monitoramento do sistema elétrico brasileiro boletim de … · boletim de dezembro/2010....

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 31 de dezembro de 2010, exceto quando indicado.

Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro

Boletim de Dezembro/2010




Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro 2

SUMÁRIO

1. Sinopse Gerencial 4

1.1. Hidrologia 4

1.2. Expansão da Transmissão 4

1.3. Expansão da Geração 5

1.4. Exportação/Devolução de Energia Elétrica – Conversoras de Rivera, Garabi I e II 6

2. Hidrologia 7

2.1. Energia Natural Afluente – ENA Armazenável 7

2.2. Recursos Hídricos – Reservatórios Equivalentes 10

2.3. Energia Armazenada – EAR nas Regiões do Sistema Interligado 12

3. Intercâmbios Verificados entre Regiões 13

4. Mercado Consumidor de Energia Elétrica 14

4.1. Brasil – Consumo de Energia Elétrica Total 14

4.2. Brasil – Consumo de Energia Elétrica 15

4.3. Demandas Máximas nas Regiões Interligadas (MW) 15

4.4. Demandas Máximas nas Regiões Interligadas (MW) – Quinta - Feira 16

4.5. Produção de Energia Elétrica por Fonte – Sistemas Isolados 17

4.6. Produção de Energia Elétrica por Fonte – Sistema Interligado 17

4.7. Fator de Capacidade das Usinas Eólicas 18

5. Encargos Setoriais 19

6. Consumo de Combustíveis 21

6.1. Geração a Base de Carvão – SIN 21

6.2. Consumo de Combustíveis nos Sistemas Isolados 22

7. Matriz de Energia Elétrica Brasileira 25

7.1. Capacidade Instalada 25

7.2. Capacidade Instalada e Contratos de Importação 26





8. Expansão Realizada 27

8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos em 2010 – Geração (MW) 27

8.2. Expansão de Linhas de Transmissão (km) em 2010 27

8.3. Expansão da Capacidade de Transformação (MVA) em 2010 27

9. Expansão em Implantação 28

9.1. Empreendimentos em Implantação - Geração (MW) 28

9.2. Linhas de Transmissão em Implantação – Expansão (km) 28

10. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro 29

10.1 . Ocorrências no Sistema Interligado Nacional – 2010 29

10.2 . Ocorrências nos Sistemas Isolados – 2010 29

10.3 . Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro – SEB 30

Glossário 31





1- SINOPSE GERENCIAL

1.1- Hidrologia

Do ponto de vista da hidrologia, dezembro foi um mês desfavorável para as regiões Sudeste/Centro-Oeste, Norte e Nordeste, com precipitações insuficientes na bacia do Paranaíba, abaixo da média no trecho entre Três Marias e Sobradinho na bacia do São Francisco e abaixo da média também no Tocantins. Somente em 25 de dezembro foi possível a entrada de quatro unidades geradoras da etapa 2 da UHE Tucuruí, quando a cota do reservatório atingiu 60,5 m, correspondendo a 23,5 % V.U. As chuvas foram favoráveis, entretanto, na bacia do Paranapanema, que é uma bacia de transição do Sudeste para o Sul.

A região SE/CO apresentou em dezembro o 30º maior valor de ENA do histórico de 80 anos – 106 % (43.476 MW médios). Para a região Nordeste, a ENA verificada em dezembro correspondeu ao 50º valor do histórico de 80 anos, ou seja, 88 % (9.051 MW médios). Permaneceu abaixo da média a ENA da região Norte, com o 47˚ maior valor de ENA do histórico dos meses de dezembro – 82 % (3.869 MW médios).

A região Sul apresentou situação oposta: precipitações verificadas muito acima da média nas bacias dos rios Iguaçu e Uruguai e acima da média na bacia do rio Jacuí, elevaram significativamente o nível dos reservatórios. O armazenamento equivalente passou de 40,4 % EAR máxima para 72,2 % EAR máxima, do final do mês de novembro para o final de dezembro de 2010, apresentando uma elevação de 31,8 pontos percentuais. Em novembro, esta região apresentou 61 % MLT – 5.064 MW médios de energia natural afluente (ENA). Em dezembro, a ENA bruta foi de 229 % MLT – 14.927 MW médios (o 4º maior valor de ENA do histórico de 80 anos), com 220 % MLT totalmente armazenável, demonstrando que mesmo com este volume de vazões os reservatórios estavam bastante vazios e puderam acomodar a água que estava chegando.

Os valores de Energia Natural Afluente (ENA) acima discriminados referem-se a valores de ENA bruta, podendo haver parcela não armazenável.

1.2- Expansão da Transmissão

No mês de dezembro foram concluídas e incorporadas ao Sistema Interligado Nacional – SIN as seguintes Linhas de Transmissão:

LT 500 kV São João do Piauí / Milagres C.1, com 400 km, da Iracema;

LT 500 kV Ribeiro Gonçalves / São João do Piauí C.2, com 353 km, da IENNE;

LT 500 kV Colinas / Ribeiro Gonçalves C.2, com 367 km, da IENNE;

LT 230 kV Brasnorte / Juba C.1 e C.2, com 232 km cada, da EBTE TRA.

