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

Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Abril/2017

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO



Ministério de Minas e Energia Ministro Fernando Coelho Filho Secretário-Executivo Paulo Pedrosa Secretário de Energia Elétrica Fábio Lopes Alves Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico Domingos Romeu Andreatta Equipe Técnica Guilherme Silva de Godoi (Coordenação) André Grobério Lopes Perim Bianca Maria Matos de Alencar Braga Igor Souza Ribeiro João Daniel de Andrade Cascalho Jorge Portella Duarte José Brito Trabuco Tarcisio Tadeu de Castro Esplanada dos Ministérios – Bloco “U” – 6º andar

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Abril / 2017



SUMÁRIO 1. SUMÁRIO EXECUTIVO ................................................................................................................................................................ 1

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

2.1. Anomalia de Precipitação no Mês – 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 ..................................................................................................................................................... 11

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

4.4. Demandas Máximas ............................................................................................................................................................ 12

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

5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................................... 15

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................................... 16

7. EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO .......................................................................................................................... 17

7.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................................... 17

7.2. Previsão da Expansão da Geração ..................................................................................................................................... 18

7.3. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................................... 18

7.4. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão .............................................................. 19

7.5. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão .............................................................................................................. 19

7.6. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................................. 19

8. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ....................................................................................................................................... 20

8.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................................... 20

8.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional ........................................................................... 21

8.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ......................................................................................... 21

8.4. Geração Eólica .................................................................................................................................................................... 22

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

9. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO ............................................................................................... 26

9.1. Evolução do Custo Marginal de Operação .......................................................................................................................... 27

9.2. Despacho Térmico .............................................................................................................................................................. 27

10. ENCARGOS SETORIAIS ............................................................................................................................................................ 28

11. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ........................................................................................................... 29

11.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................................... 30

11.2. Indicadores de Continuidade ............................................................................................................................................... 31



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Anomalia de precipitação (mm) no mês de abril de 2017 – Brasil. ...................................................................................... 2

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 1º a 29/04/2017 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. ................................................................................................................................. 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. ................................................................................ 13

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. ............................................................................................................... 13

Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. ..................................................................................................... 14

Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte. ........................................................................................................... 14

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. ........................................................................................ 16

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

Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste. ................................................................................ 22

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

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

Figura 24. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas. ........................................................... 23

Figura 25. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa. ..................................... 24

Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo........................................ 24

Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás......................................... 25

Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.................................... 25

Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN. ........................................................... 26

Figura 30. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ....................................................................................................................... 27

Figura 31. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês. ......................................................................................... 27

Figura 32. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 28

Figura 33. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 28

Figura 34. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 29

Figura 35. Ocorrências no SEB: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ........................................................... 30

Figura 36. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 31

Figura 37. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 32



LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN. .................................................................................................................. 6

Tabela 2. Níveis de armazenamento nos principais reservatórios do SIN .......................................................................................... 6

Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. .................................................................................... 10

Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo. ........................................................................................... 11

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. ............................................................................................ 11

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. ................................................................................................. 12

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada*** de geração de energia elétrica do Brasil. .................................................................... 15

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 16

Tabela 9. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ....................................................................................... 17

Tabela 10. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 18

Tabela 11. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 18

Tabela 12. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 19

Tabela 13. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 19

Tabela 14. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 19

Tabela 15. Matriz de produção de energia elétrica no SIN................................................................................................................ 21

Tabela 16. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências. ...................................................................................... 30

Tabela 17. Evolução do número de ocorrências. .............................................................................................................................. 30

Tabela 18. Evolução do DEC em 2017. ............................................................................................................................................ 31

Tabela 19. Evolução do FEC em 2017. ............................................................................................................................................. 31


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Abril/2017 1

1. SUMÁRIO EXECUTIVO

Os principais destaques relacionados com a operação e expansão do sistema elétrico brasileiro e detalhados nesse Boletim Mensal do mês de abril de 2017 foram:

CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS: anomalias positivas de chuva, com volumes significativos, nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Paranapanema e Tietê. Nas demais regiões chuvas abaixo da média.

Energia Natural Afluente Armazenável: afluências foram inferiores à média de longo termo – MLT em todos os subsistemas, com destaque para a criticidade vivenciada pela região Nordeste (24% MLT).

Energia Armazenada: variação da energia armazenada equivalente no mês de abril de 2017:

Sudeste/Centro-Oeste: +0,3%

Sul: -0,9%

Nordeste: 0,0%

Norte: +2,2%

MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA: em março de 2017, o consumo de energia elétrica atingiu 51.567 GWh, representando aumento de 2,4% em relação ao consumo de março de 2016.

Demandas Máximas: em abril de 2017 não houve recorde de demanda máxima nos subsistemas e no SIN.

CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO: em abril de 2017 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 152.563 MW, considerando também as informações referentes à geração distribuída - GD. No mês, entraram em operação comercial 771,9 MW de usinas de geração.

LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO: em abril de 2017 o total de linhas de transmissão em operação no Brasil, com tensão maior ou igual a 230 kV, atingiu 135.277 km. No mês, entraram em operação comercial 13,5 km de linhas de transmissão.

PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: em março de 2017, a geração hidráulica correspondeu a 80,3% do total gerado no país, 2,5 pontos percentuais (p.p.) inferior ao verificado no mês anterior.

ENCARGOS SETORIAIS: o Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em março de 2017 foi de R$ 167,6 milhões, montante inferior ao dispendido no mês anterior (R$ 194,6 milhões).

Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro: em abril de 2017 foram verificadas seis ocorrências no sistema elétrico brasileiro com corte de carga maior que 100 MW e com duração maior que 10 minutos, totalizando 1.992 MW de corte de carga.

CMSE: no dia 5 de abril de 2017 foi realizada a 179ª reunião (ordinária) do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Na ocasião, o Comitê deliberou pela constituição de Grupo de Trabalho visando aprofundar as análises sobre as condições de fornecimento eletroenergético no SIN e definir ferramentas e formas de intensificar a comunicação e divulgação para a sociedade. Também foi deliberado pelo CMSE pela criação de Grupo de Trabalho visando aprofundar as análises sobre estudos e medidas para aprimorar o funcionamento do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. A Ata da referida reunião está disponível em: http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cmse/atas-cmse-2017 .

As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 30 de abril de 2017, exceto quando 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 é composto pelos estados do Pará, Tocantins, Maranhão, Amazonas e Amapá.

