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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 – Maio/2019

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

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

Junho / 2019


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Junho/2019

Ministério de Minas e Energia Ministro Bento Albuquerque Secretário-Executivo Marisete Fátima Dadald Pereira Secretário de Energia Elétrica Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico Guilherme Silva de Godoi Equipe Técnica Igor Souza Ribeiro (Coordenação) Bianca Maria Matos de Alencar Braga João Daniel de Andrade Cascalho Jorge Portella Duarte Marlian Leão de Oliveira Victor Protazio da Silva Apoio dos estagiários: Eduardo Vinicius Acunha Xavier Jovelino Caetano Braz Junior Juliana Oliveira do Nascimento Luis Felipe Marcelino Nolasco

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Junho / 2019

Revisão 1 – 30/08/2019



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

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

2.1. Anomalia de Precipitação no Mês – Brasil ............................................................................................................ 2

2.2. Energia Natural Afluente Armazenável ................................................................................................................. 3

2.3. Energia Armazenada ............................................................................................................................................ 5

3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................................. 8

3.1. Principais Intercâmbios Verificados ...................................................................................................................... 8

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................ 9

4.1. Consumo de Energia Elétrica ............................................................................................................................... 9

4.2. Demandas Máximas ........................................................................................................................................... 11

4.3. Demandas Máximas Mensais ............................................................................................................................. 11

5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................... 13

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................. 14

7. EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO ......................................................................................................... 15

7.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................... 15

7.2. Previsão da Expansão da Geração ..................................................................................................................... 16

7.3. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................... 17

7.4. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão .............................................. 17

7.5. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão ............................................................................................. 18

7.6. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 18

8. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................................................................... 19

8.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................... 19

8.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional........................................................... 20

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

8.4. Geração Eólica ................................................................................................................................................... 21

9. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO ........................................................................................................................ 22

10. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 23

11. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 26

11.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 26

11.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 27



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Anomalia de precipitação (mm) no mês de junho de 2019 – Brasil. .................................................................................... 2

Figura 2. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ...................................................................................................... 3

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sul. .................................................................................................................................... 3

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste. ........................................................................................................................... 4

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Norte. ................................................................................................................................. 4

Figura 6. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ............................................................................................................................ 6

Figura 7. EAR: Subsistema Sul. .......................................................................................................................................................... 6

Figura 8. EAR: Subsistema Nordeste. ................................................................................................................................................. 7

Figura 9. EAR: Subsistema Norte. ....................................................................................................................................................... 7

Figura 10. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. .................................................................................... 9

Figura 11. Demandas máximas mensais: SIN. ................................................................................................................................. 11

Figura 12. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ................................................................................ 11

Figura 13. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. ............................................................................................................... 12

Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. ..................................................................................................... 12

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte. ........................................................................................................... 12

Figura 16. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. .......................... 14

Figura 17. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. ........................................................................................ 14

Figura 18. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. ............................................................................................................ 19

Figura 19. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Norte e do Nordeste. ............................................................... 21

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

Figura 21. Evolução do CMO verificado no mês. .............................................................................................................................. 22

Figura 22. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 23

Figura 23. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 24

Figura 24. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 24

Figura 25. Encargos Setoriais: Deslocamento Hidráulico. ................................................................................................................. 24

Figura 26. Encargos Setoriais: Reserva Operativa. .......................................................................................................................... 25

Figura 27. Encargos Setoriais: Importação de energia...................................................................................................................... 25

Figura 28.Ocorrências no SEB: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 27

Figura 29. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 28

Figura 30. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 28



LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN. .................................................................................................................. 5

Tabela 2. Níveis de armazenamento nos principais reservatórios do SIN .......................................................................................... 5

Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. ...................................................................................... 9

Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo. ........................................................................................... 10

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. ............................................................................................ 10

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. ................................................................................................. 11

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil. ........................................................................ 13

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 14

Tabela 9. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ....................................................................................... 15

Tabela 10. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 16

Tabela 11. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 17

Tabela 12. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 17

Tabela 13. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 18

Tabela 14. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 18

Tabela 15. Matriz de produção de energia elétrica no SIN................................................................................................................ 20

Tabela 16. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 20

Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências. ...................................................................................... 26

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências. .............................................................................................................................. 26

Tabela 19. Evolução do DEC em 2019. ............................................................................................................................................ 27

Tabela 20. Evolução do FEC em 2019. ............................................................................................................................................. 27


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Junho/2019 1

1. SUMÁRIO EXECUTIVO

Os principais destaques relacionados à operação e à expansão do sistema elétrico apresentados nesse Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro foram:

CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS: Nos subsistemas, foram verificadas as seguintes ENAs brutas: 95% MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 151% MLT no Sul, 55% MLT no Nordeste e 86% MLT no Norte, das quais foram armazenáveis 90% MLT, 107% MLT, 54% MLT e 76% MLT, respectivamente.

Energia Armazenada: no mês de junho de 2019, observou-se replecionamento de 15,1 p.p. no reservatório equivalente do subsistema Sul e deplecionamento de 2,5 p.p. no subsistema Nordeste e de 0,04 p.p no susbsistema Norte. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste não apresentou variação.

MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA: Em maio de 2019, o consumo de energia elétrica atingiu 49.836 GWh, considerando autoprodução e perdas, valor da mesma ordem do verificado no mês anterior e cerca de 3,9% acima do verificado em maio de 2018. As classes residencial, industrial e comercial apresentaram um acréscimo de 6,0%, 0,4% e 4,1%, respectivamente, em relação ao mês de maio de 2018.

CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO: No mês de junho de 2019, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 166.633 MW, considerando a geração distribuída - GD. Em comparação ao mesmo mês do ano anterior, houve um acréscimo de 6.252 MW.

EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO: No mês de junho entraram em operação 4 km de linhas de transmissão e 1.083 MVA de capacidade de transformação. Em relação à capacidade instalada de geração, foram acrescentados 1.006 MW no mês de junho, com destaque para a entrada em operação da Unidade Geradora – UG 14 da UHE Belo Monte com 611 MW. O ano de 2019 apresenta um acumulado de expansão de 2.089 km de linhas de transmissão, de 8.948 MVA de capacidade de transformação na Rede Básica e de 3.320 MW de capacidade instalada de geração de energia elétrica.

PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: No mês de maio, as energias renováveis foram responsáveis por 91,4% do total de energia elétrica produzido no Brasil. A geração solar cresceu quase 100% nesse período.

ENCARGOS SETORIAIS: Os Encargos de Serviço de Sistema – ESS verificados em maio de 2019 foram de R$ 196,7 milhões, montante inferior ao dispendido no mês anterior (R$ 356,5 milhões).

Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro: Em junho de 2019, foram verificadas seis ocorrências no sistema elétrico brasileiro com interrupção de cargas superior a 100 MW por mais de dez minutos, totalizando 905 MW de corte de carga. Dessas, cinco foram no estado de Roraima, não interligado ao SIN, totalizando 647 MW de cargas interrompidas.

As informações apresentadas neste Boletim referem-se a dados consolidados até o dia 30 de junho de 2019, 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.



2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

Nos subsistemas, foram verificadas as seguintes ENA brutas: 95% MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 151% MLT no Sul, 55% MLT no Nordeste e 86% MLT no Norte, das quais foram armazenáveis 90% MLT, 107% MLT, 54% MLT e 76% MLT, respectivamente.

No mês de junho, as temperaturas mínimas e máximas ficaram em torno ou acima da média em todas as regiões do país. Além disso, predominou no país cenário de chuvas abaixo da média nas principais bacias do SIN. Nas bacias do rio Uruguai, do rio Jacuí e do rio Iguaçu, foram registradas precipitações significativamente abaixo da média.

2.1. Anomalia de Precipitação no Mês – Brasil

Figura 1. Anomalia de precipitação (mm) no mês de junho de 2019 – Brasil.

Os totais de precipitação por bacia hidrográfica podem ser acessados no site: http://energia1.cptec.inpe.br/ Fonte: CPTEC/INPE

http://energia1.cptec.inpe.br/



2.2. Energia Natural Afluente Armazenável

Figura 2. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sul.

Fonte dos dados: ONS

0

16.000

32.000

48.000

64.000

80.000

55.9

94

51.0

33

52.9

19

40.8

04

27.7

78

23.7

04

17.2

87

17.1

10

16.1

04

24.9

27

40.5

59

42.6

20

37.7

41

40.5

12

57.7

14

46.2

77

36.5

95

29.0

01

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2018 ENA 2019

86%

73% 78

%

76%

71%

74%

68%

84%

82%

106%

131%

90%

58% 58

%

85%

86%

93%

90%

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

MLT 65.071 69.849 67.899 53.810 39.349 32.223 25.478 20.417 19.631 23.509 31.077 47.482

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

13.1

81

6.93

4

6.68

6

5.87

6

2.94

0

4.88

0

6.17

4

4.64

0

10.3

54

14.7

97

9.75

7

5.69

4

7.38

2

6.66

9

9.04

8

6.55

4

12.6

74

11.6

15

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2018 ENA 2019


MLT 7.770 8.661 7.356 6.827 8.925 10.855 11.393 10.454 12.164 13.856 9.739 7.770

MLT

175%

82%

93%

88%

34%

47%

55%

45%

86%

109%

103%

75%

95%

77%

123%

96%

142%

107%



Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Norte.


0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.0004.

663

6.29

1

7.67

5

5.55

8

2.50

8

1.74

9

1.32

6

1.22

4

1.12

4

1.26

2

3.52

6

8.82

9

5.24

8

3.33

9

6.31

6

6.56

4

3.83

5

2.53

3

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2018 ENA 2019

36%

43%

53%

47%

35%

37%

34%

36%

37%

38%

65%

88%

38%

23%

44% 56

%

54% 54

%


MLT 13.811 14.519 14.355 11.722 7.102 4.691 3.870 3.374 3.016 3.292 5.381 9.985

MLT

0

6.000

12.000

18.000

24.000

30.000

6.14

7

16.3

42

15.8

01

16.5

02

13.5

63

6.80

6

3.49

9

2.19

4

1.67

8

1.69

3

3.32

7

11.4

64

11.9

20

14.2

90

17.9

00

15.6

83

13.9

02

7.92

0

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte

ENA 2018 ENA 2019


MLT 15.684 22.682 26.323 26.139 19.860 10.421 5.198 3.208 2.285 2.403 4.035 8.285

MLT

60%

72%

60% 63

%

68%

65%

67%

68%

73%

70%

82%

138%76

%

63%

68%

60%

70%

76%



2.3. Energia Armazenada

No mês de junho de 2019, observou-se replecionamento de 15,1 p.p. no reservatório equivalente do subsistema Sul e deplecionamento de 2,5 p.p. no subsistema Nordeste e de 0,04 p.p no susbsistema Norte. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste não apresentou variação.

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.

A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco foi efetuada conforme orientações do Grupo de Acompanhamento da Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco, coordenado pela Agência Nacional de Águas – ANA, sendo o intercâmbio de energia e as gerações eólica e térmica locais responsáveis pelo fechamento do balanço energético da região Nordeste. O nível de armazenamento ao final do mês de junho de 2019 foi de 45,2% na UHE Sobradinho e de 79,5% na UHE Três Marias.

Com relação aos principais reservatórios do SIN, que apresentaram deplecionamento em relação ao mês anterior, destacam-se os reservatórios da UHE Ilha Solteira (-17,2 p.p.) e da UHE Três Marias (-3,7 p.p.). Os reservatórios que apresentaram replecionamento, são os reservatórios da UHE Capivara (25,0 p.p.) e da UHE Itumbiara (2,9 p.p.).