Foram instalados seis novos transformadores no SIN:

4º transformador 230/69 kV - 150 MVA na SE Utinga (Eletronorte), no PA;

1º, 2º e 3º transformadores 230/138 kV – (3 x 150 MVA) na Scharlau 2 (IE Sul), no RS;

3º transformador 230/69 kV - 50 MVA na SE Cícero Dantas (CHESF), na BA;

4º transformador 230/69 kV - 100 MVA na SE Tomba (Afluente), na BA.

Foram incorporados ao SIN os seguintes equipamentos:

2 Reatores (500 kV - 180 MVAr cada) na SE São João do Piauí (1º da IENNE e 2º da IRACEMA), no PI;

3 Reatores (500 kV - 180 MVAr cada) na SE Ribeiro Gonçalves (IENNE), no PI;





Capacitor Série (500 kV - 462 MVAr) na SE Ribeiro Gonçalves (IENNE), no PI;

Capacitor Série (500 kV - 425 MVAr) na SE Ribeiro Gonçalves (IENNE), no PI;

Reator (500 kV - 180 MVAr) na SE Milagres (Iracema), no CE;

2 Reatores (230 kV - 20 MVAr cada) na SE Juba (EBTE TRA), no MT;

Reator (500 kV - 180 MVAr) na SE Colinas (IENNE), em TO.

1.3- Expansão da Geração

No mês de dezembro foram concluídos e incorporados ao Sistema Interligado Nacional – SIN 1.124,45 MW de geração:

UHE Foz do Chapecó, 1 máquina (unidade 3), com 213,75 MW, em SC/RS;

UHE Foz do Rio Claro, 1 máquina (unidade 2), com 34,2 MW, em GO;

UTE Santa Luzia I (bagaço de cana), 1 máquina (unidade 1), com 50,0 MW, no MS;

UTE Cevasa (bagaço de cana), 3 máquinas (unidades 1 a 3), total de 38,0 MW, em SP;

UTE São José do Pinheiro (bagaço de cana), 1 máquina (unidade 3), com 7,5 MW, em SE;

UTE Alcídia (bagaço de cana), 2 máquinas (unidades 1 e 2), total de 38,1 MW, em SP;

UTE Salvador (biogás), 19 máquinas (unidades 1 a 19), total de 19,73 MW, na BA;

UTE Linhares (GNL), 24 máquinas (unidades 1 a 24), total de 204,0 MW, no ES;

UTE Termonordeste (óleo combustível), 20 máquinas (unidades 1 a 20), total de 170,85 MW, na PB;

UTE Maracanaú I (óleo combustível), 8 máquinas (unidades 1 a 8), total de 168,0 MW, no CE;

PCH Anhanguera, 3 máquinas (unidades 1 a 3), total de 22,66 MW, em SP;

PCH Coqueiral, 2 máquinas (unidades 1 e 2), total de 3,16 MW, em SC;

PCH Goiandira, 1 máquina (unidade 1), com 13,5 MW, em GO;

PCH São Francisco, 1 máquina (unidade 2), com 7,0 MW, no PR;

PCH Ibirama, 3 máquinas (unidades 1 a 3), total de 21,0 MW, em GO;

Proinfa - PCH Água Limpa, 1 máquina (unidade 1), com 14,0 MW, no TO;

Proinfa - PCH São Tadeu I, 2 máquinas (unidades 1 e 2 ), total de 18,0 MW, no MT;

Proinfa - PCH Sete Quedas Alta, 3 máquinas (unidades 1 a 3), total de 22,0 MW, no MT;

Proinfa - UEE Palmares, 4 máquinas (unidades 1 a 4), total de 8,0 MW, no RS;

Proinfa - UEE Alegria I, 31 máquinas (unidades 1 a 31), total de 51,0 MW, no RN.





1.4- Exportação/Devolução de Energia Elétrica - Conversoras de Rivera, Garabi I e II

Não houve intercâmbio internacional de energia térmica entre Brasil e Argentina ou Uruguai contabilizado no mês de dezembro. Houve intercâmbio internacional de energia emergencial da Argentina para o Brasil, a pedido do ONS em tempo real, nos dias 02 e 03 de dezembro, com montantes de 64 MW médios e 297 MW médios, respectivamente, na modalidade de energia de devolução.

Fonte: ONS

0 0 0 0 0 0 19

0 0 0 0 00 0 0 0 0

261

636

608

168

0 0 0

0

200

400

600

800

1000

Jan

/10

Fev

/10

Ma

r/10

Ab

r/10

Ma

i/10

Ju

n/1

0

Ju

l/10

Ag

o/1

0

Se

t/10

Ou

t/10

No

v/1

0

De

z/1

0

MW

me

d

Despacho Térmico

Exportação/Devolução de Energia Térmica - Uruguai (Rivera)

Exportação/Devolução de Energia Térmica - Argentina (Garabi I e II )





