Novembro 2013 - Governo do Brasil · Em novembro de 2013 o programa Luz Para Todos, lançado pelo governo federal em novembro de 2003, comemorou dez anos de lançamento e a marca

Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico

Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Novembro/2013

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

Novembro – 2013



Ministério de Minas e Energia Ministro Edison Lobão Secretário-Executivo Márcio Pereira Zimmermann Secretário de Energia Elétrica Ildo Wilson Grüdtner Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE Domingos Romeu Andreatta Coordenação Geral de Monitoramento do Desempenho do Sistema Elétrico Thiago Pereira Soares Equipe Técnica Coordenação Geral de Monitoramento do Desempenho do Sistema Elétrico Esplanada dos Ministérios – Bloco “U” – 6º andar 70.065-900 – Brasília - DF http://www.mme.gov.br Boletim publicado em: http://www.mme.gov.br/see/menu/publicacoes.html

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Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Novembro – 2013

http://www.mme.gov.br/

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO .............................................................................................................................................................. 1

2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS .................................................................................................................. 2

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil........................................................................................................................... 2

2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias ........................................................................................................ 3

2.3. Energia Natural Afluente Armazenável ................................................................................................................. 4

2.4. Energia Armazenada ............................................................................................................................................ 6

3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................................. 9

3.1. Principais Intercâmbios Verificados ...................................................................................................................... 9

3.2. Intercâmbios Internacionais ................................................................................................................................ 10

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA .............................................................................................. 11

4.1. Consumo de Energia Elétrica ............................................................................................................................. 11

4.2. Unidades Consumidoras ..................................................................................................................................... 12

4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil ...................................................................................................... 13

4.4. Demandas Máximas ........................................................................................................................................... 13

4.5. Demandas Máximas Mensais ............................................................................................................................. 14

5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................... 16

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................. 17

7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................................................................... 18

7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................... 18

7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional........................................................... 19

7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ......................................................................... 20

7.4. Geração Eólica ................................................................................................................................................... 20

7.5. Energia de Reserva ............................................................................................................................................ 21

7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física ....................................................................................... 24

8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO ....................................................................................................................................... 27

8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................... 27

8.2. Previsão da Expansão da Geração ..................................................................................................................... 28

9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO ............................................................................................................................... 29

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................... 29

9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão .............................................. 29



9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão ............................................................................................. 30

9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 30

10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO............................................................................... 30

10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação .......................................................................................................... 31

10.2. Despacho Térmico .............................................................................................................................................. 31

11. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 32

12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 34

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 34

12.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 35

GLOSSÁRIO .................................................................................................................................................................... 37



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/09/2013 a 30/09/2013 – Brasil. .................................................................................. 2

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/09/2013 a 29/09/2013 nas principais bacias, referenciadas à média histórica. ......... 3

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ...................................................................................................... 4

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul. .................................................................................................................................... 4

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste. ........................................................................................................................... 5

Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado. ............................................................................................................... 5

Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ............................................................................................................................ 7

Figura 8. EAR: Subsistema Sul. .......................................................................................................................................................... 7

Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste. ................................................................................................................................................. 8

Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado. ................................................................................................................................... 8

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios). .............................................................................................................. 9

Figura 12. Intercâmbios internacionais de energia nos últimos 12 meses. ....................................................................................... 10

Figura 13. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. .................................................................................. 12

Figura 14. Demandas máximas mensais: SIN. ................................................................................................................................. 14

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ................................................................................ 14

Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. ............................................................................................................... 15

Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. ..................................................................................................... 15

Figura 18. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado. ......................................................................................... 16

Figura 19. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. .......................... 17

Figura 20. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. ........................................................................................ 18

Figura 21. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. ............................................................................................................ 19

Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste. ................................................................................ 20

Figura 23. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul. .......................................................................................... 21

Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2012. ................................................................... 22

Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013. ................................................................... 23

Figura 26. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte. .............................. 23

Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH). .................. 24

Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas. ........................................................... 24

Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa. ..................................... 25

Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo........................................ 25

Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás......................................... 26

Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.................................... 26

Figura 33. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN. ........................................................... 27

Figura 34. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ....................................................................................................................... 31

Figura 35. Evolução do CMO e do despacho térmico no mês. ......................................................................................................... 31

Figura 36. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 32

Figura 37. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 33

Figura 38. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 33

Figura 39. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 35

Figura 40. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 36

Figura 41. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 36



LISTA DE TABELAS Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN. .................................................................................................................. 6

Tabela 2. Principais limites de intercâmbio. ........................................................................................................................................ 9

Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. .................................................................................... 11

Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo. ........................................................................................... 12

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. ............................................................................................ 12

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. ................................................................................................. 13

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil. ........................................................................ 16

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 17

Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.................................................................................................................. 19

Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 20

Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ..................................................................................... 28

Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 28

Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 29

Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 29

Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 30

Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 30

Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências em 2013. ....................................................................... 34

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências em 2013. ............................................................................................................... 34

Tabela 19. Evolução do DEC em 2013. ............................................................................................................................................ 35

Tabela 20. Evolução do FEC em 2013. ............................................................................................................................................. 35


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Novembro/2013 1

1. INTRODUÇÃO

No mês de novembro de 2013 as frentes frias e os sistemas climáticos provocaram precipitação nas principais bacias hidrográficas de interesse do SIN, mas insuficiente para superar as médias históricas para o mês. Apenas na Sub-Bacia do Paraíba do Sul e na Bacia do Uruguai houve chuva acima da média.

Ainda houve deplecionamento nos reservatórios equivalentes de todos os subsistemas, apesar do aumento dos valores absolutos das afluências aos subsistemas Nordeste e Norte-Interligado. A geração térmica despachada contribuiu para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.

Por decisão do CMSE em sua 136ª reunião, realizada em 6 de novembro de 2013, o Comitê deliberou por manter a geração térmica adicional que está em operação no subsistema Nordeste por razões elétricas, em função da limitação no intercâmbio de energia até que sejam concluídos os novos estudos de avaliação pelo ONS.

No mês foram verificados 11.993 MW médios de geração térmica programada pelo ONS considerando todas as razões de despacho, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.

A variação da energia armazenada equivalente em relação ao final de setembro apresentou a seguinte distribuição por subsistema: -3,5 pontos percentuais (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, -20,8 p.p. no Sul, -3,2 p.p. no Nordeste e -3,1 p.p. no Norte-Interligado.

Em novembro de 2013 o programa Luz Para Todos, lançado pelo governo federal em novembro de 2003, comemorou dez anos de lançamento e a marca de 15 milhões de pessoas beneficiadas.

No dia 14 de novembro de 2013 foi realizado o Leilão de Transmissão nº 07/2013, encerrando com 10 lotes arrematados e três vazios, com um deságio de 7,15%. Os investimentos previstos pela ANEEL para as novas instalações são da ordem de R$ 3,6 bilhões, com geração de 12.183 empregos diretos. O prazo das obras varia entre 24 e 48 meses e as instalações serão construídas em São Paulo, Minas Gerais, Goiás, Paraná, Pará, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Mato Grosso do Sul e Acre.

No dia 18 de novembro de 2013 foi realizado o Leilão de Energia nº 9/2013 com início de suprimento a partir de 2016 (A-3), destinado à compra de energia por disponibilidade, com duração de 20 anos, a partir de novos empreendimentos de geração eólica, solar e termelétrica a biomassa ou a gás natural em ciclo combinado. Venceram 39 empreendimentos eólicos nos estados da Bahia, Ceará, Pernambuco, Piauí e Rio Grande do Sul. O preço médio de venda teve um deságio de 1,25%, encerrando em R$ 124,43 / MWh.

No dia 28 de novembro de 2013 foram disponibilizadas para a operação, após término do comissionamento, as conversoras na SE Coletora Porto Velho e na SE Araraquara, de propriedade do Agente ETE - Estação Transmissora de Energia S/A. A disponibilização dessas instalações, aliada a disponibilização das LTs 600 kV CC do Bipolo 1 do Madeira, de propriedade do Agente IEM - Interligação Elétrica do Madeira S/A, ocorrida no dia 21 de novembro de 2013, possibilitará o escoamento da geração do Complexo Madeira (UHE Santo Antônio e UHE Jirau) diretamente para a região Sudeste.