Tabela 2. Níveis de armazenamento nos principais reservatórios do SIN


SubsistemaEnergia Armazenada

no Final de Maio (% EAR)

Energia Armazenada

no Final de Junho (% EAR)

Capacidade Máxima

(MWmês)

% EAR do Total

Armazenado

Sudeste/Centro-Oeste 47,2 47,2 203.285 63,1

Sul 73,4 88,5 20.581 9,9

Nordeste 57,9 55,4 51.831 19,7

Norte 73,7 73,6 15.046 7,3

TOTAL TOTAL 290.743 100,0

SERRA DA MESA TOCANTINS 43.250 22,9 22,4 -0,5

TUCURUÍ TOCANTINS 38.982 99,7 99,8 0,1

SOBRADINHO SÃO FRANCISCO 28.669 47,6 45,2 -2,4

FURNAS GRANDE 17.217 51,3 50,6 -0,8

TRÊS MARIAS SÃO FRANCISCO 15.278 83,1 79,5 -3,7

EMBORCAÇÃO PARANAÍBA 13.056 41,5 42,5 1,0

I. SOLTEIRA PARANÁ 12.828 76,1 59,0 -17,2

ITUMBIARA PARANAÍBA 12.454 44,5 47,4 2,9

NOVA PONTE ARAGUARI 10.380 43,5 44,3 0,8

CAPIVARA PARANAPANEMA 5.724 45,8 70,8 25,0

Usina BaciaVolume Útil

Máximo (hm³)

Armazenamento no

final de Maio (%)

Armazenamento no

final de Junho (%)

Evolução

Mensal (p.p.)



Figura 6. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 7. EAR: Subsistema Sul.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul

Ano 2015 Ano 2016 Ano 2017 Ano 2018 Ano 2019

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 20

.581

MW

mês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

30-06-2019: 88,5%



Figura 8. EAR: Subsistema Nordeste.

Figura 9. EAR: Subsistema Norte.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 51

.831

MW

mês


30-06-2019: 55,4%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Norte


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 15

.046

MW

mês


30-06-2019: 73,6%



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Em junho de 2019, o subsistema Norte manteve o perfil exportador, porém, diminuindo o montante para 3.787 MWmédios, valor inferior ao mês anterior (6.633 MWmédios).

O subsistema Nordeste manteve o perfil importador, diminuindo o montante para 104 MWmédios ante 2.001 MWmédios no mês anterior.

O subsistema Sul manteve o perfil importador de energia no mês de junho de 2019, com montante verificado de 375 MWmédios, ante 1.355 MWmédios em maio de 2019.

O subsistema Sudeste/Centro-Oeste manteve perfil importador do subsistema Norte, atingindo 3.683 MWmédios, ante importação de 4.632 MWmédios no mês anterior.

Devido à suspensão do fornecimento oriundo da Venezuela, o estado de Roraima está sendo abastecido pela geração térmica local desde o dia 7 de março, não tendo havido, portanto, intercâmbio internacional de energia elétrica com a Venezuela em junho.

Em relação aos intercâmbios internacionais na região Sul, no mês de junho de 2019, houve exportação de cerca de 263 MWmédios na modalidade de oportunidade para a Argentina.

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

NE

N

375

263INTERCÂMBIO

INTERNACIONAL S

RR

SE / CO

3.787

104

3.683



4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. Consumo de Energia Elétrica

Em maio de 2019, o consumo de energia elétrica atingiu 49.836 GWh, considerando autoprodução e perdas, valor da mesma ordem do verificado no mês anterior e cerca de 3,9% acima do verificado em maio de 2018. As classes residencial, industrial e comercial apresentaram um acréscimo de 6,0%, 0,9% e 4,0%, respectivamente, em relação ao mês de maio de 2018. Destaca-se que o número de consumidores industriais apresentou descontinuidade no mês de maio de 2019, em função de recadastramento da base de clientes de distribuidora de energia elétrica.

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 maio de 2019. Fonte dos dados: EPE/ONS

Figura 10. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.

Dados contabilizados até maio de 2019.

* Referência: http://epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/resenha-mensal-do-mercado-de-energia-eletrica. Considera autoprodução circulante na rede.

Mai/19

GWh

Evolução mensal

(Mai/19/Abr/19)

Evolução anual

(Mai/19/Mai/18)

Jun/17-Mai/18

(GWh)

Jun/18-Mai/19

(GWh)Evolução

Residencial 11.903 3,0% 6,0% 135.064 140.018 3,7%

Industrial 14.195 3,8% 0,9% 169.384 168.768 -0,4%

Comercial 7.772 -0,4% 4,0% 88.409 90.312 2,2%

Rural 2.323 3,5% -0,5% 28.195 29.286 3,9%

Demais classes 4.306 1,2% 4,1% 48.897 50.359 3,0%

Perdas e Diferenças 9.337 -9,4% 7,2% 110.872 116.031 4,7%

Total 49.836 0,0% 3,9% 580.822 594.774 2,4%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

23,9%

28,5%15,6%4,7%8,6%

18,7%

Consumo de Energia Elétrica em Maio/2019

Residencial Industrial Comercial

Rural Demais classes Perdas e Diferenças

23,5%

28,4%15,2%4,9%8,5%

19,5%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

*

**

http://epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/resenha-mensal-do-mercado-de-energia-eletrica



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 maio de 2019.

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 maio de 2019. Fonte dos dados: EPE

Mai/19

kWh/NU

Evolução mensal

(Mai/19/Abr/19)

Evolução anual

(Mai/19/Mai/18)

Jun/17-Mai/18

(kWh/NU)

Jun/18-Mai/19

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 164 3,1% 4,4% 157,8 161,2 2,1%

Consumo médio industrial 29.492 11,4% 10,0% 26.914 29.220 8,6%

Consumo médio comercial 1.331 -1,4% 3,0% 1.274 1.289 1,2%

Consumo médio rural 517 4,5% -0,2% 522 543 4,2%

Consumo médio demais classes 5.544 2,5% 4,6% 5.222 5.403 3,5%

Consumo médio total 482 2,6% 1,9% 472 475 0,6%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

Mai/18 Mai/19

Residencial (NUCR) 71.333.482 72.401.330 1,5%

Industrial (NUCI) 524.458 481.316 -8,2%

Comercial (NUCC) 5.783.007 5.837.210 0,9%

Rural (NUCR) 4.504.766 4.492.332 -0,3%

Demais classes 780.275 776.696 -0,5%

Total (NUCT) 82.925.988 83.988.884 1,3%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

*

*



4.2. Demandas Máximas

Em junho de 2019, não foi registrado recorde de demanda máxima no SIN e nos subsistemas.