2- HIDROLOGIA

2.1 – Energia Natural Afluente - ENA Armazenável

Fonte: ONS

49.9

70

58.0

11

45.2

36

47.6

41

30.5

62

25.2

42

27.2

14

23.9

37

27.1

80

29.1

61

30.7

82

42.4

44

41.1

84

37.1

27 43.0

82

32.2

99

24.9

79

22.2

43

19.9

43

15.0

26

13.0

67 19.3

71

27.5

70

39.6

15

54.9

12

58.0

11

53.8

52

40.3

74

29.3

87

24.9

92

20.7

74

17.4

72

17.4

23

20.8

29 26.7

67

40.4

23

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

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

MW

med

ENA - 2009

ENA - 2010

MLT

Região Sudeste/Centro-Oeste





Fonte: ONS

4.64

6

4.06

8

3.98

1

1.53

8

2.26

4 3.30

3

9.88

7

13.6

24

12.6

26

11.1

43

10.7

91

8.65

9

8.66

5

9.51

6

8.08

5

7.97

6

10.6

43

8.60

6 9.60

4

7.89

7

5.23

5

5.98

2

4.85

2

14.2

81

6.27

9 7.26

4

6.12

5

5.69

7

7.54

8 8.69

3

9.41

6

8.67

8 10.2

65 11.7

29

8.36

5

6.46

2

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000


MW

med

ENA - 2009

ENA - 2010

MLT

Região Sul16

.138

14.5

32

9.90

8

13.5

31

8.49

3

4.60

3

3.79

7

3.17

4

3.24

6

4.06

3

7.89

7

7.32

2

10.4

25

5.75

2

7.62

2

8.16

7

3.65

1

3.03

6

2.58

5

2.15

1

1.76

5

2.23

8

5.20

9

9.07

5

14.2

81

15.1

37

15.2

43

12.1

90

7.45

0

4.89

7

4.03

9

3.52

7

3.15

1

3.44

3

5.60

1

10.3

13

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000


MW

med

ENA - 2009

ENA - 2010

MLT

Região Nordeste





Fonte: ONS

Houve uma recuperação no armazenamento dos reservatórios da região SE/CO no mês de dezembro, com a elevação das precipitações. A Energia Natural Afluente (ENA) bruta em dezembro esteve um pouco superior à média e o reservatório equivalente apresentou uma elevação de 4,1 pontos percentuais.

Após um trimestre bastante recessivo na região Sul, o grande volume de precipitação verificado nessa região em dezembro elevou o reservatório equivalente da região em 31,8 pontos percentuais. O reservatório da UHE Governador Bento Munhoz (GBM), na cabeceira da bacia do rio Iguaçu, saiu de 17,3 % de seu volume útil no final do mês de novembro para 86,4 % do volume útil ao fim de dezembro.

Houve uma elevação de 5,5 pontos percentuais no armazenamento equivalente da região Nordeste em dezembro, pois embora a ENA verificada tenha sido abaixo da média do mês de dezembro, em valores absolutos foi mais elevada do que a ocorrida em novembro.

A região Norte apresentou uma elevação do nível de armazenamento do seu reservatório equivalente, correspondente a 9,1 pontos percentuais, permitindo a entrada de quatro unidades geradoras da Etapa 2 da UHE Tucuruí em 25 de dezembro.

6.33

5

9.03

3

11.3

92

13.6

20

16.6

90

7.13

7

2.91

9

1.66

4

1.36

7

1.69

8

3.37

6

5.32

9

9.75

2

7.56

5

7.41

8

7.14

0

5.47

8

2.63

6

1.53

0

1.06

5

841

1.03

9 1.93

9

3.86

7

8.33

5

11.2

91

13.2

46

13.2

23

8.55

9

4.05

5

2.35

4

1.66

4

1.31

4

1.46

4 2.39

4

4.71

6

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000


MW

med

ENA - 2009

ENA - 2010

MLT

Região Norte





2.2 – Recursos Hídricos - Reservatórios Equivalentes

Região Sudeste / Centro-Oeste

Região Sul

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

7-j

an

21

-jan

4-f

ev

18

-fev

4-m

ar

18

-mar

1-a

br

15

-abr

29

-abr

13

-mai

27

-mai

10

-jun

24

-jun

8-j

ul

22

-jul

5-a

go

19

-ago

2-s

et

16

-set

30

-set

14

-out

28

-out

11

-nov

25

-nov

9-d

ez

23

-dez

6-j

an

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

Energia Armazenada Máxima = 197.867 MWmês

20082004 2005 20062003

31-12-2010 : 44,67 %

2007 2009 2010

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

7-j

an

21

-jan

4-f

ev

18

-fev

4-m

ar

18

-mar

1-a

br

15

-abr

29

-abr

13

-mai

27

-mai

10

-jun

24

-jun

8-j

ul

22

-jul

5-a

go

19

-ago

2-s

et

16

-set

30

-set

14

-out

28

-out

11

-nov

25

-nov

9-d

ez

23

-dez

6-j

an


20082004 2005 20062003

31-12-2010 : 72,19 %

2007 2009 2010





Região Nordeste

Região Norte

Fonte: ONS

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

7-j

an

21

-jan

4-f

ev

18

-fev

4-m

ar

18

-mar

1-a

br

15

-abr

29

-abr

13

-mai

27

-mai

10

-jun

24

-jun

8-j

ul

22

-jul

5-a

go

19

-ago

2-s

et

16

-set

30

-set

14

-out

28

-out

11

-nov

25

-nov

9-d

ez

23

-dez

6-j

an



20082004 2005 20062003 31-12-2010 : 45,22 %2007 2009 2010

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

7-j

an

21

-jan

4-f

ev

18

-fev

4-m

ar

18

-mar

1-a

br

15

-abr

29

-abr

13

-mai

27

-mai

10

-jun

24

-jun

8-j

ul

22

-jul

5-a

go

19

-ago

2-s

et

16

-set

30

-set

14

-out

28

-out

11

-nov

25

-nov

9-d

ez

23

-dez

6-j

an



20082004 2005 20062003

31-12-2010 : 40,49 %

2007 2009 2010





2.3 – Energia Armazenada - EAR nas Regiões do Sistema Interligado

Fonte: ONS

Regiões

Energia

Armazenada

(% EAR)