No mês de novembro entraram em operação comercial 210,5 MW de geração, 267,0 km de linhas de transmissão e 2.165,0 MVA de transformação na Rede Básica. No ano totalizam 5.537,7 MW de novas usinas, 9.494,7 km de linhas de transmissão de Rede Básica e 16.672,0 MVA de transformação na Rede Básica.

* As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 30 de novembro de

2013, exceto quanto indicado.

** O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste é composto pelos estados das Regiões Sudeste e Centro-Oeste, Acre e Rondônia.

O Subsistema Sul é composto pelos estados da Região Sul.

O Subsistema Nordeste é composto pelos estados da Região Nordeste, exceto o Maranhão.

O Subsistema Norte-Interligado é composto pelos estados do Pará, Tocantins e Maranhão.



2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

O mês de novembro de 2013 foi caracterizado pela ocorrência de totais de precipitação abaixo da média na maioria das principais bacias hidrográficas de interesse do SIN, com exceção da Sub-Bacia do Paraíba do Sul e da Bacia do Uruguai.

Nos dez primeiros dias do mês houve passagem de uma frente fria pela Região Sul, ocasionando apenas chuva fraca na área. Ao atingir as regiões Sudeste e Centro-Oeste esse sistema ocasionou precipitação em todas as bacias hidrográficas desses subsistemas, com destaque para as bacias dos rios Grande, Paranaíba e Tocantins.

Nos demais dias da primeira quinzena, uma frente fria ocasionou precipitação concentrada principalmente nas bacias dos rios Jacuí e Uruguai.

A partir da segunda quinzena, a passagem de frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste e a configuração de um sistema climatológico no Nordeste ocasionou precipitação em todas as bacias de interesse do SIN, mas ainda insuficiente para superar as médias históricas para o mês.

Como consequência verificou-se redução das afluências aos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul e aumento aos subsistemas Nordeste e Norte-Interligado, em termos absolutos, em comparação ao mês de outubro. Em termos percentuais em relação à Média de Longo Termo - MLT, houve redução também no subsistema Nordeste, devido ao aumento da média histórica no mês de novembro.

As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 82 %MLT – 22.372 MW médios no Sudeste/Centro-Oeste (20º pior valor*), 70 %MLT – 6.618 MW médios no Sul (32º pior valor*), 44 %MLT – 2.465 MW médios no Nordeste (2º pior valor*) e 85 %MLT – 2.536 MW médios no Norte-Interligado (38º pior valor*).

* considerando um histórico de afluências para o mês em 82 anos.

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/11/2013 a 29/11/2013 – Brasil.

Fonte: ONS



2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/11/2013 a 27/11/2013 nas principais bacias, referenciadas à média histórica.

Fonte: CPTEC

* A data refere-se ao último dado acumulado do mês de novembro disponibilizado em dia útil.

Sub-Bacia do Rio Grande Sub-Bacia Paranaíba Bacia do Rio Paranapanema

Precipitação 01-27/11/2013*: 143,3 mm

MLT de novembro: 136,1 mm

Precipitação 01-27/11/2013*: 144,9 mm


Precipitação 01-27/11/2013*: 88,3 mm


Bacia do Rio Tiete Sub-Bacia do Paraíba do Sul Bacia do Tocantins

Precipitação 01-27/11/2013*: 114,9 mm


Precipitação 01-27/11/2013*: 173,0 mm


Precipitação 01-27/11/2013*: 147,0 mm


Bacia do São Francisco Sub-Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Uruguai

Precipitação 01-27/11/2013*: 87,8 mm


Precipitação 01-27/11/2013*: 93,4 mm


Precipitação 01-27/11/2013*: 164,0 mm




2.3. Energia Natural Afluente Armazenável

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Fonte: ONS

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul.

Fonte: ONS

0

16.000

32.000

48.000

64.000

80.000

64.0

90

46.4

87

34.9

11

31.2

27

23.2

00

34.7

58

24.9

85

16.7

58

13.7

78

12.5

20

21.4

82

26.3

53

44.7

34

53.5

03

47.5

91

49.2

41

28.3

34

33.2

99

26.8

77

19.0

58

16.6

64

23.4

53

22.0

99

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2012 ENA 2013

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

MLT 56.221 59.097 55.338 41.730 30.143 25.419 21.163 17.811 17.728 21.321 27.283 41.358

MLT

115%

79%

64%

76%

78%

138%

119%

95%

78%

59%

79%

64%

80%

91%

86%

118%

94%

131%

127%

107%

94%

110%

81%

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

6.45

8

5.24

1

3.79

6

3.51

2

5.24

5

10.5

22

9.06

1

7.13

4

4.22

5

7.05

2

4.53

6

4.20

6

8.61

1

6.80

8

11.9

09

7.31

1

4.78

4

12.5

49

11.2

69

11.9

49

11.9

80

11.6

00

6.42

9

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2012 ENA 2013


MLT 7.260 8.409 6.970 6.607 8.646 9.764 10.865 10.265 12.029 13.333 9.454 7.433

MLT

95%

67%

58%

56%

63%

112%

88%

74%

37%

55%

50%

59%

120%

82%

173%

112%

56%

130%

105% 11

8%

101%

87%

68%



Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.

Fonte: ONS

Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado.

Fonte: ONS

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.00017

.387

15.0

11

6.64

1

6.44

2

3.63

1

3.26

3

2.57

0

2.10

1

1.85

0

1.44

4

4.61

2

6.88

0

4.27

2

10.6

08

4.96

6

7.92

5

4.21

3

3.05

9

2.32

3

1.81

4

1.59

3

2.02

4

2.46

5

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2012 ENA 2013

122%

100%

44%

53%

49%

67%

64%

60%

59%

42%

82%

67%

30%

71%

33%

65%

57%

63% 58

%

52%

51% 59

% 44%


MLT 14.239 14.941 15.049 12.192 7.391 4.856 4.005 3.489 3.123 3.430 5.603 10.272

MLT


MLT 9.775 13.033 15.143 14.938 9.721 4.755 2.819 1.999 1.602 1.819 2.984 5.744

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

12.7

17

9.17

5

8.22

7

7.79

5

5.29

6

3.09

4

2.07

0

1.28

4

1.06

5

1.13

0

2.22

2

4.87

8

6.50

2

11.7

62

9.84

3

8.81

3

7.48

5

4.13

7

2.39

6

1.55

9

1.29

8

1.40

1

2.53

6

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte-Interligado

ENA 2012 ENA 2013

131%

71%

55%

53%

56%

68%

77%

67%

69%

64%

76% 86

%

67%

91%

65%

59%

77%

87%

85%

78%

81%

77%

85%



2.4. Energia Armazenada

No mês de novembro de 2013 ocorreu deplecionamento nos reservatórios equivalentes de todos os subsistemas, apesar do aumento em termos absolutos das afluências aos subsistemas Nordeste e Norte-Interligado. A geração térmica despachada contribuiu para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.

No subsistema Sudeste/Centro-Oeste houve um deplecionamento de 3,5 p.p., atingindo 41,6 %EAR ao final do mês de novembro. As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu foram exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul – Sudeste/Centro-Oeste.

Na Região Sul os excedentes energéticos foram transferidos para a Região Sudeste/Centro-Oeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes e, consequentemente, houve um deplecionamento do reservatório equivalente em 20,8 p.p. em novembro, atingindo 73,0 %EAR ao final do mês.

Apesar da melhoria nas afluências em termos absolutos no subsistema Nordeste, verificou-se deplecionamento de 3,2 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 22,2 %EAR ao final do mês de novembro, em função de persistirem as condições hidroenergéticas bastante desfavoráveis na região e apesar de ter sido praticada geração térmica da ordem de 870 MW médios por restrição elétrica no subsistema.

O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 33,3 %EAR ao final do mês de novembro, apresentando deplecionamento de 3,1 p.p. A UHE Tucuruí encontra-se com as UGs da fase 2 desligadas devido ao atual nível de armazenamento, típico para a época do ano, e dessa forma, teve sua geração minimizada visando a controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório.