SubsistemaEnergia Armazenada

no Final de Abril (% EAR)

Sudeste/Centro-Oeste 41,8

Sul 42,6

Nordeste 21,7

Norte 66,0

http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cmse/atas-cmse-2017

http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cmse/atas-cmse-2017



2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

O avanço regular de frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste durante o mês de abril ocasionou precipitação nas bacias hidrográficas dessas regiões, com volumes significativos no Jacuí, no Uruguai, no Paranapanema e no Tietê. Assim, estas bacias apresentaram anomalia positiva de chuva, enquanto nas demais bacias do SIN o total acumulado de precipitação verificou-se abaixo da média do mês. As frentes frias foram precedidas por massas de ar frio, que ocasionaram queda de temperatura nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste e no Acre.

Na primeira semana de abril a passagem de uma frente fria pelas regiões Sul e Sudeste provocou chuva fraca a moderada nas bacias dos subsistemas Sul e Sudeste/Centro-Oeste. Choveu de forma isolada na bacia do rio Tocantins. Na segunda e terceira semanas, a atuação de duas frentes ocasionou chuva fraca nas bacias dos rios Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, Tietê e no trecho incremental à UHE Itaipu. No início da quarta semana, um sistema de baixa pressão associado à passagem de um sistema frontal ocasionaram chuva fraca a moderada nas bacias do subsistema sul e nas bacias dos rios Paraná, Paranapanema, Tietê e Paranaíba.

As Energias Naturais Afluentes – ENA brutas verificadas em abril para cada subsistema foram: 73 %MLT – 38.658 MWmédios no Sudeste/Centro-Oeste (7º pior valor*), 84 %MLT – 5.565 MWmédios no Sul (41º pior valor*), 24 %MLT – 2.891 MWmédios no Nordeste (pior valor*) e 74 %MLT – 12.773 MWmédios no Norte (11º pior valor*).

Ressalta-se que foram armazenáveis 65 %MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 77 %MLT no Sul, 24 %MLT no Nordeste e 35 %MLT no Norte.

* considerando um histórico de afluências para o mês em 85 anos (1931 a 2015).

2.1. Anomalia de Precipitação no Mês – Brasil

Figura 1. Anomalia de precipitação (mm) no mês de abril de 2017 – Brasil.

Fonte: CPTEC/INPE e ONS



2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 1º a 29/04/2017 nas principais bacias, referenciadas à média histórica.

Fonte: CPTEC/INPE

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

Precipitação 01-29/04/2017: 79,7 mm

MLT de abril: 80,9 mm



Precipitação 01-29/04/2017: 159,8 mm


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

Precipitação 01-29/04/2017: 128,1 mm






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



Precipitação 01-29/04/2017: 122,8 mm


Precipitação 01-29/04/2017: 257,6 mm




2.3. Energia Natural Afluente Armazenável

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

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul.

Fonte dos dados: ONS

0

16.000

32.000

48.000

64.000

80.000

61.3

69

48.9

80

49.2

43

32.3

77

30.0

25

30.5

88

22.1

18

19.7

64

17.6

75

19.3

78

26.6

26

35.6

48

42.9

93

46.2

77

40.1

95

34.5

73

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2016 ENA 2017

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

MLT 64.168 69.070 66.991 53.189 38.762 31.693 25.256 20.201 19.507 23.376 30.704 46.958

MLT

98%

73%

76%

63%

80% 99

%

90%

100%

91% 83

%

87%

76%

67% 67

%

60%

65%

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

10.0

81

11.7

99

11.7

70

8.45

1

10.1

46

8.44

0

9.87

9

10.3

84

8.04

4

10.6

54

6.16

7

6.94

3

10.8

82

8.09

8

5.78

8

5.11

4

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2016 ENA 2017

138%

142%

167%

128%

118%

82%

90%

101%

67%

80%

66% 94

%

147%

97%

82%

77%


MLT 7.403 8.348 7.058 6.641 8.619 10.388 11.233 10.298 12.075 13.587 9.505 7.594

MLT



Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.

Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte.


0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.0005.

366

13.7

31

4.70

4

2.75

8

1.67

1

1.43

8

1.26

5

1.17

1

986

1.24

7

1.65

5

5.49

0

4.20

0

4.68

5

3.35

7

2.86

4

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2016 ENA 2017

38%

93%

32%

23%

23%

30%

32%

34%

32% 37

% 30%

54%

30% 32

%

23%

24%


MLT 14.001 14.641 14.594 11.932 7.230 4.767 3.931 3.424 3.062 3.343 5.464 10.085

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

4.69

8

9.38

2

8.74

4

7.46

2

3.90

0

2.33

3

1.66

8

1.16

4

1.03

4

1.04

8

1.59

2

2.89

9

4.22

4

9.24

9

8.43

4

6.08

6

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte

ENA 2016 ENA 2017

46%

68%

54%

46%

35%

39%

45%

45%

53%

52% 51

%

49%

41%

66%

50%

35%


MLT 10.303 14.014 16.868 17.388 11.770 6.220 3.845 2.687 2.031 2.088 3.195 5.970

MLT



2.4. Energia Armazenada

No mês de abril de 2017 houve estabilidade ou pequena variação dos armazenamentos equivalentes de todos os subsistemas, em relação ao mês anterior, como pode ser observado na tabela abaixo.

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.


Houve contribuição de aproximadamente 10.733 MWmédios de produção térmica, considerando as usinas despachadas ou programadas pelo ONS, valor 1.000 MWmédios superior em relação ao verificado no mês anterior.

Na região Norte, as gerações das UHE Tucuruí e Belo Monte foram maximizadas em todos os períodos de carga, respeitando-se os limites elétricos vigentes, em função dos excedentes energéticos. 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 (RSE).

No subsistema Nordeste, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região Nordeste foi efetuada visando à implementação da política de redução da defluência mínima, nas UHEs Sobradinho e Xingó, com manutenção de volume mínimo na UHE Itaparica, sendo o intercâmbio de energia e as gerações eólicas e térmicas locais responsáveis pelo fechamento do balanço energético da região Nordeste. Ao longo do mês, foi mantida a operação de defluência da cascata do rio São Francisco nas UHEs Sobradinho e Xingó no patamar de 700 m³/s.

Em de 26 de abril de 2017 foi publicada a Resolução ANA n⁰ 742, que autoriza redução, até 30 de novembro de 2017, da descarga mínima de Sobradinho e Xingó, de 1.300 m³/s para uma média diária de 600 m³/s e instantânea de até 570 m³/s. A Resolução atenta que, para a prática de descargas médias diárias inferiores a 700 m³/s e instantâneas de até 665 m³/s de Sobradinho e Xingó, somente poderá ser realizada após emissão de autorização por parte do IBAMA.