(em 31/12/2010)

Capacidade

Máxima

(MWmês)

% da

Capacidade

Total

Sudeste/Centro-Oeste 44,67 197.867 70,5

Sul 72,19 18.471 6,6

Nordeste 45,22 51.810 18,5

Norte 40,49 12.414 4,4

TOTAL 280.562 100





3- INTERCÂMBIOS VERIFICADOS ENTRE REGIÕES

Fonte: ONS

Durante o mês de dezembro a região Sul passou a fornecer energia para região Sudeste/Centro-Oeste, totalizando de 287 MW médios. A região Norte recebeu 1.428 MW médios da região SE/CO durante o mês de dezembro. O intercâmbio de energia da região SE/CO para Acre/Rondônia apresentou 120 MW médios durante o mês de dezembro, valor 8,4 % inferior ao apresentado no mês de novembro (131 MW médios).

Houve intercâmbio internacional de energia emergencial da Argentina para o Brasil a pedido do ONS em tempo real, nos dias 02 e 03 de dezembro, com montantes de 64 MW médios e 297 MW médios, respectivamente, na modalidade de energia de devolução.

A capacidade de importação da região Norte (recebimento pelo Norte) representa a carga deste subsistema menos 5 unidades geradoras da UHE Tucuruí, que representa o despacho mínimo necessário apresentado pelos estudos elétricos das interligações.

Recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste

Sul + Itaipu 9.350

Recebimento pelo Nordeste

Cenário Norte Exportador 3.850

Cenário SE/CO Exportador 3.500

Exportação do Nordeste

Recebimento pelo Norte

Carga do Norte menos

5 geradores de Tucuruí

Exportação do Norte

4.000

1.428

616

2.044

448

287

Recebimento do Sul

12Intercâmbio

InternacionalIntercâmbio Verificado (MWmed)

Limite de Intercâmbio (MWmed)

Exportação do Sudeste para o Nordeste

Os limites de intercâmbios são osconsiderados no modelo Decomp.

6.400

3.500

2.000

120

Exportação do Sudeste / Centro-Oeste

para Acre / Rondônia

210





4- MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1 – Brasil - Consumo de Energia Elétrica Total

Dados contabilizados até novembro de 2010. Fonte: EPE Considerado o consumo em todas as classes e as perdas na transmissão e distribuição.

39.2

61

37.2

97 40.1

18

38.8

42

38.6

70

38.7

06

39.2

51

40.2

75

39.1

38 41.1

90

38.8

09

37.8

85

38.2

30

35.2

98

40.9

81

37.6

33

38.3

01

36.6

31 38.8

02

39.4

01

39.6

49

41.3

04

41.4

97

41.7

40

42.5

94

40.2

07 44.3

67

40.8

45

41.9

09

40.4

84

42.3

01

42.3

69

42.3

14

43.2

70

41.8

60

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000


GW

h

2008 2009 2010





4.2 – Brasil - Consumo de Energia Elétrica

Dados contabilizados até novembro de 2010. Fonte: EPE Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx

O valor de consumo acumulado dos últimos doze meses (Dez/2009 a Nov/2010), 504.259 GWh, apresentou um crescimento de 8,3 % se comparado com o acumulado do mesmo período do ano anterior (Dez/2008 a Nov/2009), 465.612 GWh.

O consumo de todas as classes apresentou taxas de crescimento elevadas no acumulado dos últimos doze meses (Dez/2009 a Nov/2010). No caso específico da classe industrial, esta apresentou 10,3 % de crescimento quando comparado com o mesmo período do ano anterior (Dez/2008 a Nov/2009).

4.3 – Demandas Máximas nas Regiões Interligadas (MW)

Fonte: ONS

GWh % GWh % GWh % GWh %

Residencial 8.636 20,8 8.971 21,4 3,9 99.747 21,4 106.754 21,2 7,0

Industrial 13.800 33,3 14.462 34,5 4,8 153.587 33,0 169.400 33,6 10,3

Comercial 5.764 13,9 5.823 13,9 1,0 64.494 13,9 68.904 13,7 6,8

Outros 4.802 11,6 4.859 11,6 1,2 56.278 12,1 58.860 11,7 4,6

Autoprodução

Transportada1.011 2,4 1.263 3,0 25,0 11.702 2,5 13.488 2,7 15,3

Perdas 7.485 18,0 6.482 15,5 -13,4 79.804 17,1 86.853 17,2 8,8

Carga - GWh 41.497 100,0 41.860 100,0 0,9 465.612 100,0 504.259 100,0 8,3

Carga (SIN + Sist. Isolados)