Com relação aos principais reservatórios do SIN, as maiores variações de energia armazenada em comparação ao final de setembro referem-se ao deplecionamento de 5,9 p.p. na UHE Itumbiara (37,1% v.u.), de 4,2 p.p. na UHE Serra da Mesa (29,1% v.u.), de 3,7 p.p. na UHE Sobradinho (21,0% v.u.) e 3,5 p.p. na UHE Três Marias (21,3% v.u.). Encontram-se reduzidas as energias armazenadas, com menos de 30% v.u., nos reservatórios das UHEs Sobradinho (21,0% v.u.), Três Marias (21,3% v.u), Tucuruí (23,2%) e Serra da Mesa (29,1%), referenciados aos respectivos volumes úteis máximos.

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.

Fonte: ONS

SubsistemaEnergia Armazenada

no Final do Mês (% EAR)

Capacidade Máxima

(MWmês)% da Capacidade Total

Sudeste/Centro-Oeste 41,6 201.861 70,0

Sul 74,1 19.873 6,9

Nordeste 22,1 51.815 18,0

Norte 33,3 14.812 5,1

288.361 100,0TOTAL



Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Fonte: ONS

Figura 8. EAR: Subsistema Sul.

Fonte: ONS

* As disposições normativas atinentes à CAR foram revogadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 576, de 30 de agosto de 2013.

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


CAR 2013 Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 2

01.8

61 M

Wm

ês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

28-11-2013: 41,6%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

9.87

3 M

Wm

ês


28-11-2013: 74,1%

*

*



Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.

Fonte: ONS

Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.

* As disposições normativas atinentes à CAR foram revogadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 576, de 30 de agosto de 2013. ** Para o subsistema Norte-Interligado não houve CAR no ano de 2013. Fonte: ONS

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 5

1.81

5 M

Wm

ês


28-11-2013: 22,1%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

4.81

2 M

Wm

ês


28-11-2013: 33,3%

*

**



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Em novembro de 2013 verificou-se um aumento da exportação do subsistema Sudeste/Centro-Oeste para 2.696 MW médios no sentido Norte-Interligado e Nordeste.

O subsistema Norte-Interligado passou a ser importador de energia no mês de novembro em um montante de 299 MW médios, frente à exportação de 162 MW médios verificados no mês anterior, principalmente devido à minimização da geração da UHE Tucuruí a partir de meados do mês visando controlar o nível de armazenamento de seu reservatório, tipicamente reduzido nessa época do ano.

Em função de persistirem as condições hidroenergéticas bastante desfavoráveis no subsistema Nordeste, houve continuidade do cenário importador, sendo verificado um total de 2.397 MW médios. O intercâmbio de energia para o subsistema Nordeste permaneceu limitado, conforme deliberação do CMSE em sua 136ª reunião, até que sejam concluídos os novos estudos de avaliação pelo ONS.

O subsistema Sul exportou 1.560 MW médios em novembro, cerca de metade da transferência verificada em outubro, em função da redução das afluências à região.

Em novembro o intercâmbio internacional médio de energia entre Brasil e Argentina foi nulo, tendo havido somente exportação e importação em caráter emergencial através da Interligação Uruguaiana.

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).

Fonte: ONS / Eletronorte

Tabela 2. Principais limites de intercâmbio.

Fonte: ONS / Eletronorte

* Os limites de intercâmbio apresentados referem-se à carga pesada, conforme revisão quadrimestral do PMO de maio de 2013.

** Valor contratual.

Item Fluxo Limite de Intercâmbio* (MW)

FVB** 200

EXPN (Geração - demanda)

RECN*** 3.048

EXPNE 3.400

RNE 4.200

(FNS + FSENE) 5.100

EXPSE 4.200

RSUL*** 7.607

FSUL*** 5.525

INTArg 2.100

INTUrug 70

4

1

2

6

3

5



Legenda da seção 3.1.

FVB Intercâmbio internacional com a Venezuela (atendimento a Roraima)

EXPSE

Exportação do Sudeste/Centro-Oeste

RSUL Recebimento pela região Sul

EXPN Exportação do Norte-Interligado FSUL Exportação da região Sul

RECN Importação do Norte-Interligado INTArg Intercâmbio internacional com a Argentina

EXPNE Exportação do Nordeste INTUrug Intercâmbio internacional com o Uruguai

RNE Importação do Nordeste

FNS

Fluxo da interligação Norte – Sul no sentido do Norte / Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste

FSENE

Fluxo da interligação Sudeste/Centro-Oeste - Nordeste com recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste

Fluxo da interligação Sudeste/Centro-Oeste - Nordeste com recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste

3.2. Intercâmbios Internacionais

Não houve intercâmbio internacional de energia entre Brasil e Argentina ou Uruguai contabilizado no mês de novembro de 2013.

Figura 12. Intercâmbios internacionais de energia nos últimos 12 meses.

Fonte: ONS

0

30

60

90

120

150

Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov

2012 2013

Inte

rcâm

bio

(M

W m

ed)

Despacho Térmico

Exportação de Energia Térmica - Uruguai (Rivera)Exportação de Energia Térmica - Argentina (Garabi I e II )Exportação de Energia Térmica - Uruguai (Garabi I e II ) Via Sistema Elétrico Argentino



4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. Consumo de Energia Elétrica

Em outubro de 2013 o consumo de energia elétrica atingiu 49.252 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, representando aumento de 4,2% sobre o mesmo mês de 2012. De forma acumulada nos últimos 12 meses (Nov/12 a Out/13), o incremento de consumo de energia verificado foi de 3,4% em relação a igual período anterior.

O consumo residencial em outubro avançou 7,6% em relação ao mesmo mês de 2012, acumulando crescimento de 6,7% em 12 meses sobre o mesmo período anterior, influenciado pela expansão de 3,3% na base de consumidores, pela aquisição de novos eletrodomésticos, inclusive com incentivo de programas do governo federal, e pelo consequente aumento do consumo médio das residências.

O consumo da classe comercial apresentou aumento de 7,3% em relação a outubro de 2012, registrando de forma acumulada em 12 meses crescimento de 6,5%. O crescimento registrado teve contribuição da reclassificação de condomínios residenciais para a categoria comercial, em atenção à Resolução Normativa ANEEL no 414/2010.

O consumo das indústrias aumentou 1,4% em relação a outubro de 2012 e, no acumulado de 12 meses, apresentou queda de 0,1% quando comparado ao mesmo período anterior. Por sua vez, o consumo de energia da classe rural aumentou 3,4% em comparação ao mesmo mês em 2012 e acumula em 12 meses aumento de 5,7% em relação ao mesmo período anterior.

** Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx

Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe.

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: EPE

Out/13

GWh

Evolução mensal

(Out/13/Set/13)

Evolução anual

(Out/13/Out/12)

Nov/11-Out/12

(GWh)

Nov/12-Out/13

(GWh)Evolução

Residencial 10.533 2,2% 7,6% 116.060 123.892 6,7%

Industrial 15.766 1,3% 1,4% 183.927 183.749 -0,1%

Comercial 7.078 4,4% 7,3% 77.806 82.880 6,5%

Rural 2.112 0,6% 3,4% 22.603 23.901 5,7%

Demais classes 3.953 0,5% 3,5% 44.423 46.146 3,9%

Perdas 9.810 18,6% 3,6% 96.216 99.011 2,9%

Total 49.252 4,9% 4,2% 541.035 559.579 3,4%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

*

**

http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx



Figura 13. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.

Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: EPE

Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo.

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: EPE

4.2. Unidades Consumidoras

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe.

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: EPE

21,4%

32,0%14,4%4,3%8,0%

19,9%

Consumo de Energia Elétrica em Out/2013

Residencial Industrial Comercial Rural Demais classes Perdas

22,1%

32,8%14,8%

4,3%8,2%

17,7%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

Out/13

kWh/NU

Evolução mensal

(Out/13/Set/13)

Evolução anual

(Out/13/Out/12)

Nov/11-Out/12

(kWh/NU)

Nov/12-Out/13

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 166 2,1% 4,2% 158 163 3,4%

Consumo médio industrial 27.014 1,1% -1,0% 26.883 26.237 -2,4%

Consumo médio comercial 1.309 4,0% 4,5% 1.232 1.278 3,7%

Consumo médio rural 503 0,3% 1,5% 457 474 3,8%

Consumo médio demais classes 5.479 4,0% 1,0% 5.260 5.330 1,3%

Consumo médio total 531 1,8% 1,2% 514 517 0,4%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

Out/12 Out/13

Residencial (NUCR) 61.397.185 63.393.141 3,3%

Industrial (NUCI) 570.156 583.620 2,4%

Comercial (NUCC) 5.264.815 5.405.757 2,7%

Rural (NUCR) 4.124.609 4.200.730 1,8%

Demais classes 703.749 721.524 2,5%

Total (NUCT) 72.060.514 74.304.772 3,1%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

*

*



4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: EPE

* Os valores apresentados referem-se ao consumo total de energia elétrica no Brasil e os percentuais referentes à parcela do SIN.