Em relação à UHE Três Marias, mantida a política de minimizar a sua defluência, assegurando o atendimento aos usos múltiplos da água até a UHE Sobradinho, para maximizar o estoque de água em seu reservatório.

Com relação aos principais reservatórios do SIN, a tabela abaixo apresenta o armazenamento ao final do mês:

Tabela 2. Níveis de armazenamento nos principais reservatórios do SIN


SubsistemaEnergia Armazenada

no Final de Março (% EAR)

Energia Armazenada

no Final de Abril (% EAR)

Capacidade Máxima

(MWmês)

% EAR do Total

Armazenado

Sudeste/Centro-Oeste 41,5 41,8 203.343 74,1

Sul 43,5 42,6 20.100 7,5

Nordeste 21,7 21,7 51.809 9,8

Norte 63,8 66,0 15.041 8,6

TOTAL 290.293 100,0

SERRA DA MESA TOCANTINS 43.250 13,55 14,37

TUCURUÍ TOCANTINS 38.982 99,23 100

SOBRADINHO SÃO FRANCISCO 28.669 15,44 15,61

FURNAS GRANDE 17.217 44,95 42,02

TRÊS MARIAS SÃO FRANCISCO 15.278 33,47 31,99

EMBORCAÇÃO PARANAÍBA 13.056 36,04 34,97

I. SOLTEIRA PARANÁ 12.828 82,66 90,31

ITUMBIARA PARANAÍBA 12.454 22,95 27,74

NOVA PONTE ARAGUARI 10.380 30,81 30,41

CAPIVARA PARANAPANEMA 5.724 64,57 62,95

Usina BaciaArmazenamento no

Final de Março (%)

Armazenamento no

Final de Abril (%)

Volume Útil

Máximo (hm³)



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

Figura 8. EAR: Subsistema Sul.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


Ano 2013 Ano 2014 Ano 2015 Ano 2016 Ano 2017

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 2

03.3

43 M

Wm

ês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

30-04-2017: 41,8%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

9.95

8 M

Wm

ês


30-04-2017: 42,6%



Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.

Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 5

1.80

9 M

Wm

ês


30-04-2017: 21,7%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Norte-Interligado


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

5.04

1 M

Wm

ês


30-04-2017: 66,0%



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Em abril de 2017, o subsistema Norte manteve o perfil exportador verificado no mês anterior, totalizando 3.920 MWmédios, valor inferior ao verificado no mês anterior (4.710 MWmédios).

O subsistema Nordeste permaneceu recebedor em um total de 2.798 MWmédios, valor menor que os 3.464 MWmédios verificados no mês anterior.

O subsistema Sul importou aproximadamente 3.354 MWmédios no mês de abril de 2017, ante a importação de 2.658 MWmédios em março de 2017.

A importação de energia da Venezuela para suprimento ao Estado de Roraima foi de 124 MWmédios, mesmo patamar do verificado no mês anterior.

Em relação aos intercâmbios internacionais, no mês de abril de 2017 não houve exportação ou importação de energia do Brasil com países vizinhos.

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

N-INTERLIGADO

3.354

0INTERCÂMBIO

INTERNACIONALS

VENEZUELA

124

RR

NE

SE / CO

3.920

2.7981.122



4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. Consumo de Energia Elétrica

Em março de 2017, o consumo de energia elétrica atingiu 51.567 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, representando aumento de 2,4% em relação ao consumo de março de 2016.

No acumulado dos últimos 12 meses (abril de 2016 a março de 2017), o consumo residencial registrou evolução de +3,0% em relação ao mesmo período anterior. Já em comparação a março de 2016, houve considerável aumento de 7,8% no consumo residencial. Para a classe comercial, foi verificado aumento de 3,5% entre março e fevereiro de 2017, e de 1,8% em comparação a março de 2016.

Conforme análise da EPE, o forte crescimento do consumo residencial em março se deveu às regiões Sul e Sudeste, onde a temperatura teve influência significativa sobre o resultado do mês. Nas demais regiões, condizente com as condições ainda desfavoráveis da economia, sobretudo no que impacta o consumo das famílias, o consumo residencial foi bem mais moderado.

Em relação ao consumo industrial de eletricidade, houve aumento de 0,1% no mês de março de 2017, quando comparado com o mesmo mês do ano anterior, que interrompe uma sequência de retração no consumo industrial que vinha se verificando. Sobre os segmentos industriais que mais consomem energia elétrica, cinco apresentaram aumento do seu consumo em março de 2017, quando comparado com março de 2016: têxtil (+8,3%), metalúrgico (+4,8%), automotivo (+2,4%), papel e celulose (+1,5%) e extração de minerais metálicos (+1,5%).

Por fim, destaca-se que o consumo de energia no Ambiente de Contratação Livre – ACL cresceu 22,9% em março, em comparação com março de 2016, representando, no mês, 23,3% do consumo total do país.

* Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx. Considera autoprodução circulante na rede.

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. ** As informações “Perdas e Diferenças” são obtidas considerando o cálculo do montante de carga verificada no SEB (SIN e Sistemas Isolados), abatido do consumo apurado mensalmente no país (consolidação EPE). Dados contabilizados até março de 2017.

Fonte dos dados: EPE

Mar/17

GWh

Evolução mensal

(Mar/17/Fev/17)

Evolução anual

(Mar/17/Mar/16)

Abr/15-Mar/16

(GWh)

Abr/16-Mar/17

(GWh)Evolução

Residencial 12.203 6,8% 7,8% 130.122 133.966 3,0%

Industrial 13.810 4,2% 0,1% 165.931 164.419 -0,9%

Comercial 7.948 3,5% 1,8% 89.723 88.113 -1,8%

Rural 2.329 -1,2% 5,7% 25.483 27.680 8,6%

Demais classes 4.082 5,1% -0,6% 48.263 48.267 0,0%

Perdas e Diferenças 11.195 30,7% 0,6% 110.163 112.674 2,3%

Total 51.567 9,3% 2,4% 569.687 575.118 1,0%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

*

*

**

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



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

Dados contabilizados até março de 2017.

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 março de 2017.

