Outubro 2014 - gov.br...Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Outubro/2014 ... que vigorará entre os dias 19/10/2014 e 22/02/2015. A Agência Nacional

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

Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Outubro/2014

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

Outubro – 2014



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 André Grobério Lopes Perim Bianca Maria Matos de Alencar Braga Guilherme Silva de Godoi Igor Souza Ribeiro João Daniel de Andrade Cascalho Jorge Portella Duarte José Brito Trabuco 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/mme/menu/todas_publicacoes.html

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Outubro – 2014

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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

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA .............................................................................................. 10

4.1. Consumo de Energia Elétrica ............................................................................................................................. 10

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

4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil ...................................................................................................... 12

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

4.5. Demandas Máximas Mensais ............................................................................................................................. 13

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 ......................................................................... 19

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

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

7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física ....................................................................................... 23

8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO ....................................................................................................................................... 26

8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................... 26

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

9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO ............................................................................................................................... 28

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................... 28

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 .................................................................................................................................................................... 34



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/04/2014 a 30/04/2014 – Brasil. .................................................................................. 2

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/04 a 30/04/2014 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. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. .................................................................................. 11

Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN. ................................................................................................................................. 13

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

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. ............................................................................................................... 14

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

Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado. ......................................................................................... 15

Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. .......................... 16

Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. ........................................................................................ 17

Figura 20. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. ............................................................................................................ 18

Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste. ................................................................................ 20

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

Figura 23. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013. ................................................................... 21

Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013. ................................................................... 22

Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte. .............................. 22

Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH). .................. 23

Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas. ........................................................... 23

Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa. ..................................... 24

Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo........................................ 24

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

Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.................................... 25

Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN. ........................................................... 26

Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ....................................................................................................................... 31

Figura 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês. ......................................................................................... 31

Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 32

Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 33

Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 33

Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 35

Figura 39. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 36

Figura 40. 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. ........................................................................................... 11

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. ...................................................................................... 19

Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ..................................................................................... 27

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. ...................................................................................... 34

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

Tabela 19. Evolução do DEC em 2014. ............................................................................................................................................ 35

Tabela 20. Evolução do FEC em 2014. ............................................................................................................................................. 35


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Outubro/2014 1

1. INTRODUÇÃO

No mês de outubro, os valores de afluências a todos os subsistemas foram inferiores à média de longo termo - MLT, com exceção do Sul, e o Nordeste atingiu o pior valor para o mês de outubro no histórico de 82 anos. No mês, foram verificados 16.129 MWmédios de geração térmica programada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - 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: -6,6 pontos percentuais (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, +9,0 p.p. no Sul, -6,2 p.p. no Nordeste e -9,8 p.p. no Norte.

No dia 08 de outubro de 2014, foi realizada a 148ª reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Na ocasião, foi destacado o sucesso da operação do SIN durante a realização das eleições 2014, bem como o início do horário de verão brasileiro 2014-2015, que vigorará entre os dias 19/10/2014 e 22/02/2015.

A Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL colocou em audiência pública, no período de 16/10 a 10/11, a proposta de alteração nos limites do Preço de Liquidação das Diferenças – PLD de energia elétrica para 2015, para os valores máximo e mínimo de R$388,04/MWh e R$30,26/MWh, respectivamente. Atualmente, os valores vigentes são R$822,83/MWh e R$15,62/MWh.

No dia 31 de outubro de 2014, foi realizado o 6° Leilão de Energia de Reserva, que resultou na contratação de 31 empreendimentos eólicos (769,1 MW) e 31 empreendimentos solares fotovoltaicos (889,6 MW), com contratação total de 535,3 MWmédios. Destaca-se que essa foi a primeira vez que a fonte solar foi ofertada em leilões para atendimento ao SIN separadamente de outras fontes. O preço médio final negociado para a energia solar foi de R$215,12/MWh, representando deságio de 17,9% em relação ao valor inicial, e o preço médio da energia eólica foi negociado a R$142,34/MWh, deságio de 1,4%. O fornecimento de energia deverá ser realizado a partir de 2017.

Entraram em operação comercial no mês 865,013 MW de capacidade instalada de geração, 4.790,0 km de linhas de transmissão e 1.386,0 MVA de transformação na Rede Básica. No ano a expansão do sistema totalizou 6.003,8 MW de capacidade instalada de geração, 7.382,9 km de linhas de transmissão de Rede Básica e 12.488,0 MVA de transformação na Rede Básica.

No mês de outubro de 2014, a capacidade própria instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 132.006 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2013, houve expansão de 2.714 MW de geração de fontes hidráulicas, de 2.289 MW de fontes térmicas e de 2.119 MW de geração eólica.

No mês de setembro de 2014, a geração hidráulica correspondeu a 68,0% do total gerado no Brasil, 1,9 p.p. superior ao verificado no mês anterior. A participação da geração eólica, que é tipicamente sazonal, se manteve praticamente no mesmo patamar, variando 0,1 p.p. entre um mês e outro, e verificou-se redução da participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica em relação ao mês anterior, de 30,8% para 29,0%.

O fator de capacidade médio da geração eólica da região Sul, no mês de setembro de 2014, aumentou 5,8 p.p. frente ao mês anterior, atingindo 37,6%. Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Nordeste diminuiu 4,7 p.p. em relação a agosto de 2014, e alcançou 47,7%. No acumulado dos últimos doze meses, com relação ao mesmo período anterior, houve avanço de 2,5 p.p. no fator de capacidade na região Sul e de 3,9 p.p. na região Nordeste.

Com relação ao mercado consumidor, no acumulado dos últimos doze meses (outubro de 2013 a setembro de 2014), o consumo total, considerando as perdas, cresceu 3,8% em relação ao mesmo período anterior. Por sua vez, em termos anuais, foi verificado crescimento de 3,2% em relação a setembro de 2013. Houve expansão de 3,5% na quantidade de unidades consumidoras residenciais de setembro de 2014 em relação ao mesmo mês de 2013.

* As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 31 de outubro de

2014, 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

Ao longo do mês de outubro três frentes frias atuaram no Brasil, mas ficaram restritas à região Sul, ocasionando chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Uruguai, Jacuí, Iguaçu e Paranapanema. As bacias hidrográficas das regiões Centro-Oeste e Sudeste apresentaram chuva fraca devido à atuação de áreas de instabilidade.

Ao término do mês foram observados totais de precipitação abaixo da média climatológica em praticamente todas as bacias hidrográficas de interesse para geração de energia hidrelétrica do Brasil, com exceção da bacia do rio Uruguai.

As temperaturas mínimas do mês variaram entre normal e acima da normal em praticamente todo o país, com destaque para a região Sul, que teve anomalias positivas de até 4°C. As temperaturas máximas do mês de outubro estiveram acima da normal principalmente nos estados do Paraná, São Paulo e Minas Gerais, com anomalias positivas de até 5°C.