4.4. Demandas Máximas

No mês de novembro de 2013 não houve recorde de demanda nos subsistemas e no SIN.

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema.

Fonte: ONS

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

44.3

61

41.9

78

45.1

05

43.2

69

43.3

44

41.4

58

43.1

49

44.8

85

43.2

30

44.7

82

43.8

23

45.3

47

45.1

58

44.6

04

48.3

98

44.9

41

44.2

93

43.0

03

44.0

26

45.4

77

44.6

99

47.2

65

45.3

81

47.8

32

47.5

26

44.4

15

48.2

24

45.7

67

45.9

59

44.7

02

46.4

93

47.8

29

46.9

54

49.2

52

Ca

rga

(GW

h)

2011 SI 2012 SI 2013 SI

Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

2011 SIN 2012 SIN 2013 SIN

97,9

%

98,0

%

97,9

%

97,9

%

97,7

%

97,6

%

97,6

%

97,5

%

97,5

%

97,5

%

97,6

%

97,7

%

97,8

%

98,0

%

97,9

%

97,8

%

97,6

%

97,6

% 97,6

% 97,5

%

97,5

%

97,5

%

97,4

%

97,7

%

97,7

%

97,9

%

97,7

%

97,6

% 97,6

%

97,5

%

97,6

% 97,5

%

97,5

%

97,4

%

Subsistema

12/11/2013 - 14h48 27/11/2013 - 15h41 13/11/2013 - 15h53 26/11/2013 - 16h27 21/11/2013 - 15h36

18/02/2013 - 14h36 01/02/2013 - 14h47 13/03/2013 - 14h37 17/09/2013 - 15h35 18/02/2013 - 14h36

11.520

SE/CO S

15.703

5.792

6.109

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

47.837

48.549

15.005

SIN

78.013

78.03211.767

NE N-Interligado

*



4.5. Demandas Máximas Mensais

Figura 14. Demandas máximas mensais: SIN.

Fonte: ONS

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Fonte: ONS

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

85.000


70.8

10

71.0

52

69.0

56

69.7

57

67.7

83

67.1

15

67.5

54

69.3

66

69.7

44

69.4

67

70.6

24

71.3

46

72.0

78

76.7

33

75.8

63

73.3

76

70.7

38

70.8

65

69.4

88

69.9

49

73.2

28

75.9

85

72.2

45

76.6

32

74.7

83

78.0

32

77.9

39

72.7

66

72.3

79

73.1

05

72.4

23

73.3

47

74.1

19

76.2

96

78.0

13

Dem

and

a (M

W)

Sistema Interligado Nacional

2011 2012 2013

Rec

ord

e

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000


44.3

56

44.7

58

43.5

98

44.5

19

42.5

51

41.9

68

42.6

64

43.8

55

43.4

21

43.5

26

44.2

13

43.7

78

44.0

18

47.4

63

47.1

77

45.1

10

43.8

16

43.9

79

43.4

24

43.4

55

45.6

32

47.4

24

44.1

76

47.1

38

46.8

73

48.5

49

48.0

99

44.8

75

44.7

14

45.6

10

43.7

20

44.9

51

45.5

81

46.7

84

47.8

37

Dem

and

a (M

W)


2011 2012 2013

Rec

ord

e



Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.

Fonte: ONS

Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.

Fonte: ONS

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000


13.5

45

13.2

22

12.8

81

12.2

19

11.9

24

12.0

67

11.9

69

12.2

25

12.3

52

12.5

97

13.6

86

13.7

12

14.3

65

14.9

03

15.0

35

13.8

07

13.0

80

12.8

98

12.7

87

12.8

92

13.2

57

13.6

50

14.5

90

15.1

82

15.2

76

15.7

03

14.4

84

13.6

10

13.6

32

13.4

11

13.8

86

13.5

01

14.0

14

13.3

93

15.0

05

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Sul

2011 2012 2013

Rec

ord

e

5.000

7.000

9.000

11.000

13.000

15.000


9.72

9

9.68

2

10.0

39

10.0

79

9.94

4

9.89

9

9.98

8

9.93

9

10.1

85

10.2

43

10.3

07

10.3

37

10.3

27

10.6

02

10.5

68

10.6

80

10.6

25

10.2

86

10.2

78

10.1

90

10.7

03

10.9

08

10.8

34

11.0

72

11.0

80

11.5

42

11.7

67

11.6

15

11.2

46

10.7

26

10.8

14

10.9

59

11.3

84

11.5

11

11.5

20

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2011 2012 2013

Rec

ord

e



Figura 18. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado.

Fonte: ONS

5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de novembro de 2013 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu

125.774 MW. Destaca-se o crescimento percentual nos últimos 12 meses da fonte eólica (+17,9%), térmica a carvão

(+74,4%) e biomassa (+15,7%) na matriz. A expansão da capacidade instalada das usinas térmicas atingiu crescimento

de 10,1% com relação ao mesmo mês do ano anterior, superior ao crescimento de 2,4% das usinas hidráulicas.

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil.

* Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada pela ANEEL. Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de

5.650 MW com o Paraguai e de 200 MW com a Venezuela.

Fonte: ANEEL (BIG 29/11/2013)

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500


4.24

2

4.33

1

4.47

6

4.52

3

4.52

7

4.59

9

4.58

4

4.65

9

4.75

0

4.61

5

4.70

1

4.64

0

4.51

3

4.67

0

4.60

8

4.67

4

4.67

4

4.62

5

4.45

9

4.68

6

4.65

1

4.63

1

4.59

5

4.48

7

4.48

9

4.71

0

4.82

0

4.76

1

4.72

8

4.70

2

5.82

7

6.03

8

6.10

9

5.99

2

5.79

2

Dem

and

a (M

W)


2011 2012 2013

Rec

ord

e

Nov/12

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Disponível

(sem importação contratada)

Hidráulica 83.647 1.088 85.657 68,1% 2,4%

Térmica 34.498 1.770 37.971 30,2% 10,1%

Gás 13.395 151 13.798 11,0% 3,0%

Carvão 1.944 13 3.389 2,7% 74,4%

Petróleo 7.350 1.131 7.457 5,9% 1,5%

Nuclear 2.007 2 1.990 1,6% -0,8%

Biomassa 9.801 473 11.337 9,0% 15,7%

Eólica 1.815 104 2.140 1,7% 17,9%

Solar Fotovoltaica 3 42 5 <0,01% 86,8%

Capacidade Total - Brasil 119.962 3.004 125.774 100,0% 4,8%

Nov/13

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

(Nov/13 / Nov/12)



Figura 19. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.

Fonte: ANEEL (BIG 29/11/2013)

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB.

Fonte: MME/ANEEL/ONS

* Considera as linhas de transmissão em operação da Rede Básica, conexões de usinas, interligações internacionais e 190,0 km instalados no sistema de

Roraima.

** No ano de 2012, foram adicionados, além do total anteriormente considerado, 106 km de linhas de transmissão 230 kV, conforme regularização pelo

ONS/ANEEL.

Hidráulica 68,1% Gás 11,0%

Carvão 2,7%

Petróleo 5,9%

Nuclear 1,6%

Biomassa 9,0%

Eólica 1,7%Solar < 0,01%

Térmica 30,2%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Nov/2013

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 49.884 42,8%

345 10.229 8,8%

440 6.728 5,8%

500 38.919 33,4%

600 (CC) 7.974 6,8%

750 2.683 2,3%

Total SEB 116.417 100,0%



Fonte: MME/ANEEL/ONS

Figura 20. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.

7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

A produção acumulada de energia elétrica no Brasil no período de nov/12 a out/13 atingiu 535.508 GWh. No

mês de outubro de 2013 a geração hidráulica correspondeu a 76,6% do total gerado no Brasil, 0,6 p.p. superior ao

verificado no mês anterior. Houve poucas variações de participação da produção de energia elétrica em relação ao mês

de setembro, tendo sido novamente observada redução da produção de energia elétrica a partir de geração térmica a

gás (-1,4 p.p.) e o aumento da produção térmica a óleo (+1,0 p.p), devido ao despacho adicional de térmicas no

Nordeste por restrição elétrica, aumentando a geração a óleo.