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 março de 2017. Fonte dos dados: EPE

23,7%

26,8%15,4%4,5%

7,9%

21,7%

Consumo de Energia Elétrica em Mar/2017

Residencial Industrial Comercial

Rural Demais classes Perdas e Diferenças

23,3%

28,6%15,3%4,8%8,4%

19,6%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

Mar/17

kWh/NU

Evolução mensal

(Mar/17/Fev/17)

Evolução anual

(Mar/17/Mar/16)

Abr/15-Mar/16

(kWh/NU)

Abr/16-Mar/17

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 175 6,7% 5,5% 159 160 0,7%

Consumo médio industrial 25.985 4,4% 2,7% 25.349 25.780 1,7%

Consumo médio comercial 1.389 3,4% 0,4% 1.324 1.283 -3,1%

Consumo médio rural 524 -1,3% 4,2% 485 519 7,1%

Consumo médio demais classes 5.311 6,1% -1,9% 5.299 5.234 -1,2%

Consumo médio total 498 4,5% 0,8% 482 476 -1,4%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

Mar/16 Mar/17

Residencial (NUCR) 68.063.364 69.574.892 2,2%

Industrial (NUCI) 545.480 531.474 -2,6%

Comercial (NUCC) 5.645.759 5.721.561 1,3%

Rural (NUCR) 4.382.525 4.446.317 1,5%

Demais classes 758.973 768.536 1,3%

Total (NUCT) 79.396.101 81.042.780 2,1%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

*

*



4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

Dados contabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: 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 abril de 2017 não houve recorde de demanda máxima nos subsistemas e no SIN.

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


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

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

52.0

98

46.0

47

50.2

96

46.8

98

46.6

07

44.5

63

45.8

92

46.7

82

46.5

11

49.4

04

47.3

96

49.3

64

48.0

92

47.8

12

51.9

73

49.4

38

47.0

01

44.9

86

46.1

55

47.3

51

46.1

69

48.2

84

47.0

94

48.8

82

51.0

31

47.1

61

51.5

67

Ca

rga

(GW

h)

2015 2016 2017

99,1

%

99,1

%

99,2

%

99,1

%

99,1

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,3

% 99,2

%

99,3

%

99,3

%

99,3

%

99,3

% 99,3

%

99,4

%

99,3

%

99,3

%

99,3

%

99,3

%

99,3

%

99,3

%

99,3

% 99,4

%99,4

%

99,4

%

99,4

%

Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

Subsistema

11/04/2017 - 14h56 10/04/2017 - 14h54 12/04/2017 - 14h46 26/04/2017 - 16h08 11/04/2017 - 14h49

21/01/2015 - 14h32 06/02/2014 - 14h29 21/03/2017 - 14h40 29/11/2016 - 15h48 05/02/2014 - 15h41

12.576

SE/CO S

17.971

6.442

6.558

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

46.235

51.894

14.357

SIN

78.125

85.70812.692

NE N

*



4.5. Demandas Máximas Mensais

Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN.

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

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.


0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000


85.3

91

83.9

68

81.2

07

77.2

99

72.3

22

72.3

00

70.5

55

71.2

88

79.1

34

79.1

37

78.1

84

79.0

63

78.3

45

82.5

87

80.0

64

81.3

97

72.5

41

72.8

56

72.3

46

72.6

84

73.4

61

79.7

75

77.9

88

77.8

60

81.0

66

85.6

99

83.6

94

78.1

25

Dem

and

a (M

W)

Sistema Interligado Nacional

2015 2016 2017

Recorde: 85.708 MW em fev/2014

0

12.000

24.000

36.000

48.000

60.000


51.8

94

49.7

06

48.3

38

45.3

65

43.5

78

43.1

44

42.4

84

43.3

56

47.5

48

48.3

30

46.9

02

46.8

86

47.0

05

49.1

65

47.8

68

47.6

29

43.3

46

43.2

01

43.0

52

43.3

29

44.2

36

47.8

59

45.4

68

44.5

95

48.8

02

50.6

58

49.8

94

46.2

35

Dem

and

a (M

W)


2015 2016 2017

Rec

ord

e

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000


17.0

21

16.7

22

16.2

44

14.1

87

13.2

54

13.3

50

13.1

98

13.2

08

13.9

44

13.6

42

13.9

77

14.5

66

16.2

95

16.4

25

16.0

32

15.9

78

13.4

49

13.9

91

13.4

09

13.1

07

13.2

72

13.9

25

14.8

28

15.7

96

16.5

06

17.6

23

16.6

90

14.3

57

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Sul

2015 2016 2017

Recorde: 17.971 MW em fev/2014



Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.

Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte.


* O aumento da demanda registrada a partir de agosto de 2015 no subsistema Norte deve-se à interligação do sistema elétrico do Amapá ao SIN (Despacho ANEEL nº 2.411/2015).

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000


12.1

66

12.0

79

12.1

44

12.2

66

11.9

62

11.3

90

10.7

46

11.0

74

11.5

07

11.9

31

12.3

82

12.4

73

11.5

44

12.1

39

12.3

86

12.3

43

12.0

73

12.0

35

11.4

80

11.6

93

12.1

34

12.2

42

12.3

58

12.5

04

12.3

36

12.6

08

12.6

92

12.5

76

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2015 2016 2017

Rec

ord

e

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500


5.95

1

5.95

7

5.93

5

6.04

2

5.95

5

6.02

3

5.82

2

6.13

9

6.41

7

6.49

2

6.46

2

6.46

8

6.14

8

6.21

1

6.22

9

6.37

9

6.26

4

5.96

9

6.07

7

6.43

6

6.50

3

6.46

8

6.55

8

6.29

0

5.98

4

6.07

2

6.31

0

6.44

2

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Norte

2015 2016 2017

Rec

ord

e*



5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de abril de 2017 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 152.563 MW, considerando também as informações referentes à geração distribuída - GD. Em comparação com o mesmo mês do ano anterior, sem considerar GD, houve um acréscimo de 9.542 MW, sendo 6.314 MW de geração de fonte hidráulica, 1.485 MW de fontes térmicas*, 1.741 MW de fonte eólica e 2 MW de fonte solar, considerando os Ambientes de Contratação Regulada e Livre (ACR e ACL). A geração distribuída atingiu 108 MW em abril de 2017, sendo composta por 7 MW de CGH, 16 MW de térmica, 10 MW de eólica e 75 MW de solar.

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

*A partir de julho de 2015, na matriz de capacidade instalada são incluídas as usinas fiscalizadas pela SFG/ANEEL, mas que não estão em conformidade com a SCG/ANEEL e que,

por isso, não são apresentadas no BIG/ANEEL. Algumas delas são térmicas com combustíveis desconhecidos e que por isso são incluídas como “Outros”.