Demanda Máxima (MW)1,3 4,9

Fator de Carga - FC - -

NUCR 3,9 3,9

NUCT 3,8 3,8

Total (kWh/NUCT) -0,4 4,0

Residencial (kWh/NUCR) 0,0 3,01.790 1.844

505

155

57.897.313

67.775.169

503

155

72.579

79,3

69.193

83,3

70.096

82,9

5.730 5.960

55.735.510

65.289.797

55.735.510 57.897.313

65.289.797 67.775.169

Brasil - Consumo de Energia Elétrica - GWh

69.193

76,8

Acumulado - 12 MesesMesmo Mês

Dez/09 - Nov/10Dez/08 - Nov/09Nov/09 Nov/10 Evolução

%

Evolução

%

Máxima SE/CO Sul NENorte

InterligadoSIN

Máxima no mês43.162

03/12/10 – 14h33

12.677

10/12/10 – 14h52

10.057

04/12/10 – 19h39

4.339

11/12/10 – 20h10

69.131

03/12/10 – 14h49

Recorde44.190

23/02/10 – 14h44

13.483

05/02/10 – 14h33

10.269

09/10/10 – 18h46

4.451

27/09/10 – 14h40

70.954

23/02/10 – 14h44

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





4.4 – Demandas Máximas nas Regiões Interligadas (MW)

(Quinta - feira)

Fonte: ONS

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

70.000

1-j

an

15

-jan

29

-jan

12

-fev

26

-fev

12

-mar

26

-mar

9-a

br

23

-abr

7-m

ai

21

-mai

4-j

un

18

-jun

2-j

ul

16

-jul

30

-jul

13

-ago

27

-ago

10

-set

24

-set

8-o

ut

22

-out

5-n

ov

19

-nov

3-d

ez

17

-dez

31

-dez

MW

SIN e Sudeste/Centro-Oeste

SE/CO - 2008 SIN - 2008 SE/CO - 2009 SIN - 2009 SE/CO - 2010 SIN - 2010

Máxima MW Data HoraSIN 70.954 23/02/2010 14h44minSE/CO 44.190 23/02/2010 14h44min

SE/CO - 09/12/2010 - 42.657 MW

SIN - 09/12/2010 - 68.307 MW

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

1-j

an

15

-jan

29

-jan

12

-fev

26

-fev

12

-mar

26

-mar

9-a

br

23

-abr

7-m

ai

21

-mai

4-j

un

18

-jun

2-j

ul

16

-jul

30

-jul

13

-ago

27

-ago

10

-set

24

-set

8-o

ut

22

-out

5-n

ov

19

-nov

3-d

ez

17

-dez

31

-dez

MW

Sul, Nordeste e Norte

Sul - 2008 NE - 2008 N - 2008 Sul - 2009 NE - 2009 N - 2009 Sul - 2010 NE - 2010 N - 2010

Máxima MW Data HoraSUL 13.483 05/02/2010 14h33minNE 10.269 09/10/2010 18h46minN -Interl. 4.451 27/09/2010 14h40min

NE - 09/12/2010 - 9.583 MW

N - 09/12/2010 - 4.251 MW

SUL - 09/12/2010 - 12.243 MW





4.5 – Produção de Energia Elétrica por Fonte - Sistemas Isolados

Dados contabilizados até novembro de 2010. Fonte: Eletrobras

A redução de geração hidráulica nos Sistemas Isolados se deve à incorporação da UHE Samuel e de várias PCHs da CERON ao Sistema Interligado Nacional. A produção de energia nos Sistemas Isolados por Térmicas à Gás Natural iniciou-se em março de 2010 em planta piloto do Sistema Isolado Manaus. Em outubro de 2010 iniciou-se a operação em teste no PIE Tambaqui das unidades geradoras convertidas para o gás natural, e em novembro de 2010 iniciou-se esta operação em teste no PIE Jaraqui.

4.6 – Produção de Energia Elétrica por Fonte - Sistema Interligado

Fonte: ONS

Observa-se que o acumulado de geração térmica nuclear no período de Jan-Dezembro de 2010 apresentou 12,0 % de aumento quando comparado com o mesmo período do ano anterior (Jan-Dezembro/2009). A geração menor em 2009 se deve ao fato da UN Angra I ter ficado em manutenção programada, com troca de combustível e substituição dos geradores de vapor 01 e 02, no período de 29/01/2009 a 05/06/2009, e não ter gerado nesse período, o que fez diminuir o acumulado de geração térmica nuclear no primeiro semestre de 2009.

A produção de energia elétrica por fonte eólica apresentou aumento de 106,6 % no acumulado de Jan-Dezembro/2010, quando comparada com o mesmo período do ano anterior (Jan-Dezembro/2009). Isto se deve ao aumento do número de usinas eólicas no Brasil e à melhoria no fator de capacidade das novas usinas. Em dezembro de 2009 estavam em operação 36 usinas, com capacidade instalada total de 602,3 MW, e atualmente estão em operação 50 usinas, com capacidade instalada total de 927 MW, um crescimento de 53,9 %.

GWh % GWh % %

Hidráulica 3.284 27,5 1.440 14,3 -56,2

Térmica à Gás Natural 0 0,0 100 1,0 -

Térmica Convencional 8.657 72,5 8.528 84,7 -1,5

Total 11.942 100 10.068 100 -15,7

Comparação

2010/2009Fonte Jan-Nov/2009 Jan-Nov/2010

GWh % GWh % %

Hidráulica 415.686 93,7 422.894 89,3 1,7

Térmica à Gás Natural 8.760 2,0 25.509 5,4 191,2

Térmica Convencional 5.523 1,2 9.385 2,0 69,9

Térmica Nuclear 12.957 2,9 14.514 3,1 12,0

Eólica 713 0,2 1.472 0,3 106,6

Total 443.639 100 473.774 100 6,8

Fonte Jan-Dez/2009 Jan-Dez/2010

Comparação

2010/2009





4.7 – Fator de Capacidade das Usinas Eólicas

São consideradas as Usinas Eólicas com programação e despacho centralizados pelo ONS.