As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 63 %MLT – 13.410 MW médios no Sudeste/Centro-Oeste (7º pior valor*), 139 %MLT – 18.440 MW médios no Sul (21º melhor valor*), 36 %MLT – 1.227 MW médios no Nordeste (pior valor*) e 79 %MLT – 1.429 MW médios no Norte-Interligado (24º pior valor*).

Ressalta-se que, apesar de ter ocorrido ENA bruta de 139 %MLT no subsistema Sul, foi armazenável apenas 105 %MLT.

* considerando um histórico de afluências para o mês em 82 anos (1931 a 2012).

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/10/2014 a 31/10/2014 – Brasil.

Fonte: ONS



2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/10 a 29/10/2014* nas principais bacias, referenciadas à média histórica.

Fonte: CPTEC

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

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

Precipitação 01-29/10/2014*: 38,8 mm

MLT de outubro: 136,1 mm

Precipitação 01-29/10/2014*: 40,0 mm


Precipitação 01-29/10/2014*: 39,0 mm


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

Precipitação 01-29/10/2014*: 28,4 mm


Precipitação 01-29/10/2014*: 55,2 mm


Precipitação 01-29/10/2014*: 75,6 mm


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

Precipitação 01-29/10/2014*: 35,2 mm


Precipitação 01-29/10/2014*: 46,7 mm


Precipitação 01-29/10/2014*: 152,4 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

44.7

34

53.5

03

47.4

01

49.1

07

28.3

34

33.5

10

26.9

61

19.0

51

16.6

30

23.3

71

22.0

60

37.0

70

29.3

45

21.2

34

33.6

21

33.2

93

22.3

06

23.5

34

18.5

04

15.5

18

14.8

87

13.1

97

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2013 ENA 2014

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

MLT 56.531 59.083 55.213 41.688 30.196 25.627 21.269 17.837 17.723 21.285 27.282 41.263

MLT

80%

91%

86%

118%

94%

131%

127%

107%

94%

110%

81%

90%

52%

36%

61%

80%

74%

92%

87%

87%

84%

62%

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

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

11.5

39

6.39

1

6.36

3

10.1

60

5.02

5

11.2

33

8.22

0

10.9

37

19.0

66

11.9

45

6.24

7

10.9

89

13.9

29

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2013 ENA 2014


MLT 7.258 8.376 6.935 6.577 8.613 9.830 10.859 10.241 11.945 13.266 9.401 7.401

MLT

120%

82%

173%

112%

56%

130%

105%

118% 10

1%

87%

68%

86%

140%

60%

162%

125%

127%

194%

110%

61%

92%

105%



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

20.0004.

272

10.6

08

4.93

2

7.87

9

4.18

7

3.05

0

2.31

4

1.80

6

1.58

6

2.01

1

2.45

9

8.18

3

10.9

91

3.88

6

3.88

5

4.72

7

3.01

2

2.03

3

1.83

5

1.87

6

1.61

7

1.22

7

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2013 ENA 2014

30%

71%

33%

65%

57% 63

%

58%

52%

51% 59

% 44%

80%

77%

26%

26% 39

%

41% 42

%

46%

54%

52%

36%


MLT 14.274 14.947 14.944 12.121 7.346 4.841 3.989 3.474 3.109 3.409 5.588 10.229

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

6.50

2

11.7

62

9.84

5

8.78

2

7.44

7

4.12

1

2.38

7

1.54

9

1.29

1

1.39

3

2.53

0

5.33

4

10.0

19

10.4

57

8.63

3

8.78

2

8.02

8

4.16

9

2.33

1

1.52

9

1.24

3

1.42

9

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte-Interligado

ENA 2013 ENA 2014

67%

91%

65%

59%

77%

87%

85%

78%

81%

77%

85%

93%

102% 80

%

57%

59%

83%

88%

83%

77%

78% 79

%


MLT 9.823 13.071 15.146 14.885 9.672 4.737 2.808 1.986 1.594 1.809 2.977 5.735

MLT



2.4. Energia Armazenada

Em outubro de 2014 houve reduções nos níveis de armazenamento dos reservatórios equivalentes de todos os subsistemas, com exceção do subsistema Sul. Houve contribuição de aproximadamente 16.129 MWmédios de produção térmica no mês, valor cerca de 770 MWmédios acima do verificado no mês anterior.

No subsistema Sudeste/Centro-Oeste houve um deplecionamento do armazenamento equivalente em 6,6 p.p., atingindo 18,7 %EAR ao final do mês de outubro, valor 26,4 p.p. inferior ao verificado ao final de outubro de 2013 (45,1 %EAR), e 2,6 p.p. inferior ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (21,3 %EAR). No mês de outubro, as disponibilidades energéticas da UHE Itaipu foram dimensionadas em função da evolução das condições eletroenergéticas de seu reservatório, sendo 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.

As disponibilidades energéticas das usinas da região Sul foram exploradas ao máximo em todos os períodos de carga, visando minimizar e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, respeitando-se os limites elétricos vigentes, visando reduzir a utilização dos estoques armazenados nos reservatórios das demais regiões do SIN. Nesse contexto, houve um replecionamento do reservatório em 9,0 p.p em comparação com setembro de 2014, atingindo 84,5 %EAR ao final do mês, valor cerca de 9,3 p.p. inferior ao armazenamento do final do mês de outubro de 2013 (93,8 %EAR).

No subsistema Nordeste houve deplecionamento em 6,2 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 15,7 %EAR ao final do mês de outubro, valor 9,7 p.p. inferior ao verificado ao final de outubro de 2013 (25,4 %EAR), mas ainda 7,2 p.p. superiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (8,5 %EAR). Foi mantida a geração hidráulica em valores mínimos, sendo a geração térmica e eólica local e o recebimento de energia da ordem de 504 MWmédios responsáveis pelo fechamento do balanço energético do subsistema. Em função das condições de afluência e armazenamento desfavoráveis, a defluência mínima da UHE Três Marias foi novamente reduzida em outubro, chegando a 140 m³/s.

O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 32,9 %EAR ao final do mês de outubro, apresentando deplecionamento em 9,8 p.p em comparação ao mês anterior, e cerca de 3,5 p.p. inferiores em relação ao armazenamento do final de outubro de 2013 (36,4 %EAR). A geração da UHE Tucuruí foi dimensionada nos períodos de carga média e pesada para fechamento do balanço energético do SIN, após exploradas as disponibilidades energéticas das regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste, sendo minimizada nos períodos de carga leve, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões Norte, Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.

Com relação aos principais reservatórios do SIN, as maiores variações percentuais de energia armazenada em comparação ao final de setembro referem-se ao deplecionamento de 12,2 p.p. na UHE Capivara (atingindo 52,6% v.u.), de 11,4% na UHE Tucuruí (atingindo 22,6% v.u.), de 8,8% na UHE Sobradinho (atingindo 21,1% v.u.), de 8,7% na UHE Furnas (atingindo 13,3% v.u.) e de 8,1% na UHE Emborcação (atingindo 20,4% v.u.). Ressalta-se que ao término de outubro de 2014, a UHE Três Marias encontrava-se com nível de armazenamento de apenas 2,3% v.u e a UHE Camargos com 0,43% v.u. Por sua vez, a UHE Ilha Solteira encontrava-se com armazenamento de cerca de 33,1% v.u., referenciado ao sua volume útil máximo considerando operação individual, o que corresponde a manutenção do armazenamento de setembro de 2014.

