um
exemplo de coletor solar plano é apresentado na Figura 3.3.
3
Fonte: GREEN, M. A. et al. Solar cell efficiency tables: version 16. Progress in Photovoltaics: Research
and Ap-plications, Sydney, v. 8, p. 377-384, 2000 (adaptado).
FIGURA 3.3 Ilustração de um sistema solar 
de aquecimento de água
(7) Nos países em que há maior uso da energia solar – Israel, Grécia, Austrália e Japão –, cerca de 80% a 90% dos equipamentos têm sido destinados ao uso doméstico (Everett, 1996).
ENERGIA SOLAR
34
3
FIGURA 3.4 Radiação solar global diária - média anual típica (MJ/m2.dia)
Fonte: ATLAS Solarímétrico do Brasil. Recife : Editora Universitária da UFPE, 2000 (adaptado).
ENERGIA SOLAR
35
3
FIGURA 3.5 Radiação solar global diária - média anual típica (Wh/m2.dia)
Fonte: ATLAS de Irradiação Solar no Brasil. 1998 (adaptado).
ENERGIA SOLAR
36
Concentrador solar: O aproveitamento da energia solar aplicado a siste-
mas que requerem temperaturas mais elevadas ocorre por meio de concen-
tradores solares, cuja finalidade é captar a energia solar incidente numa
área relativamente grande e concentrá-la numa área muito menor, de
modo que a temperatura desta última aumente substancialmente. A super-
fície refletora (espelho) dos concentradores tem forma parabólica ou esfé-
rica, de modo que os raios solares que nela incidem sejam refletidos para
uma superfície bem menor, denominada foco, onde se localiza o material
a ser aquecido. Os sistemas parabólicos de alta concentração atingem tem-
peraturas bastante elevadas(8) e índices de eficiência que variam de 14% a
22% de aproveitamento da energia solar incidente, podendo ser utilizada
para a geração de vapor e, conseqüentemente, de energia elétrica. Contu-
do, a necessidade de focalizar a luz solar sobre uma pequena área exige al-
gum dispositivo de orientação, acarretando custos adicionais ao sistema, os
quais tendem a ser minimizados em sistemas de grande porte. Entre mea-
dos e final dos anos 1980, foram instalados nove sistemas parabólicos no
sul da Califórnia, EUA, com tamanhos que variam entre 14 MW e 80 MW,
totalizando 354 MW de potência instalada (Figura 3.6). Trata-se de siste-
mas híbridos, que operam com auxílio de gás natural, de modo a aten-
der a demanda em horários de baixa incidência solar.