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


4.3. Demandas Máximas Mensais

Figura 11. Demandas máximas mensais: SIN.

Figura 12. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.


Subsistema

26/06/2019 - 18h19 12/06/2019 - 18h22 04/06/2019 - 14h29 04/06/2019 - 14h27 12/06/2019 - 18h25

01/02/2019 - 14h41 31/01/2019 - 14h15 20/03/2019 - 14h30 30/04/2019 - 01h08 30/01/2019 - 15h50

SIN

73.600

90.52513.307

NE N

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

43.830

53.199

14.191 11.864

SE/CO S

18.936

6.566

6.836

0

30.000

60.000

90.000

120.000

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

81.0

66

85.6

99

83.6

94

78.1

25

73.7

19

73.9

57

72.2

40

73.1

43

76.0

31

79.7

75

78.9

04

79.0

47

84.1

19

81.9

37

84.4

93

78.5

04

73.2

53

73.2

53

73.3

57

73.1

33

78.0

22

78.4

69

81.3

88

84.9

13

90.5

25

89.6

99

83.3

58

82.0

43

77.8

61

73.6

00

De

ma

nd

a (M

W)

Sistema Interligado Nacional

2017 2018 2019

Recorde: 90.525 MW em jan/2019

Rec

ord

e

0

15.000

30.000

45.000

60.000

75.000


48.8

02

50.6

58

49.8

94

46.2

35

42.9

71

43.9

47

42.3

05

42.9

72

44.9

88

47.5

28

46.4

78

46.5

01

50.8

53

47.8

90

50.0

27

46.2

75

43.5

15

43.5

15

43.3

54

43.4

32

46.3

32

47.1

36

47.5

74

42.1

21

53.1

43

53.1

99

49.7

03

48.6

62

44.8

08

43.8

30

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

2017 2018 2019

Recorde: 53.199 MW em fev/2019

Rec

ord

e



Figura 13. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.

Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte.


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000


16.5

06

17.6

23

16.6

90

14.3

57

13.4

88

13.9

43

14.3

46

13.9

80

14.7

03

14.6

69

15.2

99

16.4

89

16.0

89

16.8

31

16.4

68

15.9

14

14.2

58

14.2

58

14.3

44

14.0

33

13.8

45

14.3

14

16.2

13

17.3

46

18.9

36

18.2

11

16.3

17

16.2

57

14.4

86

14.1

91

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Sul

2017 2018 2019

Recorde: 18.936 MW em jan/2019

Rec

ord

e

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


12.3

36

12.6

08

12.6

92

12.5

76

12.4

97

11.7

57

11.1

38

11.5

25

11.4

69

12.5

21

12.6

06

12.9

05

12.3

94

12.5

00

12.6

57

12.4

93

11.5

33

11.5

33

11.5

78

11.8

98

12.1

65

12.9

41

12.7

68

12.3

77

12.9

13

13.2

43

13.3

07

13.2

12

12.5

22

11.8

64

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2017 2018 2019

Rec

ord

e

Recorde: 13.307 MW em mar/2019

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000


5.98

4

6.07

2

6.31

0

6.44

2

6.74

8

6.59

3

6.17

7

6.60

5

6.55

7

6.51

0

6.51

0

6.58

8

6.22

4

6.22

4

6.64

1

6.29

5

6.20

0

6.20

0

5.96

8

6.24

9

6.49

1

6.44

3

6.35

0

6.06

7

6.19

9

6.33

1

6.44

4

6.83

6

6.61

6

6.56

6

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Norte

2017 2018 2019

Rec

ord

e

Recorde: 6.836 MW em abr/2019



5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de junho de 2019, a capacidade instalada total* de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 166.633 MW, considerando a geração distribuída - GD. Em comparação ao mesmo mês do ano anterior, houve um acréscimo de 6.252 MW, sendo 3.728 MW de geração de fonte hidráulica, 2.143 MW de fonte eólica e 1.420 MW de fonte solar. Ao mesmo tempo, houve um decréscimo de 1.039 MW de fontes térmicas, que inclui o descomissionamento da UTE Presidente Médici, movida a carvão. A geração distribuída fechou o mês de junho de 2019 com 1.061 MW instalados em 86.962 unidades, representando 0,6% da matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica.

As fontes renováveis representaram 83,9% da capacidade instalada de geração de energia elétrica brasileira em junho de 2019 (Hidráulica + Biomassa + Eólica + Solar).

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

* 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 às 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. São incluídas na

matriz de capacidade instalada algumas 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 uma Central Geradora Undi-Elétrica - CGU (50 kW).

*** Inclui outras fontes fósseis (69 MW).

Fonte dos dados: ANEEL e MME (Dados BIG e GD do site da ANEEL – 02/07/2019)

Jun/2018

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Instalada

Hidráulica 102.228 1.438 105.956 64,0% 3,6%

UHE 96.406 217 99.923 60,3% 3,6%

PCH + CGH 5.779 1.131 5.947 3,6% 2,9%

CGH GD 44 90 86 0,1% 95,7%

Térmica 43.620 3.189 42.581 25,7% -2,4%

Gás Natural 13.000 167 13.354 8,1% 2,7%

Biomassa 14.657 567 14.879 9,0% 1,5%

Petróleo 9.928 2.260 8.991 5,4% -9,4%

Carvão 3.718 22 3.252 2,0% -12,5%

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

Outros 297 4 69 0,0% -77,0%

Térmica GD 30 167 46 0,0% 55,8%

Eólica 12.931 671 15.074 9,1% 16,6%

Eólica (não GD) 12.921 614 15.064 9,1% 16,6%

Eólica GD 10 57 10,314 0,0% 0,0%

Solar 1.602 89.122 3.022 1,8% 88,7%

Solar (não GD) 1.307 2.474 2.103 1,3% 60,9%

Solar GD 294 86.648 918 0,6% 212,0%

Capacidade Total sem GD 160.003 7.458 165.572 99,4% 3,5%

Geração Distribuída - GD 378 86.962 1.061 0,6% 180,4%

Capacidade Total - Brasil 160.381 94.420 166.633 100,0% 3,9%

Jun/2019

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

Jun/2019 - Jun/2018

***

**

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



Figura 16. 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

Em junho de 2019, o Sistema Elétrico Brasileiro atingiu 147.633 km de linhas de transmissão, das quais a participação do sistema de 230 kV representa 40% do total e o de 500 kV representa 35% do total.