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 18,7 205.003 70,3

Sul 84,5 19.873 6,8

Nordeste 15,7 51.859 17,8

Norte 32,9 14.812 5,1

291.547 100,0TOTAL



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

Fonte: ONS

Figura 8. EAR: Subsistema Sul.

Fonte: ONS

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013 Ano 2014

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 2

05.0

03 M

Wm

ês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

31-10-2014: 18,7%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

9.87

3 M

Wm

ês


31-10-2014: 84,5%



Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.

Fonte: ONS

Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.

Fonte: ONS

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 5

1.85

9 M

Wm

ês


31-10-2014: 15,7%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR



Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

4.81

2 M

Wm

ês


31-10-2014: 32,9%



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Em função das disponibilidades de estoque armazenado e das afluências no subsistema Sul, houve exportação de energia desse subsistema de cerca de 2.830 MWmédios, mantendo o patamar verificado no mês anterior.

Do subsistema Norte-Interligado, houve importação de energia de cerca de 109 MWmédios, revertendo o fluxo verificado em setembro, devido a menor geração hidráulica de energia na região. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste enviou excedentes para o subsistema Norte e Nordeste em 613 MWmédios.

O subsistema Nordeste também permaneceu importador em 504 MWmédios, valor inferior aos 858 MWmédios verificado no mês de setembro. Ressalta-se que a geração hidráulica no subsistema Nordeste continuou nos valores mínimos operativos, para minimizar as taxas de deplecionamento dos reservatórios da região.

No complexo do Rio Madeira, em outubro a UHE Jirau gerou cerca de 438 MWmédios e a UHE Santo Antônio gerou cerca de 854 MWmédios, contribuindo para o suprimento eletroenergético do SIN. No período foram escoados cerca de 1.102 MWmédios pelo primeiro bipolo em corrente contínua, com média diária máxima no mês de 1.319 MWmédios, no dia 22 de outubro de 2014.

Além disso, a região metropolitana de Manaus importou cerca de 127 MWmédios do SIN no mês de outubro, através da interligação Tucuruí-Manaus. No dia 8 de outubro de 2014, foi registrado o maior valor diário de importação pela interligação Tucuruí-Manaus no mês, 219 MWmédios.

A importação da Venezuela para suprimento ao estado de Roraima foi de 111 MWmédios, ligeiramente superior ao verificado no mês anterior, no valor de 108 MWmédios.

No mês de outubro, houve intercâmbio internacional pela Interligação Uruguaiana para testes na conversora, mas com média mensal nula.

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 setembro de 2014.

** Valor contratual. No mês de outubro, foi praticado intercâmbio de 111 MWmédios.

Legenda da seção 3.1.

Item Fluxo Limite de Intercâmbio* (MW)

FVB** 200

EXPN (Geração - demanda)

RECN (Carga do Norte - Geração de 5 UGs de Tucuruí)

EXPNE 4.000

RNE 4.200

(FNS + FSENE) 5.100

EXPSE 4.300

RSUL 7.500

FSUL 5.740

INTArg 2.100

INTUrug 70

4

1

2

6

3

5



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

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. Consumo de Energia Elétrica

Em setembro de 2014, o consumo de energia elétrica atingiu 48.296 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, mantendo-se praticamente no mesmo patamar do verificado no mês anterior, e representando aumento de 3,2% em comparação com o consumo de setembro de 2013.

No acumulado dos últimos 12 meses (outubro de 2013 a setembro de 2014), o consumo residencial registrou crescimento de 5,9% em relação ao mesmo período anterior e avançou 2,9% em setembro de 2014 em comparação ao mesmo mês de 2013. Segundo informações da EPE, na região Sudeste, que concentra metade do consumo residencial do país, houve queda de 0,3%. Já a região Norte, que é a menor em termos regionais, foi a que mais contribuiu para o aumento do consumo da classe registrado em setembro, com 115 GWh dos 295 GWh adicionados ao consumo (39%), com destaque para os crescimentos verificados no Pará (23%) e no Amazonas (16%).

Por sua vez, o consumo da classe comercial registrou crescimento de 7,3% no acumulado de 12 meses e 6,1% em relação a setembro de 2013. Entre as regiões do país, apenas no Sudeste (+3,9%) o aumento do consumo ficou abaixo da taxa nacional, influenciado, dentre outros fatores, pelo ciclo de faturamento das concessionárias que atuam nos estados. Nas regiões Sul e Norte, foram registrados crescimentos de 7% e 11,7%, respectivamente.

Seguindo tendência dos meses anteriores, o consumo industrial registrou nova retração de 4,7%, em relação a setembro de 2013, sendo os segmentos metalúrgico, químico e automobilístico os mais afetados. Em relação ao consumo da indústria metalúrgica, destaca-se a queda de 59% no Maranhão, 29,7% em Minas Gerais e 22,6% em São Paulo. No ramo automobilístico, houve queda de 10% do consumo em São Paulo, 14% em Minas Gerais e 12% no Rio Grande do Sul, dentre outros. Já na indústria química houve queda do consumo em estados como Rio de Janeiro e São Paulo, e expansão em alguns estados do Nordeste.

Por fim, o consumo de energia da classe rural aumentou 6,8% em comparação ao mesmo mês em 2013 e acumula em 12 meses crescimento de 5,4% em relação ao mesmo período anterior.

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

*

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 setembro de 2014. Fonte: EPE

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

Dados contabilizados até setembro de 2014. 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 setembro de 2014. Fonte: EPE

Set/14

GWh

Evolução mensal

(Set/14/Ago/14)

Evolução anual

(Set/14/Set/13)

Out/12-Set/13

(GWh)

Out/13-Set/14

(GWh)Evolução

Residencial 10.545 0,2% 2,9% 123.097 130.398 5,9%

Industrial 14.868 -1,3% -4,7% 183.632 180.534 -1,7%

Comercial 7.172 2,5% 6,1% 82.401 88.419 7,3%

Rural 2.243 5,7% 6,8% 23.831 25.125 5,4%

Demais classes 3.969 2,9% 3,9% 45.498 47.275 3,9%

Perdas 9.498 1,8% 14,8% 98.894 106.936 8,1%

Total 48.296 0,8% 3,2% 557.353 578.687 3,8%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

21,8%

30,8%14,8%4,6%8,2%

19,7%

Consumo de Energia Elétrica em Set/2014

Residencial Industrial Comercial Rural Demais classes Perdas

22,5%

31,2%15,3%

4,3%8,2%

18,5%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

Set/14

kWh/NU

Evolução mensal

(Set/14/Ago/14)