230 kV 42,8%

345 kV 8,8%440 kV 5,8%

500 kV 33,4%

600 kV CC 6,9%

750 kV 2,3%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Nov/2013



Figura 21. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.

Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: CCEE e Eletrobras

* Em Petróleo estão consideradas as usinas a óleo diesel, a óleo combustível e as usinas bicombustíveis.

7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional

.

Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.

* Em Petróleo estão consideradas as usinas a óleo diesel, a óleo combustível e as usinas bicombustíveis. ** Os valores de produção incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: CCEE

Hidráulica 76,6%

Gás 8,4%

Carvão 2,4%

Petróleo * 3,5%

Nuclear 2,9%

Biomassa 4,6%

Eólica 1,6%

Solar < 0,01%

Térmica 21,8%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Out/2013

Out/13

(GWh)

Evolução mensal

(Out/13 / Set/13)

Evolução anual

(Out/13 / Out/12)

Nov/11-Out/12

(GWh)

Nov/12-Out/13

(GWh)Evolução

Hidráulica 35.486 5,6% 2,7% 447.692 404.552 -9,6%

Térmica 9.120 0,7% 3,9% 62.272 112.406 80,5%

Gás 3.567 -11,1% -23,8% 26.373 54.096 105,1%

Carvão 1.119 2,7% 71,1% 6.549 11.266 72,0%

Petróleo * 972 83,4% 385,5% 2.641 17.078 546,6%

Nuclear 1.349 7,8% -1,5% 15.146 13.443 -11,2%

Biomassa 2.113 -3,0% 13,1% 11.563 16.521 42,9%

Eólica 733 7,5% 27,9% 4.713 6.051 28,4%

Solar Fotovoltaica 0,13 5,8% - 0,98 1,11 -

TOTAL 45.339 4,6% 3,3% 514.678 523.010 1,6%

Valor mensal Acumulado 12 meses

Fonte

**



7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

A produção de energia elétrica por térmicas a gás natural nos Sistemas Isolados iniciou-se em março de 2010 em planta piloto do Sistema Manaus. A partir de outubro de 2010 foram iniciadas as conversões das primeiras unidades geradoras para gás natural e atualmente encontram-se em operação comercial os PIEs Tambaqui, Jaraqui, Manauara, Cristiano Rocha e Gera e as UTEs Mauá e Aparecida, da Amazonas Energia.

Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.

* Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: Eletrobras

7.4. Geração Eólica

Com relação às usinas eólicas do Nordeste, o fator de capacidade do mês de outubro de 2013 aumentou 1,5 p.p. frente ao mês anterior, atingindo 50,8%, recorde do horizonte analisado dos últimos dois anos. Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Sul aumentou 4,1 p.p. no mesmo período, atingindo 34,8%.

* Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade a partir de jul/12.

Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste.

Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: CCEE

Out/13

(GWh)

Evolução mensal

(Out/13 / Set/13)

Evolução anual

(Out/13 / Out/12)

Nov/11-Out/12

(GWh)

Nov/12-Out/13

(GWh)Evolução

Hidráulica 179 6,7% 32,7% 1.598 1.842 15,2%

Térmica 1.012 10,0% 1,6% 10.230 10.656 4,2%

Gás 354 6,9% 8,1% 3.234 3.908 20,9%

Petróleo * 658 11,6% -1,6% 6.997 6.748 -3,6%

TOTAL 1.192 9,5% 5,3% 11.828 12.498 5,7%

Acumulado 12 mesesValor mensal

Fonte

0

300

600

900

1.200

1.500

nov/

11

dez/

11

jan

/12

fev/

12

mar

/12

abr/

12

mai

/12

jun

/12

jul/1

2

ago/

12

set/1

2

out/1

2

nov/

12

dez/

12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

jun

/13

jul/1

3

ago/

13

set/1

3

out/1

3

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Região Nordeste

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de :

Nov/2012 a Out/2013 = 35,7%

Nov/2011 a Out/2012 = 39,3%

*



Figura 23. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul.

* Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.


7.5. Energia de Reserva

O montante de energia de reserva vendida no ano de 2013** é de 1.698,2 MW médios, como resultado dos seguintes produtos: Produto 2009-ER15 (35 MWmed), Produto 2010-ER15 (495 MWmed), Produto 2012-EOL20 (753 MWmed), Produto 2011-BIO15 (74,8 MWmed), Produto 2012-BIO15 (30,2 MWmed), Produto 2013-BIO15 (33,4 MWmed), Produto 2013-EOL20 (255,1 MWmed) e Produto 2013-PCH30 (21,7 MWmed).

A geração média esperada comprometida para o CER*** entre janeiro e outubro de 2013, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos Contratos de Energia de Reserva, totalizou 1.186,8 MW médios, dos quais foram entregues 61,8%, ou 733,6 MW médios, e cujo restante poderá ser complementado até o término do período de apuração de cada usina ou dentro período de contratação. No mês de outubro de 2013 a entrega correspondeu a 79,2% da energia esperada.

No ano de 2012, era esperada a geração**** de 977,4 MW médios, constituído por usinas a biomassa e eólicas (a partir de julho de 2012), e dos quais foi destinada ao CER 43,7 % da energia contratada, ou 427,0 MW médios.

0

200

400

600

800

1.000no

v/11

dez/

11

jan

/12

fev/

12

mar

/12

abr/

12

mai

/12

jun

/12

jul/1

2

ago/

12

set/1

2

out/1

2

nov/

12

dez/

12

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

jun

/13

jul/1

3

ago/

13

set/1

3

out/1

3

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Região Sul*

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de :

Nov/2012 a Out/2013 = 27,0%

Nov/2011 a Out/2012 = 28,5%

*



Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2012.

Fonte: CCEE

* Dados sujeitos a alteração pela CCEE. A geração mensal abaixo do valor esperado não necessariamente implica infração ao contrato, visto que pode ser complementada dentro do período de apuração de cada usina e, além disso, existem mecanismos de regulação e controle particulares à Energia de Reserva que permitem compensações fora da janela de apuração. Esse acompanhamento é relevante para avaliar de forma indireta o desempenho dos empreendedores na entrega de Energia de Reserva de forma macro. ** Definiu-se energia vendida no ano civil como a soma dos montantes de cada usina, em MW médios, respectivos a cada produto vendido nos Leilões de Reserva com entrada em vigência até o final do ano civil. *** Definiu-se geração esperada comprometida com o CER, por mês, como a energia contratada a ser entregue distribuída uniformemente no período de entrega de cada usina.

jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12

225,

4

54,2

512,

5

755,

2

755,

2

755,

2

1.45

3,2

1.45

3,2

1.45

3,2

1.45

3,2

1.43

9,0

1.25

0,6

54,3

11,7

23,1

102,

1

366,

9

402,

9

756,

7

846,

1

776,

6

673,

8

641,

2

468,

1

MW

me

d

Energia de Reserva - 2012

Geração esperada comprometida com CER (MWmed)

Geração verificada comprometida com CER (MWmed)

427,0

977,4

0

300

600

900

1.200

1.500

Geração verificada comprometida com o CER média em 2012

Geração esperada comprometida com o CER média em 2012

Energia vendida em 2012: 1.382,0 MWmed



Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013.


Figura 26. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.



812,

0

753,

0

816,

0

1.17

3,0

1.41

6,0

1.41

6,0

1.37

0,0

1.37

0,0

1.35

6,0

1.35

6,0

214,

0

212,

0

216,

0

400,

0

913,

0

881,

0

1.13

5,0

1.12

5,0

1.12

1,0

1.07

5,0

MW

me

d

Energia de Reserva - 2013

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

733,6

1.186,8

0

300

600

900

1.200

1.500

Geração verificada comprometida com o CER média em 2013

Geração esperada comprometida com o CER média em 2013

Energia vendida em 2013: 1.698,2 MWmed

0

200

400

600

800

1.000

nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out

2012 2013

486,

5

295,

4

37,0

7,0

28,0

248,

0

759,

0

709,

0

934,

0

873,

0

833,

0

796,

0

154,

7

172,

7

177,

0

205,

0

188,

0

152,

0

154,

0

172,

0

201,

0

252,

0

288,

0

279,

0

MW

me

d

Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Biomassa

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Eólica

Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - biomassa

Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - eólica



7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física

Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).


Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.

Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: CCEE * Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. ** O aumento do valor da garantia física do mês de setembro em relação aos anteriores deve-se principalmente à inclusão das garantias físicas das usinas eólicas atestadas pela ANEEL aptas a entrarem em operação comercial, mas que não podem contribuir com geração devido a atrasos nas obras de transmissão associadas.

nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13

31.4

58.7

81

34.3

60.9

75

34.1

67.0

93

32.6

44.1

68

36.1

09.6

95

34.2

72.8

78

32.8

85.2

66

31.2

48.2

07

33.8

30.8

47

34.2

70.5

07

33.5

98.6

07

35.4

76.5

10

MW

h

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas

Geração das Usinas Hidrelétricas

34.8

23.0

88

35.6

01.7

08

46.0

65.0

72

33.0

64.2

70

35.8

57.7

90

33.6

10.6

45

33.1

92.4

15

32.1

49.0

21

33.0

99.3

58

33.6

48.9

71

33.4

43.9

68

34.4

99.9

04

0

12.000.000

24.000.000

36.000.000

48.000.000

60.000.000

Garantia física das Usinas Hidrelétricas

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000


431.

901

489.

536

450.

145

452.

539

453.

515

340.

949

380.

302

384.

929

461.

658

651.

541

677.

881

726.

414

MW

h

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas

Geração das Usinas Eólicas

446.

486

491.

252

473.

826

459.

347

483.

330

397.

985

433.

892

420.

169 497.

341

632.

047

827.

224

894.

098

Garantia Física das Usinas Eólicas

*

**



Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa.


Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo.

* Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até outubro de 2013. Fonte: CCEE

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

1.58

1.88

2

920.

008

226.

502

157.

194

210.

701

908.

445

1.85

0.89

2

1.62

9.02

2

2.17

3.12

5

2.34

9.24

0

2.15

9.83

4

2.11

1.47

1

MW

h

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa

Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa

1.74

6.07

7

1.44

4.99

6

923.

797

841.

222

984.

803

1.38

6.23

8

1.93

4.78

6

1.85

8.10

4 2.18

9.64

7

2.26

5.65

9

2.17

9.34

6

2.22

1.78

5


Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000


1.70

6.07

1

1.81

1.34

5

1.86

8.91

4

1.52

4.56

0

1.49

3.02

1

1.31

0.42

5

1.53

5.37

1

1.33

8.92

4

295.

016

9.26

6

429.

010

704.

906

MW

h

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo

Geração das Usinas Termelétricas a Óleo

1.58

0.79

0

1.63

1.12

8

1.63

2.24

9

1.41

4.99

0

1.74

7.91

5

1.76

9.15

8

1.99

1.16

4

1.94

1.61

9

2.01

7.93

3

2.05

4.83

9

1.97

9.69

8

2.06

1.67

0

Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo

*



Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás.


Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.


0

1.200.000

2.400.000

3.600.000

4.800.000

6.000.000


4.90

2.75

7

4.85

5.02

1

5.03

6.32

6

4.59

5.86

4

4.60

6.25

0

4.10

8.31

6

5.15

3.21

6

4.51

5.05

0

4.20

0.22

4

4.42

1.11

5

4.00

8.58

6

3.56

5.92

2

MW

h

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás

Geração das Usinas Termelétricas a Gás

4.05

9.16

3

4.17

9.35

9

4.64

5.83

8

3.89

1.23

1

4.86

7.76

1

4.52

5.82

7

5.03

7.55

2

4.68

4.31

3

4.78

5.10

6

4.57

2.39

0

4.38

3.02

8

4.51

5.72

1

Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

1.500.000

1.800.000


607.

948

585.

327

877.

177

824.

314

853.

982

824.

912

965.

093

1.09

7.50

5

1.07

7.63

0

1.15

4.63

9

1.09

0.23

2

1.08

6.82

1

MW

h

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão

Geração das Usinas Termelétricas a Carvão

727.

041

942.

388

856.

534

895.

005

1.03

4.88

6

1.05

5.88

6

1.22

2.43

7

1.25

7.08

3

1.56

6.78

2

1.56

4.24

5

1.51

5.24

6

1.65

9.44

1

Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão



Figura 33. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN.


8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO

8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração

No mês de novembro de 2013 foram concluídos e incorporados ao SIN 210,5 MW de capacidade instalada de geração de energia elétrica, conforme descrito a seguir:

UTE Virálcool Castilho, 1 máquina (unidade 2), com 35,0 MW, em São Paulo;

UTE Bio Alvorada, 2 máquinas (unidades 1 e 2), total de 50,0 MW, em Minas Gerais;

UTE Passa Tempo, 1 máquina (unidade 1), com 17,0 MW, no Mato Grosso do Sul;

UEE Atlântica V, 1 máquina (unidade 8), com 3,0 MW, no Rio Grande do Sul;

UEE Trairi, 11 máquinas (unidades 1 a 11), total de 25,4 MW, no Ceará;

UEE Guajiru, 13 máquinas (unidades 1 a 13), total de 30,0 MW, no Ceará;

UTE Replan, 2 máquinas (unidades 6 e 7), total de 41,6 MW, em São Paulo;

PCH São Valentim, 2 máquinas (unidades 1 e 2), total de 2,5 MW, em Santa Catarina;

UEE Cerro dos Trindade, 3 máquinas (unidades 1 a 3), total de 6,0 MW, no Rio Grande do Sul.

* Nesta seção estão incluídos todos os empreendimentos de geração cuja entrada em operação comercial foi autorizada por meio de despacho da ANEEL.

45.1

63.7

96

46.0

73.7

37

56.3

32.3

51

42.1

99.3

70

46.6

91.1

57

44.3

58.5

69

45.5

03.1

79

43.9

61.0

10

45.8

51.7

74

46.4

29.3

98

45.9

74.2

88

47.5

40.4

41

0

14.000.000

28.000.000

42.000.000

56.000.000

70.000.000

Garantia física Total


MW

h

Geração Verificada e Garantia Física Total

Geração hidráulica Geração térmica Outros

42.4

71.6

20

44.7

41.2

34

44.1

50.8

44

41.5

68.2

27

45.4

19.1

79

43.3

27.8

11

43.7

82.0

80

41.9

54.9

74

43.6

35.0

96

44.6

23.6

30

43.6

02.5

77

45.5

81.5

37

*



Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.

Fonte: MME / ANEEL / ONS

8.2. Previsão da Expansão da Geração

Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW).

Fonte: MME / ANEEL / ONS / EPE / CCEE / Eletrobras

* Nesta seção estão incluídos os empreendimentos monitorados pelo MME, por meio da SEE/DMSE, que correspondem aos vencedores dos

leilões do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), com a entrada em operação conforme datas de tendência atualizadas na reunião do

Grupo de Monitoramento da Expansão da Geração, do dia 21/11/2013, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE

e EPE.

Fonte

Hidráulica

Térmica

Gás

Petróleo

Nuclear

Carvão Mineral

Biomassa

Eólica

Solar Fotovoltaica

TOTAL

64,4 313,2

210,5 5.537,7

143,7 3.759,6

41,7 885,7

0,0

Realizado em

Nov/2013 (MW)Acumulado em 2013 (MW)

2,5 1.464,9

0,0

0,0

102,0

0,0

383,1

0,0

1.085,3

1.405,5

0,0

Fonte Previsão 2013 Previsão 2014 Previsão 2015

Hidráulica 479,9 3.496,6 3.678,5

Térmica 208,2 1.653,6 248,0

Gás 0,0 1.492,2 208,0

Petróleo 208,2 7,4 0,0

Nuclear 0,0 0,0 0,0

Carvão Mineral 0,0 0,0 0,0

Biomassa 0,0 154,0 40,0

Eólica 350,1 2.914,1 4.141,4

Solar Fotovoltaica 0,0 0,0 0,0

TOTAL 1.038,2 8.064,3 8.067,9

*



9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de novembro de 2013 foram concluídos e incorporados ao SIN 267,0 km de linhas de transmissão:

LT 500 kV Rio Verde Norte / Trindade C1, com 193,0 km, da Empresa Goiás, em Goiás.