** Inclui outras fontes fósseis (147 MW).

*** Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada apresentada pela ANEEL no Banco de Informações de Geração - BIG, adicionados aos

montantes das usinas fiscalizadas pela SFG/ANEEL e das informações publicadas pela Agência sobre geração distribuída (mini e micro geração), conforme disponível em:

www.aneel.gov.br/scg/gd . Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de 5.650 MW com o Paraguai e de 200 MW com a Venezuela.

Fonte dos dados: ANEEL e MME (Dados BIG e GD do site da ANEEL – 02/05/2017)

Abr/2016

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Instalada

Hidráulica 92.440 1.299 98.760 64,7% 6,8%

UHE 87.136 220 93.216 61,1% 7,0%

PCH + CGH 5.304 1.068 5.537 3,6% 4,4%

CGH GD - 11 7 0,0% -

Térmica 41.797 3.037 43.299 28,4% 3,6%

Gás Natural 12.440 162 13.013 8,5% 4,6%

Biomassa 13.418 534 14.003 9,2% 4,4%

Petróleo 10.184 2.244 10.295 6,7% 1,1%

Carvão 3.612 24 3.831 2,5% 6,1%

Nuclear 1.990 2 1.990 1,3% 0,0%

Outros 153 30 150 0,1% -1,8%

Térmica GD - 41 16 0,0% -

Eólica 8.653 472 10.404 6,8% 20,2%

Eólica (não GD) 8.653 424 10.394 6,8% 20,1%

Eólica GD - 48 10 0,0% -

Solar 23 9.872 99 0,1% 332,3%

Solar (não GD) 23 46 25 0,0% 6,8%

Solar GD - 9.826 75 0,0% -

Capacidade Total sem GD 142.913 4.754 152.454 99,9% 6,7%

Geração Distribuída - GD - 9.926 108 0,1% -

Capacidade Total - Brasil 142.913 14.680 152.563 100,0% 6,8%

Abr/2017

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

Abr/2017 - Abr/2016

**

http://www.aneel.gov.br/scg/gd



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

Fonte dos dados: ANEEL e MME

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

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

Fonte dos dados: 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.

Hidráulica 64,7%

Gás Natural 8,5%

Biomassa 9,2%

Petróleo 6,7%

Carvão 2,5%

Nuclear 1,3%

Outros 0,1%

Térmica GD <0,1%

Eólica 6,8%

Solar < 0,1%

Térmica 28,5%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Abr/2017

230 kV41,3%

345 kV7,6%

440 kV5,0%

500 kV34,6%

600 kV (CC)9,5%

750 kV2,0%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Abr/2017

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

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 kV 55.898 41,3%

345 kV 10.319 7,6%

440 kV 6.748 5,0%

500 kV 46.813 34,6%

600 kV (CC) 12.816 9,5%

750 kV 2.683 2,0%

Total SEB 135.277 100,0%

*



7. EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO

7.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração

Em abril de 2017 foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro 771,9 MW de geração:

UHE Belo Monte - UGs: Belo Monte 05, de 611,11 MW, no Pará. CEG: UHE.PH.PA.030354-2.01;

PCH Serra das Agulhas - UGs: 1 e 2, total de 30 MW, em Minas Gerais. CEG: PCH.PH.MG.031207-0.01;

CGH João Franco - UG: 3, de 0,34 MW, em Minas Gerais. CEG: CGH.PH.MG.029644-9.01;

UEE Ouro Verde - UGs: 1 a 11, total de 29,7 MW, no Ceará. CEG: EOL.CV.CE.032012-9.01;

UTE Monte Alegre-CEPA - UGs: 1 a 16, total de 3,384 MW, no Pará. CEG: UTE.PE.PA.035718-9.01;

UTE Alenquer-CEPA - UGs: 3 a 5, 13 e 14, total de 6,321 MW, no Pará. CEG: UTE.PE.PA.035707-3.01;

UTE Porto de Moz-CEPA - UGs: 1 a 3, 7 e 9, total de 4,23 MW, no Pará. CEG: UTE.PE.PA.035721-9.01;

UTE Almeirim-CEPA - UGs: 1 a 4 e 8, total de 4,23 MW, no Pará. CEG: UTE.PE.PA.035708-1.01;

UTE Gurupá-CEPA - UGs: 1 a 3, total de 2,538 MW, no Pará. CEG: UTE.PE.PA.035715-4.01;

UTE Flores - UGs: 1 a 92, total de 80 MW, no Pará. CEG: UTE.PE.AM.029192- 7.01.

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

ANEEL, para os ambientes de contratação regulada (ACR), livre (ACL), Sistemas Isolados, e que não são apenas para contabilização.

Tabela 9. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.

Fonte dos dados: MME / SEE

Térmica GD 0,000 0,000

TOTAL 771,853 2.272,303

Outros 0,000 0,000

Petróleo 100,703 180,833

Gás Natural 0,000 0,000

Nuclear 0,000 0,000

Biomassa 0,000 35,000

Carvão 0,000 0,000

Solar GD 0,000 0,000

Térmica 100,703 215,833

Solar 0,000 0,000

Solar (não GD) 0,000 0,000

PCH + CGH 30,340 87,810

UHE 611,110 1.717,460

Hidráulica 641,450 1.805,270

CGH GD 0,000 0,000

Eólica (não GD) 29,700 251,200

Eólica GD 0,000 0,000

Fonte Realizado em Abr/2017 (MW) Acumulado em 2017 (MW)

Eólica 29,700 251,200

*



7.2. Previsão da Expansão da Geração

Tabela 10. Previsão da expansão da geração (MW).


* 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 acordadas na reunião do Grupo de Monitoramento da Expansão da

Geração, do dia 19/04/2017, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE.

7.3. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de abril de 2017 houve expansão de 13,5 km referente a uma linha de transmissão no SIN:

LT 230 kV Brasília Sul / Brasília Geral (subterrânea) C-3, com 13,5 km de extensão, da VSB, no Distrito Federal.

Tabela 11. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.

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

TOTAL 3.055,479 7.930,152 5.675,692

Petróleo 0,000 0,000 0,000

Térmica GD 0,000 0,000 0,000

Nuclear 0,000 0,000 0,000

Outros 0,000 0,000 0,000

Carvão 0,000 0,000 340,000

Gás Natural 0,000 0,000 590,750

Térmica 54,000 8,000 950,750

Biomassa 54,000 8,000 20,000

Solar (não GD) 543,400 1.443,150 180,000

Solar GD 0,000 0,000 0,000

UHE 1.222,220 3.874,652 2.830,630

Solar 543,400 1.443,150 180,000

CGH GD 0,000 0,000 0,000

PCH + CGH 58,359 191,000 168,812

Eólica GD 0,000 0,000 0,000

Hidráulica 1.280,579 4.065,652 2.999,442

Eólica 1.177,500 2.413,350 1.545,500

Eólica (não GD) 1.177,500 2.413,350 1.545,500

Fonte Previsão ACR 2017 (MW) Previsão ACR 2018 (MW) Previsão ACR 2019 (MW)

Classe de Tensão (kV)

230

345

440

500

600 (CC)

750

TOTAL

0,0

0,0

13,5

0,0

Realizado em Abr/17 (km) Acumulado em 2017 (km)

13,5 78,5

0,0

0,0

0,0 0,0

0,0

244,0

0,0

322,5

*

*



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

No mês de abril de 2017 não foram incorporados transformadores ao SIN.