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

Hidráulica 64,0%

Gás Natural 8,0%

Biomassa 9,0%

Petróleo 5,0%

Carvão 2,0%Nuclear 1,2%

Outros <0,1%

Térmica GD <0,1%

Eólica 9,1%

Solar 1,7%

Térmica 25,2%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Jun/2019

23040,0%

3457,0%440

4,6%

50035,1%

600 (CC)8,7%

7501,8%

800 (CC)2,8%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB (kV) - Jun/2019

*

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

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 59.097 40,0%

345 10.319 7,0%

440 6.758 4,6%

500 51.791 35,1%

600 (CC) 12.816 8,7%

750 2.683 1,8%

800 (CC) 4.168 2,8%

Total SEB 147.633 100,0%



7. EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO

7.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração

Em junho de 2019 foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro 1.006 MW de geração:

UHE Belo Monte - UG: 14, de 611,11 MW, no Pará. CEG: UHE.PH.PA.030354-2.01;

PCH Coração - UGs: 1 e 2, total de 4,6 MW, em Santa Catarina. CEG: PCH.PH.SC.032516-3.01;

PCH Vila Galupo - UGs: 1 e 2, total de 5,67 MW, no Paraná. CEG: PCH.PH.PR.037822-4.01;

CGH Ouro Branco - UGs: 1 e 2, total de 4 MW, no Paraná. CEG: PCH.PH.PR.034015-4.02;

UFV Fazenda Esmeralda - UGs: 1 e 13, total de 4 MW, em Pernambuco. CEG: UFV.RS.PE.034305-6.01;

UTE Pampa Sul - UG: 1, de 345 MW, no Rio Grande do Sul. CEG: UTE.CM.RS.032282-2.01;

UTE Esplanada (ex Jales Machado) - UG: 3, de 25 MW, em Goiás. CEG: UTE.AI.GO.028112-3.01;

UTE Calama - BBF RO - UGs: 1 a 5, total de 1,694 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.037416-8.01;

UTE Conceição da Galera – BBF RO - UGs: 1 a 7, total de 0,198 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034417-6.01;

UTE Demarcação – BBF RO - UGs: 1 a 5, total de 0,286 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034418-4.01;

UTE Maici – BBF RO - UGs: 1 a 4, total de 0,077 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034419-2.01;

UTE Nazaré – BBF RO - UGs: 1 a 4, total de 0,742 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034420-6.01;

UTE Pedras Negras – BBF RO - UGs: 1 a 8, total de 0,232 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034423-0.01;

UTE Rolim de Moura do Guaporé – BBF RO - UGs: 1 a 6, total de 0,662 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034423-0.01;

UTE Santa Catarina – BBF RO - UGs: 1 a 5, total de 0,234 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034421-4.01;

UTE São Carlos – BBF RO - UGs: 1 a 5, total de 1,682 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034422-2.01;

UTE Surpresa – BBF RO - UGs: 1 a 4, total de 0,66 MW, em Rondônia. CEG: UTE.PE.RO.034425-7.01.

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

* 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. Desta forma, a geração distribuída não é

contemplada nesta seção. Fonte dos dados: MME / SEE

Térmica GD 0,00 0,00

TOTAL 1005,85 3320,21

Outros 0,00 0,00

Petróleo 6,47 6,47

Gás Natural 0,00 0,00

Nuclear 0,00 0,00

Biomassa 25,00 109,93

Carvão 345,00 345,00

Solar GD 0,00 0,00

Térmica 376,47 461,40

Solar 4,00 290,00

Solar (não GD) 4,00 290,00

PCH + CGH 14,27 107,10

UHE 611,11 1772,41

Hidráulica 625,38 1879,51

CGH GD 0,00 0,00

Eólica (não GD) 0,00 689,30

Eólica GD 0,00 0,00

Fonte Realizado em Jun/2019 (MW) Acumulado em 2019 (MW)

Eólica 0,00 689,30

*



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 nas reuniões do Grupo de Monitoramento da Expansão da Geração, coordenada pela

SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE. Desta forma, a geração distribuída não é contemplada nesta seção.

Fonte dos dados: MME / SEE

TOTAL 2742,95 3020,52 2773,38

Petróleo 0,00 0,00 286,16

Térmica GD 0,00 0,00 0,00

Nuclear 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00

Carvão 0,00 0,00 0,00

Gás Natural 0,00 1515,64 1304,51

Térmica 25,00 1651,54 1689,17

Biomassa 25,00 135,90 98,50

Solar (não GD) 217,91 184,86 835,32

Solar GD 0,00 0,00 0,00

UHE 2335,21 647,11 0,00

Solar 217,91 184,86 835,32

CGH GD 0,00 0,00 0,00

PCH + CGH 12,83 219,62 179,90

Eólica GD 0,00 0,00 0,00

Hidráulica 2348,04 866,73 179,90

Eólica 152,00 317,40 69,00

Eólica (não GD) 152,00 317,40 69,00

Fonte Previsão ACR 2019 (MW) Previsão ACR 2020 (MW) Previsão ACR 2021 (MW)

*



7.3. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de junho entraram em operação 4 km de empreendimentos de linhas de transmissão no SIN na seguinte instalação:

Seccionamento LT 230 kV Cascavel /Foz do Iguaçu Norte C1 na SE Medianeira Norte, com 4 km de extensão, da COPEL-GT, no Paraná.