Evolução anual

(Set/14/Set/13)

Out/12-Set/13

(kWh/NU)

Out/13-Set/14

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 161 -0,2% -1,1% 162 166 2,3%

Consumo médio industrial 25.491 -1,4% -4,6% 26.269 25.793 -1,8%

Consumo médio comercial 1.292 0,5% 2,7% 1.275 1.328 4,2%

Consumo médio rural 526 5,2% 5,0% 474 491 3,6%

Consumo médio demais classes 5.354 2,5% 1,7% 5.135 5.314 3,5%

Consumo médio total 506 0,1% -2,9% 515 513 -0,5%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

*

*



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 setembro de 2014. Fonte: EPE

4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

Dados contabilizados até setembro de 2014. Fonte: EPE

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

Set/13 Set/14

Residencial (NUCR) 63.291.378 65.479.631 3,5%

Industrial (NUCI) 582.408 583.282 0,2%

Comercial (NUCC) 5.385.293 5.549.096 3,0%

Rural (NUCR) 4.188.845 4.263.585 1,8%

Demais classes 746.638 741.331 -0,7%

Total (NUCT) 74.194.562 76.616.925 3,3%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

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

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

22

44.2

93

48.2

20

45.7

23

45.9

59

44.7

02

46.4

94

47.8

33

46.9

54

49.2

52

47.7

79

49.0

68

52.3

60

47.6

60

49.5

46

47.3

92

47.6

20

44.8

42

46.9

71

47.8

99

48.2

96

Ca

rga

(GW

h)

2012 SI 2013 SI 2014 SI

Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

2012 SIN 2013 SIN 2014 SIN

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

%

97,6

% 97,6

%

97,8

%

97,8

%

97,7

%

97,6

%

97,6

%

97,5

%

97,4

%

97,4

%

97,3

%

*

*



4.4. Demandas Máximas

No mês de outubro de 2014, não houve recorde de demanda no SIN e em seus subsistemas.

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

Fonte: ONS

4.5. Demandas Máximas Mensais

Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN.

Fonte: ONS

Subsistema

17/10/2014 - 14h20 29/10/2014 - 14h50 17/10/2014 - 14h33 30/10/2014 - 15h45 17/10/2014 - 14h21

06/02/2014 - 15h47 06/02/2014 - 14h29 04/09/2014 - 14h23 04/09/2014 - 14h39 05/02/2014 - 15h41

SIN

80.120

85.70811.839

NE N-Interligado

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

49.026

51.261

15.646

SE/CO S

17.971

6.003

6.185

11.681

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000


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

79.9

24

83.9

62

85.7

08

81.2

17

78.7

62

74.6

76

74.3

30

73.7

43

73.9

91

75.1

62

80.1

20

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Interligado Nacional

2012 2013 2014

Rec

ord

e



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

Fonte: ONS

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.

Fonte: ONS

0

12.000

24.000

36.000

48.000

60.000


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

48.9

41

50.0

14

51.2

61

49.7

91

47.6

18

45.5

75

44.9

11

45.1

19

45.1

01

45.5

12

49.0

26

Dem

and

a (M

W)


2012 2013 2014

Rec

ord

e

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


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

15.1

76

17.3

57

17.9

71

15.0

76

15.1

91

13.4

59

13.5

62

13.4

35

13.6

28

13.5

29

15.6

46

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Sul

2012 2013 2014

Rec

ord

e



Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.

Fonte: ONS

Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado.

Fonte: ONS

* A elevação do patamar de demanda registrada em julho de 2013 deve-se à interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN em configuração provisória.

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000


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

11.8

09

11.7

32

11.6

81

11.7

37

11.6

54

11.4

99

11.0

43

10.8

69

10.9

56

11.8

39

11.6

81

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2012 2013 2014

Rec

ord

e

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500


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

6.10

3

5.95

8

5.87

3

6.01

2

6.01

2

5.90

8

5.95

3

5.66

1

6.03

6

6.18

5

6.00

3

Dem

and

a (M

W)


2012 2013 2014

Rec

ord

e

*



5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de outubro de 2014 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu

132.006 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2013, houve expansão de 2.714 MW de geração de fonte

hidráulica, de 2.289 MW de fontes térmicas e de 2.119 MW de geração eólica, considerando os Ambientes de

Contratação Regulada e Livre (ACR e ACL).

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

* Inclui outras fontes fósseis (0,149 MW). ** Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada pela ANEEL, que passou por reenquadramento de fontes em setembro de 2014. 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 31/10/2014)

Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.

Fonte: ANEEL (BIG 31/10/2014)

Out/13

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Instalada

Hidráulica 85.557 1.145 88.271 66,9% 3,2%

Térmica 37.204 1.875 39.493 29,9% 6,2%

Gás Natural 13.620 122 12.590 9,5% -7,6%

Biomassa 11.111 497 12.239 9,3% 10,2%

Petróleo * 7.459 1.232 9.081 6,9% 21,7%

Carvão 3.024 22 3.593 2,7% 18,8%

Nuclear 1.990 2 1.990 1,5% 0,0%

Eólica 2.109 196 4.228 3,2% 100,4%

Solar Fotovoltaica 3 238 15 0,01% 452,1%

Capacidade Total - Brasil 124.873 3.454 132.006 100,0% 5,7%

Out/14

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

(Out/14 / Out/13)

Hidráulica 66,9%Gás Natural 9,5%

Biomassa 9,3%

Petróleo * 6,9%

Carvão 2,7%

Nuclear 1,5%

Eólica 3,2%

Solar <0,1%

Térmica 29,9%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Out/2014



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.

Fonte: MME/ANEEL/ONS

Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 kV 51.628 41,6%

345 kV 10.293 8,3%

440 kV 6.728 5,4%

500 kV 40.145 32,3%

600 kV (CC) 12.756 10,3%

750 kV 2.683 2,2%

Total SEB 124.234 100,0%

230 kV41,6%

345 kV8,3%

440 kV5,4%

500 kV32,3%

600 kV (CC)10,3%

750 kV2,2%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Out/2014



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 outubro de 2013 a setembro de 2014 atingiu

548.124 GWh. No mês de setembro de 2014, a geração hidráulica correspondeu a 68,0% do total gerado no Brasil,

1,9 p.p. superior ao verificado no mês anterior. A participação da geração eólica, que é tipicamente sazonal, se

manteve praticamente no mesmo patamar, variando sua participação em 0,1 p.p. entre um mês e outro (3,1% em

agosto e 3,0% em setembro de 2014). Além disso, verificou-se redução da participação de usinas térmicas na matriz de

produção de energia elétrica em relação ao mês anterior, de 30,8% para 29,0%. A geração a gás, por exemplo, passou

de 13,7% para 11,3%, e a geração a biomassa passou de 6,2% para 5,4%. A geração nuclear aumentou de 1,3% para

3,0% em função do retorno da UTE Angra II no final do mês de agosto, após parada da usina para manutenção.