LT 230 kV Trindade / Xavantes C1 e C2, com total de 74,0 km, da Empresa Goiás, em Goiás.

Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.

Fonte: MME / ANEEL / ONS

9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão

Foram incorporados ao SIN, na Rede Básica, os seguintes transformadores:

1º, 2º e 3º transformador 500/230 kV – total de 1200 MVA na SE Trindade (GOIÁS), em Goiás;

2º transformador 500/230 kV – 450 MVA na SE Jurupari (LXTE), no Amazonas;

4º transformador 345/88 kV – 400 MVA na SE Bandeirantes (CTEEP), em São Paulo;

8º transformador 230/88 kV – 40 MVA na SE Chavantes (CTEEP), em São Paulo;

1º transformador 230/138 kV – 75 MVA na SE Ponta Grossa Norte (COPEL GT), no Paraná;

Foram incorporados ao SIN os seguintes equipamentos de compensação de potência reativa:

Reator de Linha (RT1) (500kV – 73 MVAr) na SE Trindade (GOIÁS), em Goiás;

Reator de Linha (RT2) (500kV – 73 MVAr) na SE Trindade (GOIÁS), em Goiás;

Compensador Estático (CE) (230kV – 150 MVAr) na SE São Luís II (ELETRONORTE), no Maranhão;

Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão.

Fonte: MME / ANEEL / NOS

* O MME, por meio da SEE/DMSE, monitora os empreendimentos de transmissão autorizados e leiloados pela ANEEL.

Classe de Tensão (kV)

230

345

440

500

600 (CC)

750

TOTAL

74,0

0,0

0,0

193,0

0,0

0,0

1.506,7

5,0

Realizado em Nov/13 (km) Acumulado em 2013 (km)

267,0 9.494,7

0,0

3.233,0

4.750,0

0,0

Transformação (MVA)

TOTAL 2.165,0 16.672,0

Realizado em Nov/13 (MVA) Acumulado em 2013 (MVA)

*

*



9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão

Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.

Fonte: MME / ANEEL / ONS / EPE

9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação

Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação.

Fonte: MME / ANEEL / ONS / EPE

* Nesta seção estão incluídos os empreendimentos monitorados pelo MME, por meio da SEE/DMSE, que correspondem aos outorgados pela

ANEEL, com a entrada em operação conforme datas de tendência atualizadas na reunião do Grupo de Monitoramento da Expansão da

Transmissão, do dia 19/11/2013, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO

No mês de novembro foi verificado um total de 11.993 MW médios de geração térmica despachada pelo ONS, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios. Desse total, cerca de 1.200 MW médios foram programados por restrição elétrica, dos quais aproximadamente 871 MW médios no subsistema Nordeste e que incluem restrições locais para intervenção em equipamentos.

Regidos pelo mecanismo de aversão a risco CVaR, os CMOs variaram entre R$ 303,41 / MWh, e R$ 357,81 / MWh, considerando o valor médio de todos os patamares de carga. Destaca-se a pouca variação do CMO ao longo do mês e a elevação do seu valor em comparação ao mês anterior, tendo sido a previsão de vazões o parâmetro de maio impacto em sua variação.

Classe de Tensão (kV) Previsão 2013 Previsão 2014 Previsão 2015

230 164,0 5.063,0 2.058,0

345 2,0 141,0 0,0

440 0,0 152,0 0,0

500 0,0 3.742,0 4.275,0

600 (CC) 0,0 2.382,0 0,0

750 0,0 0,0 0,0

TOTAL* 166,0 11.480,0 6.333,0

Transformação (MVA) Previsão 2013 Previsão 2014 Previsão 2015

TOTAL 710,0 27.580,0 1.700,0

*

*



10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação

Figura 34. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Fonte: ONS

* Os demais subsistemas do SIN apresentam variações em relação ao Sudeste/Centro-Oeste apenas quando os limites de intercâmbio são atingidos.

10.2. Despacho Térmico

Figura 35. Evolução do CMO e do despacho térmico no mês.

Fonte: ONS

0

150

300

450

600

750


CM

O (

R$

/ MW

h)


Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013

30-11-2013 : R$ 303,41 / MWh

0

100

200

300

400

500

600

700

26/10-01/11/2013 02/11-08/11/2013 09/11-15/11/2013 16/11-22/11/2013 23/11-29/11/2013 30/11-06/12/2013

307,

03

315,

33

314,

74

333,

10

357,

81

303,

41

307,

03

315,

33

314,

74

333,

10

357,

81

303,

41

307,

03

315,

33

314,

74

333,

10

357,

81

303,

41

307,

03

315,

33

314,

74

333,

10

357,

81

303,

41

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO e do Despacho Térmico

SE/CO S NE N-Interligado

6.060 6.228 6.174 6.3956.750

6.299

2.007

2.011 2.008 1.938 2.000

1.900

2.017

1.910 1.756 1.887

2.2302.127

1.264 1.098 1.248 1.2411.492 1.338

11.348 11.247 11.186 11.461

12.47211.664

-15.000

-12.000

-9.000

-6.000

-3.000

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000

De

sp

ac

ho

Té

rmic

o (M

Wm

ed

)

Geração Gás Natural Geração Nuclear Geração Carvão Geração Diesel + Óleo Geração total

CMO



11. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em outubro de 2013 foi de R$ 270,8 milhões, valor cerca de 50% superior ao mês anterior, composto pelos encargos: Restrição de Operação (R$ 267,0 milhões), que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; e Serviços Ancilares (R$ 3,8 milhões), que está relacionado à remuneração pela prestação de serviços ao sistema como fornecimento de energia reativa por unidades geradoras solicitadas a operar como compensador síncrono, Controle Automático de Geração – CAG, autorrestabelecimento (black-start) e Sistemas Especiais de Proteção – SEP.

Ressalta-se que não houve pagamento de encargos por Segurança Energética, que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica devido à geração complementar para garantia do suprimento energético.

No referido mês, houve recorde do montante despendido com o despacho por restrição elétrica de operação no horizonte analisado desde 2008, e representou 98,6% de todo o ESS, devido principalmente à geração térmica complementar na região Nordeste a partir do início de setembro e mantida em outubro por decisão do CMSE em sua 135ª reunião, em função da limitação no intercâmbio de energia, como medida de segurança elétrica.

Destaca-se que a Resolução Normativa ANEEL nº 576/2013 revoga todas as disposições normativas atinentes à CAR, inclusive “o despacho fora da ordem de mérito por ultrapassagem da CAR”.

Figura 36. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.


0

60.000

120.000

180.000

240.000

300.000


119.

353

113.

698

104.

665

89.6

39

103.

163

94.6

97

125.

775

174.

915

131.

686

113.

125

103.

002

114.

794

77.2

86

106.

145

106.

673

91.2

94

55.4

19

90.7

21

68.2

07

63.6

53

69.1

96

58.4

64

35.7

78

37.4

80

14.1

62

87.8

32

63.4

63

43.7

52

30.2

15

49.1

10

61.0

80

6.58

7

176.

345

267.

004

En

carg

o (

10³

R$)

Restrição de Operação

2011 2012 2013



Figura 37. Encargos Setoriais: Segurança Energética.


Figura 38. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.


0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000


5.97

9

981

76.9

35

11.1

32

2.06

5

27.1

01

17.0

42

48.3

55

239.

716

549.

915

828.

173

548.

088

957.

600

562.

818

831.

574

523.

380

697.

990

429.

436

251.

514

0 0

En

carg

o (

10³

R$)

Segurança Energética

2011 2012 2013

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


5.44

0

3.32

0

6.87

9

4.02

2

7.12

7

5.94

3

9.42

1

3.37

8

6.80

7

4.23

0

6.69

8

6.39

4

6.33

4

8.02

1

5.81

4

7.09

8

8.11

2

17.0

09

6.71

3

8.36

6

6.49

7

5.63

2

6.44

7

5.05

4

6.85

0

4.91

3

7.23

9

7.85

7

7.56

7

7.67

0

6.06

4

4.23

2

4.02

4

3.84

7

En

carg

o (

10³

R$)

Serviços Ancilares

2011 2012 2013



12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de novembro de 2013 o número de ocorrências e o montante de carga interrompida foram inferiores aos valores verificados no mesmo período de 2012. A seguir destacam-se as ocorrências de maior impacto:

• Dia 12 de novembro, às 14h49: Desligamento automático das LTs 138 kV Campos - Cachoeiro de Itapemirim

C1 e C2. Houve interrupção de 440 MW de cargas da Escelsa, no estado de Espirito Santo. Causa: Atuação

correta do ECE de Alívio de Carga dos transformadores 345 / 138 kV da SE Campos após desligamento da LT

345 kV Campos - Vitória C1, provocado por queimada.