Tabela 12. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão.

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

No mês de abril de 2017 não foram incorporados equipamentos de compensação de potência reativa ao SIN.

Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS

7.5. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão

Tabela 13. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.


7.6. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação

Tabela 14. Previsão da expansão da capacidade de transformação.


* 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 18/04/2017, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

TOTAL

Realizado em Abr/17 (MVA) Acumulado em 2017 (MVA)

0,0 2.030,0

Classe de Tensão (kV) Previsão 2017 Previsão 2018 Previsão 2019

138 0,4 65,5 1,0

230 674,6 764,7 1.897,8

345 0,0 22,0 15,4

440 40,0 0,0 0,0

500 2.491,0 2.305,2 2.452,0

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

750 0,0 0,0 0,0

800 0,0 4.184,0 5.386,0

TOTAL 3.206,0 7.341,4 9.752,2

Transformação (MVA) Previsão 2017 Previsão 2018 Previsão 2019

TOTAL 13.689,0 27.390,0 17.565,0

*

*

*



8. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

8.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

No mês de março de 2017***, estima-se que a geração hidráulica correspondeu a 80,3% do total gerado no país, 2,5 p.p. inferior ao verificado no mês anterior. A participação da geração por fonte eólica na matriz de produção de energia elétrica do Brasil nesse período reduziu 0,7 p.p. Já a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, aumentou 3,2%. Em relação às gerações térmicas por fonte, destacam-se as variações de +1,6 p.p. na geração a gás, de +0,7 p.p. na geração a biomassa, de +0,5 p.p. de geração a carvão e +0,3 p.p. na geração a petróleo.

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

Dados contabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: 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.

*** Para elaboração da matriz de produção de energia elétrica no sistema elétrico brasileiro, referente ao mês de março//2017, foi utilizado como estimativa de

geração dos sistemas isolados as mesmas informações do mês anterior. Destaca-se que estes dados referentes ao mês de fevereiro não foram disponibilizados

ao MME pela Eletrobras até o fechamento do Boletim.

Hidráulica 80,3%Gás 7,4%

Carvão 2,3%

Petróleo * 1,8%

Nuclear 2,5%

Biomassa 1,5%

Eólica 4,1%Solar < 0,1%

Térmica 15,6%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Mar/2017

**



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

Tabela 15. 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. As informações incluem a energia importada pelo Brasil referente à parcela paraguaia de Itaipu. Dados contabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: CCEE

8.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

Os dados de geração hidráulica e térmica dos sistemas isolados referentes ao mês de março de 2017 não foram disponibilizados ao MME até o fechamento desta edição.

Mar/17

(GWh)

Evolução mensal

(Mar/17 / Fev/17)

Evolução anual

(Mar/17 / Mar/16)

Abr/15-Mar/16

(GWh)

Abr/16-Mar/17

(GWh)Evolução

Hidráulica 38.865 5,3% 2,1% 382.165 406.956 6,5%

Térmica 7.305 37,7% 0,2% 129.119 98.957 -23,4%

Gás 3.574 38,1% 15,9% 58.586 40.170 -31,4%

Carvão 1.102 39,3% -15,9% 15.081 12.841 -14,9%

Petróleo * 677 45,9% -7,2% 18.601 8.144 -56,2%

Nuclear 1.210 9,9% -11,4% 13.964 14.213 1,8%

Biomassa 742 106,4% -7,4% 22.886 23.590 3,1%

Eólica 2.004 -6,2% -0,6% 22.637 34.117 50,7%

Solar 1,97 -9,1% - 23,33 27,92 19,7%

TOTAL 48.176 8,6% 1,7% 533.945 540.058 1,1%

Fonte

Valor mensal Acumulado 12 meses

**



8.4. Geração Eólica

No mês de março de 2017, o fator de capacidade médio das usinas eólicas da região Nordeste reduziu 9,0 p.p. com relação ao mês anterior, atingindo 24,4%, com total de 2.046,6 MWmédios de geração verificada no mês. Em relação ao acumulado nos últimos 12 meses, o fator de capacidade médio da região Nordeste aumentou 4,1 p.p. em comparação ao desempenho dos 12 meses anteriores, atingindo o valor de 42,3%.

O fator de capacidade médio das usinas eólicas do Sul, por sua vez, aumentou 11,9 p.p. em relação a fevereiro de 2017, e atingiu 33,0%, com total de geração verificada no mês de 637,1 MWmédios. Em relação ao acumulado nos últimos 12 meses, houve aumento de 1,0 p.p. no fator de capacidade médio da região Sul em comparação ao desempenho dos 12 meses anteriores, atingindo 30,7%.

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

Dados contabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: 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. ** Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

abr/

15

mai

/15

jun

/15

jul/1

5

ago/

15

set/1

5

out/1

5

nov/

15

dez/

15

jan

/16

fev/

16

mar

/16

abr/

16

mai

/16

jun

/16

jul/1

6

ago/

16

set/1

6

out/1

6

nov/

16

dez/

16

jan

/17

fev/

17

mar

/17

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 :

Abr/2016 a Mar/2017 = 42,3%

Abr/2015 a Mar/2016 = 38,2%

0

600

1.200

1.800

2.400

3.000

abr/

15

mai

/15

jun

/15

jul/1

5

ago/

15

set/1

5

out/1

5

nov/

15

dez/

15

jan

/16

fev/

16

mar

/16

abr/

16

mai

/16

jun

/16

jul/1

6

ago/

16

set/1

6

out/1

6

nov/

16

dez/

16

jan

/17

fev/

17

mar

/17

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 :

Abr/2016 a Mar/2017 =30,7%

Abr/2015 a Mar/2016 = 29,7%

*



8.5. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física

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


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

Dados contabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: 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.

abr/16 mai/16 jun/16 jul/16 ago/16 set/16 out/16 nov/16 dez/16 jan/17 fev/17 mar/17