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. Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS

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

Em relação à expansão da capacidade instalada de transformação nas subestações, no mês de junho de 2019 foram

adicionados 1.083 MVA ao sistema de transmissão, com a entrada em operação dos seguintes equipamentos:

TR3 500/230 kV – 300 MVA, na SE Ibicoara (CHESF), na Bahia;

TR1 230/69 kV – 83 MVA, na SE Garibaldi 1 (CEEE GT), no Rio Grande do Sul;

TR1 e TR2 230/138 kV- 150 MVA cada, na SE Medianeira Norte (COPEL GT), no Paraná;

TR3 e TR4 230/138 kV- 150 MVA cada, na SE Jorge Teixeira (AMAZONAS GT), no Amazonas;

TR2 230/138 kV – 100 MVA, na SE Teixeira de Freitas II (CHESF), na Bahia.

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

Fonte dos dados: MME / ANEEL / NOS

No mês de junho de 2019, foi incorporado ao SIN um equipamento de compensação de potência reativa:

CS1 230 kV +110/ -55 Mvar, na SE Rurópolis, no Pará.


230

345

440

500

600 (CC)

750

800 (CC)

TOTAL

0,00,0

Realizado em Jun/19 (km) Acumulado em 2019 (km)

4,0 659,4

0,0

0,0

4,0

2,0

1.428,0

0,0

2.089,4

0,0

0,0

0,0

0,0 0,0


230

345

440

500

750

TOTAL 1.083 8.948

Realizado em Jun/19 (MVA) Acumulado em 2019 (MVA)

0

300

0

0

783

1.650

4.200

600

0

2.498

*

*



7.5. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão

Na expansão de novas linhas de transmissão, destaca-se a previsão de entrada em operação em 2019 da LT CC 800 kV Xingu – Terminal Rio, que corresponde ao 2º bipolo de transmissão para o escoamento da energia gerada na região Norte e pela UHE Belo Monte, podendo transmitir até 4.000 MW.

No caso da expansão da capacidade instalada de transformação destaca-se, também para 2019, a previsão da entrada da subestação Fernão Dias (2.400 MVA) em São Paulo, para reforço do sistema de transmissão do Sudeste.

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 nas reuniões do Grupo de Monitoramento da Expansão da

Transmissão, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

Classe de Tensão (kV) Previsão 2019 Previsão 2020 Previsão 2021

230 618,5 1.151,6 1.273,6

345 0,0 109,0 224,0

440 0,0 0,0 151,0

500 2.171,8 1.983,2 4.036,2

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

750 0,0 0,0 0,0

800 (CC) 5.168,7 0,0 0,0

TOTAL 7.959,0 3.243,8 5.684,8

Classe de Tensão (kV) Previsão 2019 Previsão 2020 Previsão 2021

230 2.677,0 3.053,0 6.074,0

345 1.600,0 1.600,0 1.550,0

440 450,0 300,0 1.400,0

500 5.110,0 5.094,0 15.670,0

750 0,0 0,0 0,0

TOTAL 9.837,0 10.047,0 24.694,0

*

*



8. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

8.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

No mês de maio de 2019, a geração hidráulica correspondeu a 76,2% do total gerado no país, valor 3,4 p.p. inferior ao verificado no mês anterior. A participação da geração eólica na matriz de produção de energia elétrica do Brasil em maio representou 8,1%, valor 2,6 p.p. superior ao verificado no mês anterior. Já a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, representou 15,0%, valor 0,8 p.p. superior ao verificado no mês anterior.

As fontes renováveis representaram 91,4% da matriz de produção de energia elétrica brasileira em maio de 2019 (Hidráulica + Biomassa + Eólica + Solar).

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

* 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 não foi considerada a informação da geração hidráulica dos sistemas isolados, em função da não disponibilização desta informação pelos agentes à CCEE até o fechamento deste Boletim. Dados contabilizados até maio de 2019. Fonte dos dados: CCEE

Hidráulica 76,2%

Gás 4,0%

Carvão 1,5%

Petróleo 1,6%

Nuclear 1,5%

Biomassa 6,4%

Eólica 8,1%

Solar 0,7%

Térmica 15,0%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Maio/2019

**



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

Nos últimos 12 meses, comparativamente ao mesmo período anterior, verifica-se uma redução de 13,9% na

produção de energia elétrica por fontes térmicas, sobretudo as relacionadas a combustíveis fósseis e a carvão. A geração

solar cresceu quase 100% nesse período.

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. Na geração hidráulica está incluída a produção da UHE Itaipu destinada ao Brasil. Dados contabilizados até maio de 2019. Fonte dos dados: CCEE

8.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

O aumento expressivo da geração a gás nos Sistemas Isolados se deve à entrada em operação, em abril de 2019, da UTE Coari no Amazonas.

Tabela 16. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.

Para os meses de abril/2018 a maio/2019, a informação do montante de geração hidráulica dos sistemas isolados não foi disponibilizada pelos agentes à CCEE até o fechamento deste Boletim (PCH Jatapú). Destaca-se que estas informações referentes aos sistemas isolados passaram a ser disponibilizadas ao MME pela CCEE, e não mais pela Eletrobras, em atendimento ao disposto no Decreto nº 9.047/2017. Dados contabilizados até maio de 2019. Fonte dos dados: CCEE

Mai/18

(GWh)

Abr/19

(GWh)

Mai/19

(GWh)

Evolução mensal

(Mai/19 / Abr/19)

Evolução anual

(Mai/19 / Mai/18)

Jun/17-Mai/18

(GWh)

Jun/18-Mai/19

(GWh)Evolução

Hidráulica 32.827 37.440 36.129 -3,5% 10,1% 388.984 409.485 5,3%

Térmica 8.403 6.558 7.003 6,8% -16,7% 114.697 98.753 -13,9%

Gás 2.610 1.921 1.875 -2,4% -28,2% 47.835 37.812 -21,0%

Carvão 865 832 721 -13,3% -16,6% 12.963 10.210 -21,2%

Petróleo * 441 628 436 -30,6% -1,2% 10.605 7.219 -31,9%

Nuclear 1.370 976 707 -27,6% -48,4% 13.718 14.290 4,2%

Outros 244 255 228 -10,7% -6,7% 3.090 2.899 -6,2%

Biomassa 2.874 1.946 3.038 56,1% 5,7% 26.485 26.323 -0,6%

Eólica 3.573 2.596 3.852 48,4% 7,8% 42.557 48.489 13,9%

Solar 238 344 357 3,9% 49,8% 1.985 3.913 97,2%

TOTAL 45.041 46.938 47.341 0,9% 5,1% 548.223 560.640 2,3%

Valor mensal Acumulado 12 meses

Fonte

Mai/18

(GWh)

