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Projeto Provedor de Informações Econômico-Financeiro do Setor de Energia Elétrica

Relatório Quadrimestral Indicadores Nacionais do Setor Elétrico:

AGOSTO-NOVEMBRO de 2012

Adriana Maria Dassie

RIO DE JANEIRO

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ÍNDICE

ÍNDICE DE GRÁFICOS......................................................................................................................3 ÍNDICE DE TABELAS........................................................................................................................4 ABREVIATURAS E SIGLAS..............................................................................................................5 SUMÁRIO EXECUTIVO ....................................................................................................................6 INDICADORES DO SETOR ELÉTRICO..........................................................................................9

1 CAPACIDADE INSTALADA .................................................................................................................9 2 MATRIZ ELÉTRICA .........................................................................................................................12 3 LEILÕES ........................................................................................................................................14

3.1 - Noticias...............................................................................................................................14 3.2 - Leilão de Ajuste...................................................................................................................15

4 GERAÇÃO ......................................................................................................................................17 4.1 – Geração Hídrica.................................................................................................................18 4.2 – Geração Térmica................................................................................................................18 4.3 – Geração Nuclear ................................................................................................................21 4.4 – Itaipu..................................................................................................................................22

5 FLUXO DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE OS SUBSISTEMAS...................................................................23 5.1 Intercâmbio Internacional......................................................................................................24

6 NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS...........................................................................................................27 6.1 - Noticias...............................................................................................................................27 6.2 – Energia armazenada por subsistema ...................................................................................29 6.3 – Energia Natural Afluente por Subsistema............................................................................30

7 CARGA ..........................................................................................................................................32 7.1 – Carga de Energia no Sistema Interconectado ......................................................................32 7.2 - Carga de Demanda no Sistema Interconectado ....................................................................34

8 CONSUMO......................................................................................................................................36 8.1 - Consumo Total ....................................................................................................................36

9 MERCADO SPOT ........................................................................................................................44 9.1 - Notícias...............................................................................................................................44 9.2 - BRIX - Brazilian Intercontinental Exchange.........................................................................47

REFERENCIAS .................................................................................................................................49 GLOSSÁRIO DOS TERMOS TÉCNICOS .......................................................................................51

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ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1: Matriz de Energia Elétrica, novembro de 2012 (%) .................................... 12 Gráfico 2: Evolução Mensal da Geração de Energia Elétrica, por fonte, no SIN (GWh)................................................................................................................................... 17 Gráfico 3: Geração Mensal de Energia Hídrica por Subsistema a partir de Jan-2000, (GWh) ........................................................................................................................ 18 Gráfico 4: Geração de Energia Térmica por Subsistema a partir de Jan-2000 (GWh)... 19 Gráfico 5: Geração de Energia Nuclear, a partir de Jan-2000 (em GWh) ..................... 21 Gráfico 6: Energia Gerada pela Usina de Itaipu, a partir de Jan-2000 (em GWh)........ 22 Gráfico 7: Intercâmbio de Eletricidade entre as Regiões Brasileiras, a partir de Jan-2000 (em GWh)................................................................................................................... 24 Gráfico 8: Intercâmbio de Eletricidade Internacionais, a partir de Jan-2000 (em GWh)26 Gráfico 9: Armazenamento de Energia Mensal por Subsistema, desde Jan- 2000 (%) . 30 Gráfico 10: Energia Natural Afluente por Região, desde Maio-2001 (em MW médios)................................................................................................................................... 31 Gráfico 11: Evolução da Carga de Energia no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000............................................................................................................................ 33 Gráfico 12: Evolução da Carga de Demanda no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000 (em GWh) .......................................................................................................... 35 Gráfico 13: Evolução do Consumo por Segmento e Total, a partir de Set-2006 (GWh)37 Gráfico 14: Região Norte – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh) ........................................................................................................................ 38 Gráfico 15: Região Nordeste – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh) ........................................................................................................................ 39 Gráfico 16: Região Sudeste – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh) ........................................................................................................................ 40 Gráfico 17: Região Centro-Oeste – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)................................................................................................................ 41 Gráfico 18: Região Sul – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)................................................................................................................................... 43 Gráfico 19: Evolução do Preço Médio Mensal de Energia no Mercado Spot, a partir de Maio de 2003 (em R$/MWh) ...................................................................................... 46