48.7

56

44.7

94

43.3

82

42.6

03

42.2

83

41.4

39

41.9

00

43.4

44

48.0

29

52.0

33

54.9

13

52.1

93

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas

Geração das Usinas Hidrelétricas

52.94550.2

16

52.2

39

52.5

57

53.4

38

54.2

33

53.2

48

53.1

85

53.9

43

52.8

15

52.8

22

53.4

00

53.2

27

46.266

0

13.000

26.000

39.000

52.000

65.000

Garantia física média no período Garantia física das Usinas Hidrelétricas

Geração média no período

0

800

1.600

2.400

3.200

4.000

4.800


3.10

9

3.08

4

3.59

6

4.32

6

4.42

6

4.79

0

4.81

2

4.53

6

3.95

3

3.77

3

3.17

2

2.68

4

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas

Geração das Usinas Eólicas

4.162

3.67

6

3.73

6

3.91

4

3.96

6

4.12

3

4.19

6

4.33

3

4.33

7

4.23

9 4.57

4

4.49

8

4.36

53.859

Garantia física média no período Garantia Física das Usinas Eólicas


*

**



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


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

* Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: CCEE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

2.89

0

3.32

1

3.26

4

3.99

6

3.93

3

4.04

4

3.73

8

3.14

4

1.58

6

600

528

997

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa

Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa

3.229

3.16

3 3.53

8

3.64

8

4.02

5

4.16

9

4.12

9

4.00

0

3.70

1

2.66

5

1.78

7

1.74

1 2.08

9

2.680


Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa


0

700

1.400

2.100

2.800

3.500


986

534

623

390

558

751

968

826

500

480

409

813

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo

Geração das Usinas Termelétricas a Óleo

2.432

2.45

4

2.44

3

2.49

5

2.54

8

2.51

1

2.51

2

2.51

9

2.51

9

2.51

8

2.15

3

2.24

8

2.25

1

654

Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo


*



Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás.


Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000


4.10

8

3.50

7

3.48

7

3.75

3

4.80

6

5.30

3

5.89

0

6.08

1

4.45

8

4.01

9

3.85

2

4.80

4

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás

Geração das Usinas Termelétricas a Gás

7.2206.94

3

6.99

3

6.97

1 7.49

6

7.48

6

7.41

0

7.41

0

7.48

7

7.52

2

6.94

2

7.02

2

6.93

8

4.508

Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás


0

600

1.200

1.800

2.400

3.000


1.71

1

1.57

0

1.93

4

1.59

9

1.50

7

1.45

2

1.21

0

1.61

0

1.27

7

1.04

4

1.17

7

1.48

1

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão

Geração das Usinas Termelétricas a Carvão

1.928

1.94

6

1.94

0

1.94

3

1.94

8

1.95

0

1.94

7

1.95

1

1.95

3

1.95

4

1.87

0

1.86

9

1.86

2

1.465

Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão




Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN.


9. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO

No mês de abril de 2017 houve contribuição de aproximadamente 10.733 MWmédios de produção térmica, considerando as usinas despachadas ou programadas pelo ONS, valor 1.000 MWmédios superior em relação ao verificado no mês anterior.

Os Custos Marginais de Operação – CMOs oscilaram devido às atualizações nos parâmetros de simulação do Programa Mensal de Operação - PMO, tendo havido semanas com descolamento dos valores do Norte e/ou do Nordeste com os demais subsistemas. O CMO do subsistema Norte permaneceu zerado durante todo o mês de abril, devido ao excedente energético na UHE Tucuruí e atingimento dos limites de intercâmbio dessa região para as demais.

Ressalta-se que permanece vigente a deliberação da 169ª reunião (ordinária) do CMSE, realizada em 1º de junho de 2016, que possibilitou o despacho por Garantia de Suprimento Energético - GE em montantes definidos em função da produção eólica na região Nordeste e da evolução do armazenamento do reservatório da UHE Tucuruí, o que tem sido praticado somente no subsistema Nordeste, em função da necessidade de fechamento do balanço energético para atendimento local.

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

74.398

70.8

35

73.3

38

73.9

86

75.8

81

76.9

63

75.9

55

75.9

13

76.4

45

74.2

21

72.6

44

73.2

66

73.2

05

61.737

Garantia física média no período Garantia física Total Geração média no período

58.5

74

60.4

53

60.8

60

61.5

04

61.6

24

58.7

45

60.1

60

64.5

09

66.3

01

65.0

92

64.0

80

59.3

07



9.1. Evolução do Custo Marginal de Operação

Figura 30. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.


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

9.2. Despacho Térmico

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


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500


CM

O (

R$

/ MW

h)



30-04-2017: R$452,41 / MWh

*

0

150

300

450

600

750

01/04-07/04/2017 08/04-14/04/2017 15/04-21/04/2017 22/04-28/04/2017 29/04-05/05/2017

420,

28

351,

28

344,

16

324,

65

452,

41

420,

28

351,

28

344,

16

324,

65

452,

41

425,

71

344,

39

344,

16

324,

65

240,

55

0,00

0,00

0,00 0,00

0

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO e do Despacho Térmico

CMO SE/CO CMO S CMO NE CMO N

5.3335.745 5.740 6.064 5.873

2.005 1.981 1.994

2.005

2.011

1.749 1.688

1.5091.601

1.428

695 518 305 393 201

10.618 10.739 10.474 10.965

10.486

-20.000

-16.000

-12.000

-8.000

-4.000

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

De

sp

ac

ho

Té

rmic

o (M

Wm

ed

)

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



10. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em março de 2017 foi de R$ 167,6 milhões, montante inferior ao dispendido no mês anterior (R$ 194,6 milhões). O valor do mês de março de 2017 é composto por R$ 46,5 milhões referentes ao encargo Restrição de Operação, que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; por R$ 10,2 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$ 110,9 milhões referentes aos encargos por Segurança Energética, que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica para garantia do suprimento energético, autorizado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE.

Atualmente, o encargo Segurança Energética está relacionado principalmente ao atingimento do limite de transmissão de Recebimento pelo Nordeste e consequente necessidade de aumento de geração interna ao subsistema para fechamento do balanço energético, estando a geração hidráulica limitada para garantia da segurança hídrica.

Figura 32. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.

Figura 33. Encargos Setoriais: Segurança Energética.

Dados contabilizados / recontabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: CCEE

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000


19.3

71

203

5.61

7

5.50

7

44.6

74

9.43

7

15.9

28

39.1

92

60.6

65

112.

182

184.

733

171.

584

160.

211

183.

674

164.