Fonte: ONS

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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

Fator de Capacidade

MW

Geração Eólica - Região Sul

Capacidade Instalada (MW) Geração Eólica (MWméd.) Fator de Capacidade

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

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

Fator de Capacidade

MW

Geração Eólica - Região Nordeste

Capacidade Instalada (MW) Geração Eólica (MWméd.) Fator de Capacidade





5- ENCARGOS SETORIAIS

* Encargo estabelecido pela Resolução CNPE nº 8 de 20/12/2007. Dados contabilizados até novembro de 2010. Fonte: CCEE

6.3

59

36

7

4

4.8

02

568

777

10.1

95

14.4

14

8.0

87

10.1

92

2.4

96

1.5

45

31.3

91 43.0

40

13.6

70

0

4.2

20

897 5.2

35

11.3

04

6.2

77

895

59.9

27

59.2

68

64.2

41

118.0

42

97.6

70

76.3

40

74.9

68

65.4

79

66.9

00

66.2

37

71.0

94

77.2

63

64.8

48

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

140.000


2008 2009 2010

Restrição de Operação (103 R$)

34.9

03

264.2

97

445.7

34

334.8

36

237.0

23

168

.185

123.8

96

135.7

42

115.5

86

157.3

64

105.6

84 1

80.7

62

6.4

71

0 0 2.8

51

160.6

85

64.1

12

552

0 0 0 0 00 0 0 0

44.6

15

76.3

71

25.8

02

110.1

75

131.7

62

58.0

95

194.6

80

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

550.000


2008 2009 2010

Segurança Energética* (103 R$)





Dados contabilizados até novembro de 2010. Fonte: CCEE

O Encargo de Serviço de Sistema (ESS) verificado em novembro de 2010 foi de R$ 264,1 milhões. Ele é

composto pelos encargos: Restrição de Operação (R$ 64,8 milhões), que está relacionado principalmente ao despacho

por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; Segurança Energética (R$ 194,7 milhões), que está relacionado ao

despacho adicional de geração térmica devido principalmente à geração complementar pela aplicação dos

Procedimentos Operativos de Curto Prazo - POCP; Serviços Ancilares (R$ 4,6 milhões), que está relacionado à

remuneração pela prestação de serviços ao sistema como provedores de energia reativa por unidades geradoras

solicitadas a operar como compensador síncrono, de controle automático de geração (CAG), de autorrestabelecimento

(black start) e de sistemas especiais de proteção (SEP); Ultrapassagem da CAR (R$ 0,0), que está relacionado ao

despacho adicional de geração térmica para evitar a Ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco.

2.5

93

2.7

20

3.4

40

3.7

69

4.4

91

2.9

35

2.6

40

3.7

71

3.0

80

3.3

46

2.1

96

3.8

80

5.0

38

4.3

19

4.2

65

4.8

55 6.8

21

7.4

13

5.5

03

2.1

69

1.7

70

3.0

40

2.9

65 4.6

94

3.3

42

2.0

41

3.4

72

3.4

94

3.8

46

3.0

03

2.5

42

2.7

31

4.1

82

4.2

35

4.5

83

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000

18.000

21.000

24.000

27.000

30.000


2008 2009 2010

Serviços Ancilares (103 R$)

2.7

72

23.8

90

0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000

18.000

21.000

24.000

27.000

30.000


2008 2009 2010

Ultrapassagem da CAR (103 R$)





6- CONSUMO DE COMBUSTÍVEIS

6.1 – Geração a Base de Carvão - SIN

Fonte: Agentes (CGTEE, TRACTEBEL, COPEL)

No mês de dezembro de 2010 o consumo e a geração nas usinas a carvão foram realizados para atendimento

aos contratos de fornecimento de carvão e às inflexibilidades definidas pelos agentes.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000


To

nela

das d

e C

arv

ão

2007 2008 2009 2010

Consumo de Carvão

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000


MW

h

2007 2008 2009 2010

Produção de Energia





6.2 – Consumo de Combustíveis nos Sistemas Isolados


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

140.000


2007 2008 2009 2010

Óleo Diesel (103 l)

Óleo Diesel

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000


2007 2008 2009 2010

Óleo Leve para Turbina Elétrica

OCTE (103 kg)






0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000


2007 2008 2009 2010

OC1A (103 kg)

Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000


2007 2008 2009 2010

Óleo Combustível para Geração Elétrica

OPGE (103 l)






No mês de março de 2010 iniciou-se o consumo de gás natural em planta piloto do Sistema Isolado Manaus.

Em outubro de 2010 iniciou-se a operação em teste no PIE Tambaqui das unidades geradoras convertidas para o gás

natural, e em novembro de 2010 iniciou-se esta operação em teste no PIE Jaraqui.

0,00

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000


2010

Gás Natural (103 m3)

Gás Natural





7- MATRIZ DE ENERGIA ELÉTRICA BRASILEIRA

7.1 – Capacidade Instalada

Fonte Nº Usinas Capacidade Instalada (MW) % Cap. Disp.