Figura 20. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.

Dados contabilizados até setembro de 2014. Fonte: CCEE e Eletrobras

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

** A produção acumulada de energia elétrica não inclui a autoprodução.

Hidráulica 68,0%Gás 11,3%

Carvão 2,5%

Petróleo * 6,8%

Nuclear 3,0%

Biomassa 5,4%

Eólica 3,0%

Solar < 0,1%

Térmica 29,0%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Set/2014



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 setembro de 2014. Fonte: CCEE

7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

No acumulado de outubro de 2013 a setembro de 2014, com relação a outubro de 2012 a setembro de 2013, houve um aumento de aproximadamente 1,0% na produção térmica e de 9,2% na produção hidráulica. Em relação ao mesmo mês do ano anterior, a geração por essas fontes registrou decréscimo de 2,5% e aumento de 10,8%, respectivamente.

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

* Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis. ** O sistema Manaus foi eletricamente interligado, porém não está totalmente integrado ao SIN.

Dados contabilizados até setembro de 2014. Fonte: Eletrobras

Set/14

(GWh)

Evolução mensal

(Set/14 / Ago/14)

Evolução anual

(Set/14 / Set/13)

Out/12-Set/13

(GWh)

Out/13-Set/14

(GWh)Evolução

Hidráulica 30.446 3,1% -9,4% 403.607 398.223 -1,3%

Térmica 12.180 -6,1% 34,4% 112.060 127.444 13,7%

Gás 4.747 -17,2% 18,4% 55.212 56.321 2,0%

Carvão 1.108 -11,2% 1,6% 10.801 14.873 37,7%

Petróleo * 2.538 -3,7% 378,9% 16.307 22.182 36,0%

Nuclear 1.344 130,3% 7,4% 13.464 14.064 4,5%

Biomassa 2.443 -11,7% 12,1% 16.276 20.005 22,9%

Eólica 1.336 -3,7% 95,9% 5.891 9.746 65,4%

Solar Fotovoltaica 0,42 7,8% - 0,98 3,09 -

TOTAL 43.962 0,2% 1,4% 521.559 535.416 2,7%

Valor mensal Acumulado 12 meses

Fonte

Set/14

(GWh)

Evolução mensal

(Set/14 / Ago/14)

Evolução anual

(Set/14 / Set/13)

Out/12-Set/13

(GWh)

Out/13-Set/14

(GWh)Evolução

Hidráulica 186 -13,5% 10,8% 1.797 1.962 9,2%

Térmica 897 3,2% -2,5% 10.640 10.745 1,0%

Gás 386 -5,5% 16,5% 3.882 4.541 17,0%

Petróleo * 512 10,9% -13,2% 6.759 6.204 -8,2%

TOTAL 1.084 -0,1% -0,5% 12.438 12.708 2,2%

Acumulado 12 mesesValor mensal

Fonte

**



7.4. Geração Eólica

O fator de capacidade médio da região Nordeste, no mês de setembro de 2014, diminuiu 4,7 p.p. frente ao mês anterior, atingindo 47,7%. Esse resultado foi decorrente do decréscimo de 158 MWmédios da geração verificada, associado à expansão de 35,7 MW de capacidade instalada da fonte na região. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses (outubro/2013 a setembro/2014), houve avanço de 3,9 p.p. no fator de capacidade da região Nordeste em comparação ao mesmo período anterior.

Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Sul aumentou 5,8 p.p. em relação a agosto de 2014, e alcançou 37,6%, com total de geração verificada no mês de 323,1 MWmédios. Houve avanço de 2,5 p.p. no fator de capacidade da região Sul no acumulado dos últimos doze meses, com relação ao mesmo período anterior.

Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste.

Dados contabilizados até setembro de 2014. Fonte: CCEE

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


* Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade a partir de jul/12. No mês de novembro/2013, o decréscimo observado na capacidade instalada das usinas eólicas no Nordeste é explicado por ajustes realizados de forma a se considerar, nesse montante, somente usinas em operação comercial. ** Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.

0

650

1.300

1.950

2.600

3.250

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

nov/

13

dez/

13

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/1

4

ago/

14

set/1

4

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 :

Out/2013 a Set/2014 = 38,8%

Out/2012 a Set/2013 = 34,9%

0

200

400

600

800

1.000

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

nov/

13

dez/

13

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/1

4

ago/

14

set/1

4

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 :

Out/2013 a Set/2014 = 29,6%

Out/2012 a Set/2013 = 27,1%

*



7.5. Energia de Reserva

A geração média esperada comprometida para o CER ** em setembro de 2014, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos Contratos de Energia de Reserva, totalizou 2.015,3 MW médios, dos quais foram entregues 79,4%, ou 1.600,1 MW médios, e cujo restante poderá ser complementado até o término do período de apuração de cada usina ou dentro período de contratação.

A geração eólica verificada referente aos Contratos de Energia de Reserva no mês de setembro de 2014 foi 0,5% superior à esperada comprometida para o CER ** para o mês. Por outro lado, a geração a biomassa verificada atingiu 48,8% do valor esperado comprometido para o CER **.

No acumulado do ano até o mês de setembro, considerando todas as fontes de energia, foi verificada entrega de cerca de 60,8% do valor esperado comprometida para o CER **.

No ano de 2013, foi destinada ao CER 60,9 %, ou 738,0 MWmédios, da geração esperada comprometida para o CER ** de 1.212,3 MWmédios.

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

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 geração esperada comprometida com o CER, por mês, como a energia contratada a ser entregue distribuída uniformemente no período de entrega de cada usina.


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

1.35

6,0

1.32

4,0

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

1.00

6,0

522,

0

MW

me

d

Energia de Reserva - 2013

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

738,0

1.212,3

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

*



Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2014.


Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.



1.10

4,6

961,

3

1.39

8,5

1.67

2,6

1.72

5,9

1.73

6,6

2.03

9,0

2.09

8,6

2.01

5,3

301,

3

263,

4

299,

0

592,

9

1.00

8,2

1.45

8,9

1.58

6,6

1.83

7,7

1.60

0,1

MW

me

d

Energia de Reserva - 2014

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

999,8

1.644,8

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Geração verificada comprometida com o CER média em 2014 (até última contabilização)

Geração esperada comprometida com o CER média em 2014 (até última contabilização)

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

2013 2014

796,

0

732,

0

319,

0

66,8

84,8

70,8

181,

0

653,

0

460,

5

463,

0

495,

7

416,

3

279,

0

274,

0

203,

0

231,

0

178,

6

228,

2

411,

9

352,

2

985,

2

1.11

1,9

1.32

6,3

1.16

7,7

3,4

0,0

0,0

0,0

3,0

13,2

11,7

15,7

16,1

MW

me

d

Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - BiomassaGeração verificada comprometida com o CER (MWmed) - EólicaGeração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Hidráulica

0

250

500

750

1.000

1.250

Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - biomassaGeração esperada comprometida com o CER (MWmed) - eólicaGeração esperada comprometida com o CER (MWmed) - hidráulica



7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física

Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).


Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.

Dados contabilizados até setembro de 2014. Fonte: CCEE * Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. ** A garantia física inclui os valores 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.

out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14

47.6

83

47.2

94

48.7

24

52.3

14

51.2

63

47.2

46

45.6

80

42.0

44

40.7

28

40.7

70

39.5

92

42.2

01

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas

Geração das Usinas Hidrelétricas

46.3

71

45.8

94

45.4

46 49.8

99

50.2

62

50.0

87

48.4

24

47.6

30

47.7

99

47.6

11

48.3

72

48.8

07

0

13.000

26.000

39.000

52.000

65.000

Garantia física das Usinas Hidrelétricas

0

400

800

1.200

1.600

2.000


976

983

775

754

726

622

714

725

1.19

5

1.55

4

1.85

3

1.80

3

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas

Geração das Usinas Eólicas

1.20

2

1.22

1

1.11

8

805

812

784

1.06

3

1.00

3

1.23

4

1.48

3 1.60

3

1.63

7

Garantia Física das Usinas Eólicas

*

**



Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa.


Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo.

* Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até setembro de 2014. Fonte: CCEE

0

800

1.600

2.400

3.200

4.000

2.83

8

2.76

7

1.63

6

366

399

648

1.65

9

3.02

9

3.43

5

3.25

1

3.69

8

3.37

9

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa

Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa

2.98

6

2.91

5

2.34

0

1.72

6

1.79

0

1.93

2

2.55

1

3.14

4 3.33

3

3.34

4

3.54

4

3.45

7


Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa

0

700

1.400

2.100

2.800

3.500


947

1.38

9

1.08

7

1.82

7

2.61

2

2.29

2

2.39

3

2.08

5

1.81

5

2.10

7

2.98

4

2.97

1

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo

Geração das Usinas Termelétricas a Óleo

2.77

1

2.83

1

2.89

4

2.74

5

2.74

5

2.75

6

2.75

3

2.75

2

2.79

6

2.84

4

2.86

5

2.85

9

Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo

*



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


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


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000


4.79

3

5.02

1

4.78

6

5.03

8

6.74

5

7.51

3

7.15

7

7.58

0

6.73

9

7.24

3

7.70

3

6.57

6

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás

Geração das Usinas Termelétricas a Gás

6.07

0

6.09

4 6.47

3

6.52

1

6.60

3

6.44

5

6.38

3

6.32

0

6.34

5

6.43

7

6.48

4

6.48

8

Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás

0

600

1.200

1.800

2.400

3.000


1.46

1

1.72

9

1.51

7

1.64

5

1.84

1

2.01

0

1.80

2

1.78

0

1.74

2

1.60

2

1.67

6

1.53

9

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão

Geração das Usinas Termelétricas a Carvão

2.23

0 2.39

3

2.36

1

2.13

8

2.11

5

2.11

5

2.09

7

2.07

9

2.06

2

2.06

5

2.09

5

2.09

5

Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão



Figura 32. 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 outubro de 2014 foram concluídos e incorporados ao SIN 865,013 MW de capacidade instalada de geração de energia elétrica, conforme descrito a seguir:

UHE Jirau , 3 máquinas (unidades 6,8 e 33), com 225,0 MW, em Rondônia;

UTE Bioflex Caeté, 1 máquina (unidade 1), com 30,7 MW, em Minas Gerais;

UTE Suzano Mucuri, 2 máquinas (unidades 4 e 5), com 122,080 MW, na Bahia;

UTE Erb Candeias, 1 máquina (unidade 1), com 16,790 MW, na Bahia;

UTE Tropical Bioenergia, 1 máquina (unidade 1), com 40,0 MW, no Goiás;

CGH Santa Barbara, 2 máquinas, (unidades 1 e 2), com 1,0 MW, em Minas Gerais;

CGH Energia Maia, 3 máquinas, (unidades 1,2 e 3), com 0,600 MW, em Mato Grosso do Sul;

CGH Samburá, 2 máquinas, (unidades 1 e 3), com 0,693 MW, em Minas Gerais;

CGH Floresta, 2 máquinas, (unidades 1 e 2), com 0,950 MW, em Minas Gerais;

CGH Posse, 2 máquinas, (unidades 1 e 2), com 0,950 MW, em Minas Gerais;

CGH Treze de Maio, 1máquina, (unidades 2), com 0,550 MW, em Minas Gerais;

UEE Joana, 6 máquinas, (unidades 7 a 12), com 14,10 MW, na Bahia;

UEE Caetité 1, 15 máquinas, (unidades 1 a 15), com 30,0 MW, na Bahia;

UEE Cerro Chato VI, 2 máquinas, (unidades 6 a 7), com 4,0 MW, no Rio Grande do Sul;



0

18.000

36.000

54.000

72.000

90.000


MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física Total

Geração hidráulica Geração térmica Outros

63.8

98

63.6

78

62.9

80

66.3

36

66.8

45

66.6

47

65.7

87

65.4

70

66.1

12

66.3

35

67.5

15

67.8

96

Garantia física Total59

.813

58.3

86

58.6

24

59.3

03

61.3

22

61.2

66

61.8

66

61.0

69

64.5

68

66.2

33

62.9

74

61.5

63

*



UEE Emiliana, 6 máquinas, (unidades 7 a 12), com 14,10 MW, na Bahia;

UEE Ventos do Nordeste, 14máquinas, (unidades 1 a 14), com 23,520 MW, na Bahia;

UEE Da Prata, 13 máquinas, (unidades 1 a 13), com 21,840 MW, na Bahia;

UEE Dos Araças, 19 máquinas, (unidades 1 a 19), com 31,860 MW, na Bahia;

UEE Morrão, 18 máquinas, (unidades 1 a 18), com 30,240 MW, na Bahia;

UEE Tanque, 18 máquinas, (unidades 1 a 18), com 30,0 MW, na Bahia;

UEE Seraima, 18 máquinas, (unidades 1 a 18), com 30,240 MW, na Bahia;

UEE Verace IV, 15 máquinas, (unidades 1 a 15), com 30,0 MW, no Rio Grande do Sul;

UEE Emiliana, 6 máquinas, (unidades 1 a 6), com 14,10 MW, na Bahia;

UEE Modelo II, 11 máquinas, (unidades 1 a 11), com 25,850 MW, no Rio Grande do Norte;

UEE Modelo I, 13máquinas, (unidades 1 a 13), com 30,550 MW, no Rio Grande do Norte;

UEE Faísa V, 13 máquinas, (unidades 1 a 13), com 27,300 MW, no Ceará.

UEE Cerro Chato IV, 4 máquinas, (unidades 1 a 3 e 5), com 8,0 MW, no Rio Grande do Sul.