• Dia 16 de novembro, às 02h26: Desligamento automático da Barra I - 230 kV da SE Coxipó. Houve

interrupção de 370 MW de cargas da CEMAT, no estado do Mato Grosso. Causa: Atuação acidental da

proteção de falha do disjuntor de interligação de barras de 230 kV.

• Dia 20 de novembro, às 08h57: Desligamento do setor de 230 kV da SE Mirueira, por atuação da proteção de

falha de disjuntor da LT 230 kV Pau Ferro - Mirueira C1. Houve interrupção de 280 MW de cargas da CELPE,

no estado de Pernambuco. Causa: Retardo na abertura do disjuntor por falha em sistema de proteção, após

desligamento da referida linha provocado pela explosão do Transformador de corrente 94F3.

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências em 2013.

Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências em 2013.

* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 minutos Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia

** Perda de carga simultânea em mais de uma região.

*** O Sistema Manaus se encontra interligado ao SIN em configuração provisória.

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

SIN** 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

S 0 0 0 0 0 0 394 224 0 0 0

SE/CO 861 432 130 0 243 0 611 411 624 764 797

NE 563 341 174 0 213 213 152 8.710 588 725 935

N-Int*** 0 138 443 0 272 212 1.430 494 800 144 0

Isolados 816 0 515 184 222 0 0 0 0 0 0

TOTAL 2.240 910 1.262 184 950 425 2.587 9.839 2.012 1.633 1.732 0

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

SIN** 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

S 0 0 0 0 0 0 1 2 0 0 0

SE/CO 4 2 1 0 2 0 2 1 2 4 4

NE 2 1 1 0 1 2 1 2 3 5 3

N-Int*** 0 1 2 0 1 1 3 1 2 1 0

Isolados 3 0 2 1 2 0 0 0 0 0 0

TOTAL 9 4 6 1 6 3 7 6 7 10 7 0

Número de Ocorrências

*



Figura 39. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências.

Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia

12.2. Indicadores de Continuidade

Tabela 19. Evolução do DEC em 2013.

Dados contabilizados até outubro de 2013 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte: ANEEL

Tabela 20. Evolução do FEC em 2013.


*Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

**Nos valores de DEC e FEC acumulados são ajustadas as variações mensais do número de unidades consumidoras.

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


4.4

35

2.2

05

4.9

65

35

6

1.1

37

88

9

33

1

1.4

47

6.9

73

18

.50

9

2.3

80

1.7

62

2.2

40

91

0 1.2

62

18

4

95

0

42

5

2.5

87

9.8

39

2.0

12

1.6

33

1.7

32

Mo

tna

nte

de

ca

rga

inte

rro

mp

iad

a (M

W)

Ocorrências no SEB

2012 2013

10

9

19

2

5

32

5

13 13

8 89

4

6

1

6

3

7 6 7

10

7

0

4

8

12

16

20

Nú

me

ro d

e O

co

rrê

nci

as

2012 2013

Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezAcum.

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,93 1,67 1,72 1,49 1,32 1,22 1,35 1,23 1,41 1,54 14,86 15,18

S 1,31 1,36 1,09 1,04 1,04 1,03 1,26 1,22 1,20 1,20 11,76 14,07

SE 1,43 1,10 1,19 0,69 0,82 0,68 0,84 0,68 0,81 0,87 9,13 9,98

CO 3,10 2,69 2,68 2,04 1,53 1,47 1,46 1,47 2,95 3,65 22,79 18,06

NE 2,08 1,61 1,61 1,95 1,46 1,42 1,44 1,47 1,43 1,60 16,07 18,52

N 5,19 5,78 6,71 5,41 5,06 4,68 4,97 4,20 4,44 5,08 51,50 39,86

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2013

Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezAcum.

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,05 0,95 0,98 0,86 0,76 0,74 0,77 0,77 0,86 0,90 8,64 12,47

S 0,85 0,94 0,76 0,67 0,70 0,66 0,75 0,78 0,81 0,80 7,73 11,95

SE 0,72 0,59 0,58 0,38 0,44 0,41 0,49 0,42 0,48 0,48 5,01 8,17

CO 2,00 1,87 2,12 1,49 1,19 1,14 1,16 1,43 1,93 2,50 16,70 16,37

NE 0,99 0,82 0,89 0,94 0,72 0,72 0,69 0,77 0,77 0,81 8,13 13,31

N 3,24 3,12 3,65 3,38 3,06 3,04 2,78 2,65 2,94 3,05 30,89 38,45

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2013

*



Figura 40. DEC do Brasil.


Figura 41. FEC do Brasil.


1,93

3,61

5,32

6,82

8,13

9,35

10,54

11,76

13,17

14,86

DEC Acumulado 2013

0

5

10

15

20

25


2009 2010 2011 2012 2013 Limite2013

18

,77

18

,36

18

,40

18

,65

1,9

3

1,6

7

1,7

2

1,4

9

1,3

1

1,2

2

1,1

8

1,2

3

1,4

1

1,5

4

15

,17

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 Limite 2013DEC Anual

DEC Mensal 2013

1,052,00

2,983,84

4,605,35

6,056,82

7,688,64

FEC Acumulado 2013

0

4

8

12

16

20


2009 2010 2011 2012 2013 Limite2013

11,7

3

11,3

0

11,1

5

11,1

0

1,0

5

0,9

5

0,9

8

0,8

6

0,7

6

0,7

4

0,7

0

0,7

7

0,8

6

0,9

0

12

,46

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 Limite 2013FEC Anual

FEC Mensal 2013



GLOSSÁRIO

ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia

Elétrica

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

BIG – Banco de Informações de Geração

CAG – Controle Automático de Geração

CVaR – Conditional Value at Risk

CC - Corrente Contínua

CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CER - Contrato de Energia de Reserva

CGH – Central Geradora Hidrelétrica

CMO – Custo Marginal de Operação

CO - Centro-Oeste

CUST – Contrato de Uso do Sistema de Transmissão

DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

DMSE - Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico

EAR – Energia Armazenada

ENA - Energia Natural Afluente Energético

EPE - Empresa de Pesquisa Energética

ERAC - Esquema Regional de Alívio de Carga

ESS - Encargo de Serviço de Sistema

FC - Fator de Carga

FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade

Consumidora

GNL - Gás Natural Liquefeito

GTON - Grupo Técnico Operacional da Região Norte

GW - Gigawatt (109 W)

GWh – Gigawatt-hora (109 Wh)

h - Hora

Hz - Hertz

km - Quilômetro

kV – Quilovolt (103 V)

MLT - Média de Longo Termo

MME - Ministério Minas e Energia

Mvar - Megavolt-ampère-reativo

MW - Megawatt (106 W)

MWh – Megawatt-hora (106 Wh)

MWmês – Megawatt-mês (106 Wmês)

N - Norte

NE - Nordeste

NUCR - Número de Unidades Consumidoras Residenciais

NUCT - Número de Unidades Consumidoras Totais

OCTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

OC1A – Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre

OPGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica

PCH - Pequena Central Hidrelétrica

PIE - Produtor Independente de Energia

POCP – Procedimentos Operativos de Curto Prazo

Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia

Elétrica

S - Sul

SE - Sudeste

SEB - Sistema Elétrico Brasileiro

SEE - Secretaria de Energia Elétrica

SEP – Sistemas Especiais de Proteção

SI - Sistemas Isolados

SIN - Sistema Interligado Nacional

SPE - Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético

UEE - Usina Eólica

UHE - Usina Hidrelétrica

UNE - Usina Nuclear

UTE - Usina Termelétrica

VU - Volume Útil

ZCAS – Zona de Convergência do Atlântico Sul

ZCOU – Zona de Convergência de Umidade

Documents

Novembro 2013 - Governo do Brasil · Em novembro de 2013 o programa Luz Para Todos, lançado pelo governo federal em novembro de 2003, comemorou dez anos de lançamento e a marca