Hidrelétrica 887 80.637 71,74%

Gás 129 12.536 11,15%

Biomassa 389 7.826 6,96%

Petróleo 866 6.873 6,11%

Nuclear 2 2.007 1,79%

Carvão Mineral 9 1.594 1,42%

Eólica 50 927 0,82%

Solar 4 0,09 < 0,01%

Capacidade Disponível 2.336 112.400 100%

Obs.: Os valores da Matriz de Dezembro/2010 foram consolidados em reunião envolvendo a ANEEL e a Secretaria de Energia Elétrica do MME, ocorrida em janeiro de 2011. Fonte: ANEEL e SEE/MME





7.2 – Capacidade Instalada e Contratos de Importação

Fonte Nº Usinas Capacidade Instalada (MW) % Cap. Disp.

Hidrelétrica 887 80.637 68,19%

Gás 129 12.536 10,60%

Biomassa 389 7.826 6,62%

Petróleo 866 6.873 5,81%

Nuclear 2 2.007 1,70%

Carvão Mineral 9 1.594 1,35%

Eólica 50 927 0,78%

Solar 4 0,09 < 0,01%

Importação Contratada* - 5.850 4,95%

Capacidade Disponível 2.336 118.250 100%

* Paraguai + Venezuela

Obs.: Os valores da Matriz de Dezembro/2010 foram consolidados em reunião envolvendo a ANEEL e a Secretaria de Energia Elétrica do MME,

ocorrida em janeiro de 2011. Fonte: ANEEL e SEE/MME





8- EXPANSÃO REALIZADA

8.1 – Entrada em Operação de Novos Empreendimentos em 2010 - Geração (MW)*

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

8.2 – Expansão de Linhas de Transmissão (km) em 2010**

** Considera todas as linhas de transmissão existentes no Brasil, inclusive 550,6 km nos sistemas isolados. *** Os valores de Linhas de Transmissão ao final de dezembro de 2010 foram consolidados em reunião envolvendo a ANEEL, o ONS e a

Secretaria de Energia Elétrica do MME, ocorrida em maio de 2011.

8.3 – Expansão da Capacidade de Transformação (MVA) em 2010

Fonte: SEE/ANEEL/ONS

FonteEm Dezembro/2010

Acumulado

Jan-Dez/2010

SIN SIN

UHE 247,95 1.590,25

PCH 121,32 470,68

Gás 204,0 476,8

Petróleo 338,85 1.484,54

Carvão Mineral 0,0 31,9

Biomassa 133,6 1.746,93

Eólica 59,0 325,55

Biogás 19,73 19,73

Total 1.124,45 6.146,38

Tensão

(kV)

Em operação

até 31/12/2009

Em operação

até 31/12/2010***

Realizado

em Dezembro

Acréscimo em

Dez/2010 (%)

Acréscimo em

2010 (%)

230 41.959,3 43.735,1 464,0 1,07% 4,23%

345 9.777,1 10.060,4 0,0 0,0% 2,90%

440 6.671,2 6.670,5 0,0 0,0% 0,0%

500 33.032,8 34.356,2 1.120,0 3,37% 4,01%

600 (CC) 3.224,0 3.224,0 0,0 0,0% 0,0%

750 2.683,0 2.683,0 0,0 0,0% 0,0%

Total 97.347,4 100.729,2 1.584,0 1,60% 2,59%

Realizado em

Dezembro/2010

Acumulado

Jan-Dez/2010

Concluído da

Meta 2010 (%)Meta 2010

750 MVA 7.519 MVA 83,5 % 9.002 MVA





9- EXPANSÃO EM IMPLANTAÇÃO

9.1 – Empreendimentos em Implantação - Geração (MW)*

* Monitorados pela SEE Fontes: DMSE e Eletrobras

O MME por meio da SEE/DMSE monitora os empreendimentos de geração vencedores dos leilões do

Ambiente de Contratação Regulada (ACR), os incluídos no PAC, demais usinas hidrelétricas outorgadas e usinas do

Proinfa. Além de outras ações de monitoramento, são realizadas pelo MME reuniões mensais de avaliação dos

empreendimentos de geração, com a participação da ANEEL, do ONS, da EPE e da CCEE.

9.2 – Linhas de Transmissão em Implantação - Expansão (km)*

* Monitorados pela SEE Fontes: SEE/ANEEL/ONS/SPE/EPE

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

ANEEL. Além de outras ações de monitoramento, são realizadas pelo MME reuniões mensais de avaliação desses

empreendimentos, com a participação da ANEEL, do ONS e da EPE.