Abr/19

(GWh)

Mai/19

(GWh)

Evolução mensal

(Mai/19 / Abr/19)

Evolução anual

(Mai/19 / Mai/18)

Jun/17-Mai/18

(GWh)

Jun/18-Mai/19

(GWh)Evolução

Gás 5 6 10 62,2% 125,9% 54 63 16,2%

Petróleo * 219 332 312 -5,8% 42,6% 2.839 3.296 16,1%

Biomassa 4 5 5 -3,0% 4,1% 43 48 11,6%

TOTAL 228 343 327 -4,7% 43,3% 2.936 3.407 16,0%

Fonte Térmica

Valor mensal Acumulado 12 meses

**



8.4. Geração Eólica

No mês de maio de 2019, o fator de capacidade médio das usinas eólicas das regiões Norte e Nordeste cresceu 13,4 p.p. com relação ao mês anterior, atingindo 35,7%, com total de 4.613 MWmédios de geração verificada no mês. O fator de capacidade médio da geração eólica na região Nordeste dos últimos 12 meses atingiu 40,7%, o que indica decréscimo de 1,2 p.p. em relação ao verificado no mesmo período anterior.

O fator de capacidade médio das usinas eólicas do Sul em maio de 2019 decresceu 1,5 p.p. em relação ao mês anterior, atingindo 27,6%, com total de geração verificada no mês de 564 MWmédios. O fator de capacidade médio da geração eólica na região Sul dos últimos 12 meses atingiu 32,6%, o que indica decréscimo de 0,7 p.p. em relação ao verificado no mesmo período anterior .

Figura 19. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Norte e do Nordeste.

Figura 20. 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. Revogações e Suspensões de Operação Comercial de Unidades Geradoras são abatidas da Capacidade Instalada apresentada. ** Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.

Dados contabilizados até maio de 2019. Fonte dos dados: CCEE

0

2.800

5.600

8.400

11.200

14.000

jun

/17

jul/1

7

ago/

17

set/1

7

out/1

7

nov/

17

dez/

17

jan

/18

fev/

18

mar

/18

abr/

18

mai

/18

jun

/18

jul/1

8

ago/

18

set/1

8

out/1

8

nov/

18

dez/

18

jan

/19

fev/

19

mar

/19

abr/

19

mai

/19

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Regiões Norte e Nordeste

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de:

Jun/2018 a Mai/2019 = 40,7%

Jun/2017 a Mai/2018 = 41,9%

0

600

1.200

1.800

2.400

3.000

jun

/17

jul/1

7

ago/

17

set/1

7

out/1

7

nov/

17

dez/

17

jan

/18

fev/

18

mar

/18

abr/

18

mai

/18

jun

/18

jul/1

8

ago/

18

set/1

8

out/1

8

nov/

18

dez/

18

jan

/19

fev/

19

mar

/19

abr/

19

mai

/19

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:

Jun/2018 a Mai/2019 = 32,6%

Jun/2017 a Mai/2018 = 33,3%

*



9. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO

Os Custos Marginais de Operação – CMOs médios semanais variaram entre R$ 0,00 / MWh e R$ 164,20 / MWh em todos os subsistemas. Em todas as semanas operativas do mês de junho, com exceção da primeira, os CMOs de todos os subsistemas mantiveram-se equalizados.

Figura 21. Evolução do CMO verificado no mês.


0

110

220

330

440

550

01/06-07/06/2019 08/06-14/06/2019 15/06-21/06/2019 22/06-28/06/2019 29/06-05/07/2019

0,0

0,0 69

,7

122,

4

164,

2

0,0

0,0 69,7

122,

4

164,2

0,0

0,0 69

,7

122,

4

164,

2

0,0

0,0 69

,7

122,4

164,

2

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO

CMO SE/CO CMO S CMO NE CMO N



10. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em maio de 2019 foi de R$ 196,7 milhões, montante inferior ao dispendido no mês anterior (R$ 356,5 milhões).

O total de encargos pagos no mês é composto por R$ 95,4 milhões referentes ao encargo ‘Restrição de Operação’, que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; por R$ 24,2 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 R$ 77,1 milhões do encargo por ‘Reserva Operativa’, que está relacionado à prestação do serviço ancilar de despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa, com vistas a minimizar o custo operacional total do sistema elétrico na respectiva semana operativa e respeitar as restrições para que o nível de segurança requerido seja atendido. Em maio de 2019 não houve cobrança dos seguintes encargos: Encargo sobre importação de energia, que está relacionado aos custos recuperados por meio dos encargos associados à importação de energia elétrica, normatizados pela Portaria MME nº 339/2018; encargo por Deslocamento Hidráulico, que está relacionado ao ressarcimento às usinas hidrelétricas devido à redução da geração motivada pelo acionamento de térmicas fora da ordem de mérito de custo ou pela importação de energia elétrica; e encargo 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.

Figura 22. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.

0

100.000

200.000

300.000


64.8

06

114.

851

50.0

39

36.7

42

268.

691

139.

130

78.9

42

48.7

74

43.8

79

18.3

58

34.4

19

65.4

05

90.1

79

121.

424

71.3

75

134.

426

175.

584

228.

463

45.9

04

31.5

22

37.1

51

114.

262

111.

363

164.

683

77.4

17

62.5

92

102.

482

108.

235

95.3

64

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Restrição de Operação

2017 2018 2019



Figura 23. Encargos Setoriais: Segurança Energética.

Figura 24. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.

Figura 25. Encargos Setoriais: Deslocamento Hidráulico.

0

100.000

200.000

300.000


152.

703

72.3

17

110.

963

7.96

4

10.4

01

53.6

07

8.36

3

0 0 570

30.8

80

49.9

36

69.2

77

123.

286

203.

463

195.

373

11.8

72

0 0 0 220.