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

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

Fonte: MME / ANEEL / NOS

Fonte

Hidráulica

Térmica

Gás

Petróleo

Nuclear

Carvão Mineral

Biomassa

Eólica

Solar Fotovoltaica

TOTAL

425,7 2.133,9

865,0 6.003,8

209,6 1.322,8

0,0 362,2

0,0

Realizado em

Out/2014 (MW)

Acumulado

em 2014 (MW)

229,7 2.542,7

0,0

0,0

209,6

0,0

27,4

0,0

3,5

929,7

4,4



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

Geração, do dia 22/10/2014, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE.

9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de outubro de 2014 foram concluídos e incorporados ao SIN 4.790,0 km de linhas de transmissão:

LT 230 kV Ceará Mirim II / Extremoz II (C1), com 26 km de extensão, da ETN, no estado do Rio Grande do Norte.

LT 600 kV Coletora Porto Velho / Araraquara 2 C2, com 2 x 2.382 km de extensão, da NORTEBRASIL, no estado de Rondônia e São Paulo.

Fonte Previsão 2014 Previsão 2015 Previsão 2016

Hidráulica 322,5 4.265,5 5.937,4

Térmica 274,0 572,3 481,8

Gás 274,0 375,0 376,8

Petróleo 0,0 0,0 0,0

Nuclear 0,0 0,0 0,0

Carvão Mineral 0,0 0,0 0,0

Biomassa 0,0 197,3 105,0

Eólica 651,1 5.646,0 1.157,4

Solar Fotovoltaica 0,0 0,0 0,0

TOTAL 1.247,6 10.483,8 7.576,6

*

*



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:

TR1 500/230 kV – 336 MVA na SE Xingu (LXTE), no Pará.

TR2 500/345 kV – 1.050 MVA na SE Pirapora 2 (SPTE), em Minas Gerais

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

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

Fonte: MME / ANEEL / ONS

Foram incorporados ao SIN, na Rede Básica, os seguintes equipamentos de compensação de potência reativa:

Reator de Linha (RT2) (500 kV – 150 MVAr) na SE Ceará Mirim 2 (ETN), no Rio Grande do Norte.

Compensador Estático (CE1) (300/-200 Mvar – 300 MVAr) na SE Silves (MANAUS TRANSMISSORA), no Amazonas.

Reator de Linha (500 kV – 225 MVAr) na SE Açailândia (IMTE), no Maranhão.

Classe de Tensão (kV)

230

345

440

500

600 (CC)

750

TOTAL

0,0

4.764,0

4.790,0

21,0

Realizado em Out/14 (km) Acumulado em 2014 (km)

26,0 1.535,9

0,0

0,0

0,0 0,0

0,0

1.062,0

4.764,0

7.382,9

TOTAL

Realizado em Out/14 (MVA) Acumulado em 2014 (MVA)

1.386,0 12.488,0

*

*



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 20/10/2014, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO

No mês de outubro, foi verificado um total de 16.129 MWmédios de geração térmica, considerando as usinas programadas pelo ONS, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.

Os Custos Marginais de Operação – CMOs de outubro oscilaram ao longo do mês, devido principalmente à atualização da previsão de vazões nas revisões do Programa Mensal de Operação – PMO, tendo havido descolamento do valor no subsistema Sul na segunda semana operativa. Nesse período, na região Sul, o aumento na ENA prevista resultou na ocorrência de excedentes energéticos e vertimentos turbináveis no patamar de carga leve.

O máximo valor de CMO do mês atingiu R$ 890,12 / MWh, considerando o valor médio de todos os patamares de carga, na última semana operativa, equalizado em todos os subsistemas do SIN. Por sua vez, o valor mínimo foi de R$ 429,10 / MWh na região Sul, na segunda semana operativa, quando houve o descolamento acima mencionado do CMO. Destaca-se que, em outubro, o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD foi igual ao valor máximo de R$ 822,23, estabelecido pela ANEEL, em todos os subsistemas e em todos os patamares de carga, a partir da quarta semana operativa.

Classe de Tensão (kV) Previsão 2014 Previsão 2015 Previsão 2016

230 1.511,0 4.134,0 2.783,0

345 29,0 92,0 14,0

440 152,0 0,0 643,0

500 1.687,0 6.533,0 9.909,0

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

750 0,0 0,0 0,0

TOTAL 3.379,0 10.759,0 13.349,0

Transformação (MVA) Previsão 2014 Previsão 2015 Previsão 2016

TOTAL 9.223,0 21.266,0 11.088,0

*

*



10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação

Figura 33. 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 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês.

Fonte: ONS

0

400

800

1.200

1.600

2.000


CM

O (

R$

/ MW

h)



31-10-2014 : R$ 890,12 / MWh

0

400

800

1.200

1.600

2.000

27/09-03/10/2014 04/10-10/10/2014 11/10-17/10/2014 18/10-24/10/2014 25/10-31/10/2014

664,

12

693,

49

802,

38

852,

70

890,

12

664,

12

429,

1

802,

38

852,

70

890,

12

664,

12

693,

49

802,

38

852,

70

890,

12

664,

12

693,

49

802,

38

852,

70

890,

12

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO e do Despacho Térmico

CMO SE/CO CMO S CMO NE CMON-Interligado

8.072 8.008 8.340 8.559 8.368

2.0152.017 2.015 2.012 2.014

2.052 1.847

1.624

1.748

2.0133.045

3.109 3.212 3.173 3.309

15.934 15.789 15.973 16.209 16.403

-18.000

-14.400

-10.800

-7.200

-3.600

0

3.600

7.200

10.800

14.400

18.000

De

sp

ac

ho

Té

rmic

o (M

Wm

ed

)

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



11. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em setembro de 2014 foi de R$ 170,7 milhões, montante próximo ao dispendido no mês anterior (R$ 172,6 milhões). O valor do mês de setembro de 2014 é composto por R$ 22,4 milhões referentes ao encargo Restrição de Operação, que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; por R$ 5,9 milhões referentes ao encargo Serviços Ancilares, 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; e por R$ 142,4 milhões referentes aos encargos por Segurança Energética, que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica devido à geração complementar para garantia do suprimento energético.

Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.

Dados contabilizados / recontabilizados até setembro de 2014. Fonte: CCEE

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000


77.2

86

106.

151

106.

673

91.2

94

55.4

19

90.7

21

68.2

08

63.6

78

69.2

04

58.5

06

35.7

79

37.4

82

14.1

56

27.3

53

30.2

53

43.8

16

30.1

93

48.7

81

61.0

05

6.58

0

178.

610

271.

424

234.

816

240.

253

374.

830

48.8

11

63.0

19

82.0

52

129.

073

79.7

93

118.

548

14.7

45

22.4

20

En

carg

o (

10³

R$)

Restrição de Operação

2012 2013 2014



Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética.


Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.


0

250.000

500.000

750.000

1.000.000

1.250.000


981

76.9

35

11.1

32

2.06

5

27.1

01

17.0

42

48.3

55

240.

251

550.

989

829.

146

560.

704

1.03

9.86

9

609.

842

842.

877

523.

953

707.

122

433.