Fonte 2011 2012

UHE 1.658,4 1.571,8

PCH 202,0 54,8

Gás/Petróleo 2.049,4 5.246,8

Carvão Mineral 1.430,4 360,0

Biomassa 909,5 665,9

Eólica 528,9 3.315,3

Total 6.778,6 11.214,6

Tensão (kV) 2011 2012

230 3.515,5 4.070,7

345 51,8 221,0

440 8,0 30,0

500 512,0 6.913,9

600 (CC) 0,0 0,0

750 0,0 0,0

Total 4.087,3 11.235,6





10- OCORRÊNCIAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

10.1 – Ocorrências no Sistema Interligado Nacional - 2010*

*Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 15 MW **Perda de carga simultânea em mais de uma região Fonte: ONS e Eletronorte

10.2 – Ocorrências nos Sistemas Isolados - 2010*

*Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 15 MW Fonte: Eletronorte e Amazonas Energia

Carga Interrompida (MW)

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

SIN** 0 3575 0 0 0 0 0 0 5431 0 160 0

S 943 574 511 441 0 538 540 138 196 92 140 440

SE/CO 2102 2184 1505 677 1124 1224 347 867 2421 1681 1959 2632

NE 574 128 444 404 473 208 86 256 1097 810 433 1129

N 1511 712 297 216 938 296 1062 1863 2450 580 549 306

Total 5130 7173 2757 1738 2535 2266 2035 3124 11595 3163 3241 4507

Número de Ocorrências

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

SIN** 0 1 0 0 0 0 0 0 5 0 1 0

S 12 12 10 8 0 8 4 3 4 2 2 7

SE/CO 12 15 9 4 10 9 4 11 18 12 18 12

NE 7 2 6 3 4 2 1 2 5 6 5 10

N 16 13 5 5 6 3 9 13 7 11 7 6

Total 47 43 30 20 20 22 18 29 39 31 33 35

Carga Interrompida (MW)

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

Manaus 0 43 209 68 531 194 165 176 440 559 976 536

Amapá 81 0 56 185 60 166 58 60 295 82 140 272

Roraima 0 124 0 69 68 0 0 0 0 17 89 15

Total 81 167 265 322 659 360 223 236 735 658 1205 823

Número de Ocorrências

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

Manaus 0 2 3 2 4 5 2 4 10 12 9 9

Amapá 3 0 2 6 2 5 2 2 10 2 3 6

Roraima 0 2 0 1 1 0 0 0 0 1 1 1

Total 3 4 5 9 7 10 4 6 20 15 13 16





10.3 – Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro - SEB*

*Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 15 MW Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia

A quantidade de carga interrompida e o número de ocorrências no mês de dezembro de 2010 foram maiores quando comparados com mesmo período de 2009. A seguir destacamos algumas ocorrências com alto valor de corte de carga:

• Dia 11/12, às 11h13min: Desligamento automático dos transformadores T-56 e T-58 500/138 kV da SE Grajaú (FURNAS). Interrupção de 1.479 MW de cargas da Light na região metropolitana do Rio de Janeiro. Causa: Atuação acidental da proteção de falha do disjuntor 9442 na SE Grajaú.

• Dia 17/12, às 15h52min: Desligamento automático da transformação 230/69 kV da subestação Cotegipe (CHESF). Interrupção de 249 MW de cargas da COELBA. Causa: Falha Humana durante execução de serviços na subestação.

• Dia 18/12, às 20h46min: Desligamento automático das Barras de 88 kV da SE Mogi (CTEEP). Interrupção de 147 MW de cargas da Bandeirante/SP. Causa: incêndio no seccionador 36329-88 (bay 88 kV Nordeste C2) que evoluiu para curto-circuito monofásico.

• Dia 19/12, às 14h08min: Desligamento automático da transformação 230/138 kV da SE Coxipó (Eletronorte). Interrupção de 391 MW de cargas da distribuidora CEMAT, incluindo a capital Cuiabá. Causa: Falha humana.

6.0

75

3.0

06

5.9

54

3.4

77

4.0

87

2.1

74

3.1

50

3.2

10

5.1

20

7.5

01

29.0

13

2.4

86

5.2

11

7.3

40

3.0

23

2.0

59

3.1

94

2.6

26

2.0

35

3.3

60

12

.33

0

3.8

21

4.4

46

5.3

30

87

48

65

47

40

21

29

45 44

61

53

34

50

47

35

2927

32

18

35

59

46 46

51

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000


N.º

de O

co

rrên

cia

s

MW

2009 2010 2009 2010





Glossário

MME - Ministério Minas e Energia

SEE - Secretaria de Energia Elétrica

SPE - Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético

DMSE - Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

EPE - Empresa de Pesquisa Energética

COPEL - Companhia Paranaense de Energia

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

GTON - Grupo Técnico Operacional da Região Norte

SEB - Sistema Elétrico Brasileiro

SIN - Sistema Interligado Nacional

SI - Sistemas Isolados

CO - Região Centro-Oeste

N - Região Norte

SE - Região Sudeste

S - Região Sul

NE - Região Nordeste

kV - Quilovolt

kW – Quilowatt (103 W)

MW - Megawatt (106 W)

GW - Gigawatt (109 W)

Hz - Hertz

km - Quilômetro

h - Hora

VU - Volume Útil de Reservatório Hidrelétrico

NUCR - Número de Unidades Consumidoras

Residenciais

NUCT - Número de Unidades Consumidoras

Totais

ENA - Energia Natural Afluente

ERAC - Esquema Regional de Alívio de Carga

MLT - Vazão Média de Longo Termo

PCH - Pequena Central Hidrelétrica

UHE - Usina Hidrelétrica

UTE - Usina Termelétrica

FC - Fator de Carga

CC - Corrente Contínua

ESS - Encargo de Serviço de Sistema

Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes

Alternativas de Energia Elétrica

PIE - Produtor Independente de Energia

GNL - Gás Natural Liquefeito

monitoramento do sistema elétrico brasileiro boletim de … · boletim de dezembro/2010....

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