071

5.25

9

0 00 53.2

44

0 0 0

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Segurança Energética

2017 2018 2019

0

25.000

50.000

75.000


7.91

7

7.83

3

10.2

20

15.8

29

22.1

12

19.5

20

24.6

22

26.2

51

28.0

99

58.3

60

60.0

89

57.9

56

54.6

13

57.1

85

56.2

76

60.7

89

65.0

36

63.1

63

63.0

81

59.0

23

58.6

97

53.7

54

53.0

33

57.8

32

16.3

95

18.0

11

21.9

21

21.6

99

24.2

17

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Serviços Ancilares

2017 2018 2019

0

15.000

30.000

45.000


4.55

3

2.26

4

805

24 0 0 0 0 2.18

3

0 0 0

31.1

11

0 0 0

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Deslocamento Hidráulico

2018 2019

0



Figura 26. Encargos Setoriais: Reserva Operativa.

Figura 27. Encargos Setoriais: Importação de energia.

Dados contabilizados / recontabilizados até maio de 2019. Fonte dos dados: CCEE

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000


0 0 0 0 0 0 0 0 0

37.0

28

35.5

11

177.

877

133.

541

126.

427

132.

549

226.

590

77.1

45

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Reserva Operativa

2018 2019

0

1.000

2.000

3.000

4.000


0 1.11

9

1 0 0

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Importação de energia

2019



11. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de junho de 2019, foram verificadas seis seis ocorrências no sistema elétrico brasileiro com interrupção de cargas superior a 100 MW por mais de dez minutos, totalizando 905 MW de corte de carga. Dessas, cinco foram no estado de Roraima, não interligado ao SIN, totalizando 647 MW de cargas interrompidas. Destacados abaixo um desligamento na região Nordeste:

Dia 25 de junho, às 08h33min: Desligamento automático do barramento de 69 kV da SE Fortaleza, ocasionando o desligamento de todos os equipamentos conectados ao setor de 69 kV desta subestação. Houve interrupção de 258,1 MW de cargas no Ceará. Causa: curto-circuito inicialmente bifásico, evoluindo para trifásico.

11.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

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

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez2019

Jan-Jun

2018

Jan-Jun

SIN** 0 0 0 0 0 0 0 23.183

S 0 146 0 0 0 0 146 0

SE/CO 1.677 355 124 621 0 0 2.777 1.057

NE 337 0 428 285 0 258 1.308 746

N 153 0 134 312 657 0 1.256 653

Isolados 827 783 481 347 1.241 647 4.326 2.817

TOTAL 2.994 1.283 1.167 1.565 1.898 905 0 0 0 0 0 0 9.812 28.456

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez2019

Jan-Jun

2018

Jan-Jun

SIN** 0 0 0 0 0 0 0 2

S 0 1 0 0 0 0 1 0

SE/CO 3 2 1 3 0 0 9 4

NE 2 0 2 1 0 1 6 4

N 1 0 1 2 3 0 7 3

Isolados 6 6 3 2 10 5 32 21

TOTAL 12 9 7 8 13 6 0 0 0 0 0 0 55 34

Número de Ocorrências

*



Figura 28.Ocorrências no SEB: montante de carga interrompida e número de ocorrências.

* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 min para ocorrências no SIN e corte de carga ≥ 100 MW nos sistemas isolados.

** Perda de carga simultânea em mais de uma região. Fonte dos dados: ONS / EDRR / Eletronorte

11.2. Indicadores de Continuidade

Tabela 19. Evolução do DEC em 2019.

Tabela 20. Evolução do FEC em 2019.

*Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST. **Nos valores de DEC e FEC acumulados são ajustadas as variações mensais do número de unidades consumidoras.

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000

18.000

21.000

24.000


2.97

8 1.11

6

22.8

79

310 66

0

724

1.74

9

1.76

9

2.65

5

3.56

3

1.29

0

756

2.99

4 1.28

3

1.16

7

1.56

5

1.89

8

905

Mo

nta

nte

de

ca

rga

inte

rro

mp

ida

(MW

)

Ocorrências no SEB

2018 2019

36

14

2

36

15

12

23

11

9

5

12

9

7

8

13

6

0

4

8

12

16

20

24

28

Nú

me

ro d

e O

co

rrê

nci

as

2018 2019

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,47 1,36 1,28 1,01 0,88 6,00 12,47

S 1,65 1,07 0,94 0,83 0,86 5,36 10,59

SE 1,06 0,99 0,84 0,62 0,55 4,07 8,61

CO 2,28 1,93 1,66 1,28 0,94 8,11 14,32

NE 1,48 1,66 1,79 1,37 1,08 7,39 14,33

N 2,87 2,61 2,53 2,30 2,30 12,61 33,40

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2019

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 0,74 0,63 0,62 0,53 0,47 3,00 9,21

S 0,88 0,62 0,56 0,50 0,52 3,08 8,21

SE 0,59 0,48 0,44 0,36 0,30 2,18 6,38

CO 1,02 0,76 0,75 0,78 0,50 3,81 11,29

NE 0,62 0,65 0,71 0,58 0,47 3,04 9,24

N 1,53 1,40 1,44 1,32 1,48 7,18 28,22

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2019

*



Figura 29. DEC do Brasil.

Figura 30. FEC do Brasil.

Dados contabilizados até maio de 2019 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte dos dados: ANEEL

1,472,83

4,125,13

6,00

2019 - DEC Acumulado

0

5

10

15

20

25


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Limite2019

18

,66

18

,35

18

,06

18

,60

15

,82

14

,36

12

,59

12

,47

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Limite 2019

2019 - DEC Mensal

DEC AnualDEC Anual

0

3

6

9

12

15


2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Limite2019

11,1

1

10

,53

10

,09

9,8

6

8,8

7

8,2

0

7,0

5

1,99

9,2

2

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Limite 2019

0,74 1,37

2,533,00

2019 - FEC Mensal 2019 - FEC Acumulado

FEC Anual

Copiar gráfico



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

CGH – Central Geradora Hidrelétrica

CMO – Custo Marginal de Operação

CO - Centro-Oeste

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

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

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

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

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

ministÉrio de minas e energia secretaria de energia … · 11.1. ocorrências no sistema elétrico...

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