777

82.0

16

190.

935

187.

644

78.0

12

245.

055

139.

865

59.6

12

33.8

30

68.6

24

64.7

72

114.

445

46.4

62

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Restrição de Operação

2015 2016 2017

0

250.000

500.000

750.000

1.000.000

1.250.000


174.

699

81.2

44

204.

557

86.6

36

383.

453

543.

680

593.

510

809.

245

531.

061

520.

135

438.

640

534.

874

629.

190

502.

347

146.

200

113.

415

69.1

70

115.

178

87.2

62

72.9

86

130.

649

157.

991

149.

458

151.

859

152.

711

72.3

24

110.

912

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Segurança Energética

2015 2016 2017



Figura 34. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.

Dados contabilizados / recontabilizados até março de 2017. Fonte dos dados: CCEE

11. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de abril de 2017, o número de ocorrências e o montante de carga interrompida no Sistema Elétrico Brasileiro foram superiores aos valores verificados no mesmo período de 2016. Seguem as principais informações das ocorrências verificadas:

• Dia 03 de abril, às 11h07min: Desligamento automático da transformação 230/69 kV da SE Pituaçu (Chesf).

Houve interrupção de 252 MW de cargas da Coelba, na Bahia. Causa: Defeito no barramento de 69 kV devido a

curto-circuito no transformador de aterramento;

• Dia 12 de abril, às 05h24min: Desligamento da interligação do sistema Manaus ao SIN após desligamento

simultâneo das LT 500 kV Xingu – Jurupari C1 e C2 (Linhas de Xingu Transmissora). Houve interrupção de

849 MW de cargas da Eletrobras Distribuição Amazonas, no Amazonas. Causa: Descargas atmosféricas;

• Dia 20 de abril, às 23h57min: Desligamento dos setores de 230 kV das subestações Messias e Maceió (ambas

da Chesf). Houve interrupção de 277 MW de cargas da Coelba, na Bahia. Causa: Defeito no barramento de 69

kV devido a curto-circuito no transformador de aterramento.

Houve 1 blecaute no sistema Roraima, às 15h56min do dia 04 de abril, devido ao desligamento da LT 400 kV Macágua – Las Claritas, da Corpoelec.

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000


9.65

1

10.1

96

12.8

13

14.3

28

107.

740

64.6

88

52.5

24

69.4

06

14.5

39 7.39

5

8.20

5

8.36

4

11.4

62

10.7

41

5.97

5

5.24

5

15.5

79

15.4

04

15.2

34

16.0

15

15.8

47

6.93

0

8.20

5

9.83

8

7.91

7

7.83

3

10.2

20

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Serviços Ancilares

2015 2016 2017



11.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

Tabela 16. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências.


Tabela 17. Evolução do número de ocorrências.

* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 minutos.

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

Fonte dos dados: ONS / EDRR / Eletronorte

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

Fonte dos dados: ONS / EDRR / Eletronorte

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2017 2016

SIN** 0 0 0 0 0 5.487

S 0 0 0 0 0 1.916

SE/CO 378 596 456 158 1.588 7.066

NE 520 448 0 823 1.791 4.688

N-Int 1.052 358 2.135 849 4.394 7.911

Isolados 381 379 0 162 922 2.048

TOTAL 2.331 1.781 2.591 1.992 0 0 0 0 0 0 0 0 8.695 29.116

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2017 2016

SIN** 0 0 0 0 0 2

S 0 0 0 0 0 9

SE/CO 2 1 3 1 7 24

NE 2 3 0 3 8 14

N-Int 2 1 4 1 8 32

Isolados 3 3 0 1 7 15

TOTAL 9 8 7 6 0 0 0 0 0 0 0 0 30 96

Número de Ocorrências

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000


3.6

11

1.2

40

5.4

53

1.1

31

66

6

3.0

67

1.3

87

6.2

19

91

8

6.8

11

4.9

98

2.5

73

2.3

31

1.7

81

2.5

91

1.9

92

Mo

nta

nte

de

ca

rga

inte

rro

mp

ida

(MW

)

Ocorrências no SEB

2016 2017

7 7

12

5

4

13

9 75

12

18

119 8

7

6

0

4

8

12

16

20N

úm

ero

de

Oc

orr

ên

cia

s

2016 2017

*



11.2. Indicadores de Continuidade

Tabela 18. Evolução do DEC em 2017.

Tabela 19. Evolução do FEC em 2017.

Dados contabilizados até março de 2017 e sujeitos a alteração pela ANEEL Fonte dos dados: ANEEL *Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

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

Figura 36. DEC do Brasil. Dados contabilizados até março de 2017 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte dos dados: ANEEL

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,59 1,33 1,33 4,24 12,75

S 1,43 1,27 1,03 3,72 11,39

SE 1,36 0,94 0,98 3,27 9,02

CO 2,57 2,16 1,99 6,71 15,11

NE 1,28 1,45 1,46 4,20 14,84

N 3,70 2,70 3,16 9,56 31,02

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2017

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 0,89 0,76 0,76 2,42 9,69

S 0,92 0,80 0,64 2,36 9,12

SE 0,69 0,50 0,57 1,76 6,87

CO 1,54 1,41 1,33 4,27 12,36

NE 0,73 0,75 0,71 2,20 9,74

N 2,12 1,71 2,00 5,83 27,71

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2017

0

5

10

15

20

25


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Limite2017

18,5

3

18,6

6

18,3

5

18,0

6

18,6

0

15,8

2

1,59

1,33 1,33

12,7

4

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 jan Limite 2017

2017 - DEC Mensal

DEC Anual

*



Figura 37. FEC do Brasil.

Dados contabilizados até março de 2017 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte dos dados: ANEEL

2017 - FEC Mensal

0

4

8

12

16

20


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Limite2017

11,1

8

11,1

1

10

,53

10

,09

9,8

6

8,8

7

0,8

9

0,7

6

0,7

6

9,6

8

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 jan Limite 2017FEC Anual



GLOSSÁRIO

ACL – Ambiente de Contratação Livre

ACR – Ambiente de Contratação Regulada

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

BIG – Banco de Informações de Geração

CAG – Controle Automático de Geração

CC - Corrente Contínua

CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CEG – Código Único de Empreendimentos de Geração

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

CVaR – Conditional Value at Risk

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

GD - Geração Distribuída

GE - Garantia de Suprimento Energético

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

OC1A – Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre

OCTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

OPGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica

PCH - Pequena Central Hidrelétrica

PIE - Produtor Independente de Energia

PMO - Programa Mensal de Operação

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

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