010

256.

176

0 0 0 00 0 0 0 950

391.

511

189.

553

149.

310

142.

392

En

carg

o (

10³

R$)

Segurança Energética

2012 2013 2014

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


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

6.75

8

5.32

0

7.12

9

4.96

3

400

7.85

7

7.56

7

7.67

0

6.06

4

4.23

2

4.02

4

3.93

5

4.22

1

5.91

4

5.67

7

4.74

7

7.75

6

7.30

0

9.58

2

8.00

3

7.07

7

8.51

5

5.86

1

En

carg

o (

10³

R$)

Serviços Ancilares

2012 2013 2014



12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de outubro de 2014 a quantidade de ocorrências e o montante de carga interrompida foram inferiores aos valores verificados no mesmo mês de 2013. A seguir destacam-se as ocorrências de maior impacto:

• Dia 02 de outubro, às 09h51min: Desligamento da região AC/RO devido à perda de sincronismo entre a

região e o SIN após bloqueio do bipolo e do Back-to-back e desligamento das UHEs Jirau e Santo Antônio.

Houve interrupção de 477 MW de cargas, sendo 98 MW da ELETROACRE, no estado do Acre e 379 MW da

CERON, no estado de Rondônia. Causa: Bloqueio do bipolo após atuação indevida do sistema de proteção da

SE Araraquara 2 provocada por provável mistura AC e DC, seguida de bloqueio do Back-to-Back devido a

atuação incorreta do sistema de controle do Madeira.

• Dia 10 de outubro, às 13h25min: Desligamento automático dos TF-1 e TF-3 230/69 kV da SE Utinga

(Eletronorte), após defeito no setor de 69 kV da SE Utinga da distribuidora Celpa. Houve interrupção de 152

MW de cargas da CELPA, no estado do Pará. Causa: Defeito em chave secionadora na SE Utinga 69 kV -

Celpa.

• Dia 14 de outubro, às 11h16min: Desligamento automático da LT 138 kV Rio Verde/Rio Claro (Furnas),

seguido de desligamento, por sobrecarga, de linhas e transformadores da região de Rio Verde, no estado de

Goiás. Houve interrupção de 132 MW de cargas da Celg, afetando as cidades de Rio Verde e Jataí, no estado

de Goiás. Causa: Queimada sob a LT 138 kV Rio Verde/Rio Claro (Furnas).

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

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

Fonte: ONS, Eletronorte

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.

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

** 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 2014 2013

SIN** 0 6.795 0 0 0 0 0 0 0 0 6.795 0

S 637 238 168 0 0 0 0 0 0 0 1.043 1.397

SE/CO 2.281 1.439 1.344 941 242 0 255 243 745 486 7.976 4.873

NE 252 877 196 0 586 0 170 428 160 105 2.774 12.970

N-Int*** 318 376 0 104 0 1.264 315 615 414 759 4.165 3.933

Isolados 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.737

TOTAL 3.488 9.725 1.708 1.045 828 1.264 740 1.286 1.319 1.350 0 0 22.753 24.909

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2014 2013

SIN** 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0

S 3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 5 6

SE/CO 8 3 3 4 1 0 1 2 2 3 27 22

NE 2 2 1 0 3 0 1 2 1 1 13 21

N-Int*** 2 1 0 1 0 6 1 3 2 3 19 14

Isolados 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8

TOTAL 15 8 5 5 4 6 3 7 5 7 0 0 65 71

Número de Ocorrências

*



Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências.

Fonte: ONS e Eletronorte

12.2. Indicadores de Continuidade

No mês de setembro de 2014 o DEC da região Centro - Oeste ultrapassou o limite do ano de 2014.

Tabela 19. Evolução do DEC em 2014.

Dados contabilizados até setembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte: ANEEL

Tabela 20. Evolução do FEC em 2014.


*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


2.24

0

910

1.26

2

184 95

0

425

2.58

7

9.83

9

2.01

2

1.63

3

1.73

2

1.13

5

3.48

8

9.72

5

1.70

8

1.04

5

828

1.26

4

740

1.28

6

1.31

9

1.35

0

Mo

nta

nte

de

carg

a in

terr

om

pid

a (M

W)

Ocorrências no SEB

2013 2014

9

4

6

1

6

3

7

6

7

10

7

5

15

8

5

5

4

6

3

7

5

7

0

4

8

12

16

20

Nú

mer

o d

e O

corr

ênci

as

2013 2014

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,94 1,69 1,63 1,47 1,23 1,07 1,17 1,16 1,41 12,75 14,47

S 2,14 1,94 1,29 1,12 1,06 1,06 1,07 1,19 1,43 12,27 13,36

SE 1,28 1,08 0,91 0,70 0,63 0,56 0,67 0,70 0,81 7,33 9,74

CO 3,65 2,48 3,06 2,37 1,56 1,10 1,48 1,52 2,92 20,11 17,37

NE 1,79 1,73 1,99 2,14 1,79 1,34 1,52 1,41 1,56 15,26 16,94

N 4,42 4,54 4,55 4,05 3,35 3,71 3,37 3,09 3,36 34,57 37,81

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2014

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,05 0,92 0,89 0,81 0,72 0,64 0,68 0,69 0,81 7,21 11,73

S 1,33 1,13 0,86 0,69 0,72 0,68 0,69 0,78 0,85 7,72 11,17

SE 0,67 0,55 0,49 0,38 0,36 0,32 0,38 0,39 0,45 3,97 7,85

CO 1,95 1,64 1,94 1,73 1,34 0,84 1,09 1,19 2,17 13,87 15,53

NE 0,87 0,85 0,92 0,98 0,83 0,65 0,66 0,67 0,76 7,18 12,06

N 2,67 2,53 2,52 2,51 2,20 2,65 2,44 2,25 2,11 21,94 35,48

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2014

*



Figura 39. DEC do Brasil.


Figura 40. FEC do Brasil.


1,91

3,64

5,27

6,74

7,97

9,04

10,15

11,35

12,75

0

5

10

15

20

25


2009 2010 2011 2012 2013 2014 Limite2014

18,7

7

18,3

6

18,4

0

18,6

5

18,3

6 1,70

1,62

1,47

1,22

1,08

1,13

1,16 1,41

14,4

7

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 2013 Limite 2014

2014 - DEC Mensal

DEC Anual

1,03

1,97

2,86

3,674,39

5,035,68

6,39

7,21

2014 - FEC Mensal

0

4

8

12

16

20


2009 2010 2011 2012 2013 2014 Limite2014

11,7

3

11,3

0

11,1

5

11,1

0

10

,48

0,9

2

0,8

9

0,8

1

0,7

1

0,6

4

0,6

5

0,6

9

0,8

1

11,7

3

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 2013 Limite 2014FEC Anual



GLOSSÁRIO

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

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

Outubro 2014 - gov.br...Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Outubro/2014 ... que vigorará entre os dias 19/10/2014 e 22/02/2015. A Agência Nacional