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ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 – 2011 (MW) ..... 10 Tabela 2: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 – 2011 (em %) ... 11 Tabela 3: Matriz de Energia Elétrica (Novembro de 2012) .......................................... 13 Tabela 4: Demanda Máxima Instantânea (MW) .......................................................... 35

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ABREVIATURAS E SIGLAS

ABRATE – Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia

Elétrica

ACR – Ambiente de Contratação Regulada

ANDE – Administración Nacional de Eletricidad

ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica

BEN – Balanço Energético Nacional

CHESF – Companhia Hidroelétrica do São Francisco

CIEN – Companhia de Interconexão Energética

COPPE – Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

GESEL – Grupo de Estudos do Setor Elétrico

IE – Instituto de Economia

INMET – Instituto Nacional de Meteorologia

ONS – Operador Nacional do Sistema

SIN – Sistema Interconectado Nacional

UFRJ – Universidade Federal do Rio de Janeiro

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SUMÁRIO EXECUTIVO

Este relatório tem como objetivo central sistematizar e analisar os principais

indicadores do setor elétrico brasileiro. Para isso foram selecionados o que a

literatura especializada no setor considera como os principais e mais importantes

dados e indicadores. Este conjunto de informações está apresentado no formato de

tabelas e gráficos.

A estrutura do relatório Indicadores Nacionais do Setor Elétrico está dividida em

nove seções: Capacidade Instalada; Matriz Energética; Leilões; Geração; Fluxo de

Energia; Nível dos Reservatórios; Carga de Energia e Mercado Spot. Em cada seção

são apresentadas as análises dos principais resultados verificados no setor elétrico

brasileiro, no período que abrange os meses de janeiro a junho de 2012,

comparando com o período homólogo dos anos anteriores.

O primeiro item, sobre Capacidade Instalada, trata da capacidade total de energia

instalada, assim como o número de usinas térmicas, hídricas, nucleares ou de

outras fontes de energia. Já a seção Matriz Energética apresenta um quadro geral

dos empreendimentos que estão em operação. Estão disponibilizados dados sobre

a capacidade total de geração das unidades em operação, e a participação de cada

fonte de energia no total.

A terceira seção analisa os Leilões de Energia ocorridos no período analisado, que

para este período foram realizados três leiloes: Leilão de Transmissão, Leilão de

Energia de Reserva e Leilão de Energia Nova.

A quarta e quinta seções analisam o volume de energia gerado no Sistema

Interligado Nacional, provenientes das principais fontes de energia no país:

Hídricas, Térmicas e Nucleares. Os dados apresentados também contemplam de

que forma os subsistemas (Sudeste/Centro-Oeste; Sul; Norte e Nordeste)

participam do volume total de energia geral e os resultados dos intercâmbios de

energia realizados entre eles. Pela importância no quadro geral do SIN, a

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Hidrelétrica Binacional de Itaipu será tratada individualmente em uma das

subseções.

O comportamento dos reservatórios das hidrelétricas que compõem o sistema

elétrico brasileiro será tratado na sexta seção. Estão disponíveis dados sobre

armazenamento total de energia nos reservatórios por subsistema; percentual de

capacidade máxima dos reservatórios; energia natural afluente por subsistema.

A carga de energia, registrada no Sistema Interligado Nacional, é importante

indicador sobre a demanda de energia elétrica no país e, está na sétima seção do

presente relatório.

O oitavo tópico do relatório é referente ao consumo faturado por classes de

consumo e por subsistemas. E a última seção apresenta os preços médios mensais

da energia comercializada no mercado spot nos quatro subsistemas do SIN.

De acordo com a ANEEL a capacidade instalada no Brasil em 2011 chegou a

117.134,72 MW provenientes de 2608 usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas,

nucleares, pequenas centrais hidrelétricas e centrais geradoras hidrelétricas. A

energia das hidrelétricas predomina e responde por 66,91% da capacidade

instalada do país, seguida das termelétricas, com 26,67%, e das pequenas centrais

hidrelétricas, com 3,3%. Compõem ainda a matriz 1,71% de potência de usinas

nucleares, 1,22% de eólicas e 0,18% das centrais geradoras.

De acordo com os resultados do BEN, 2012, divulgado pela EPE, a participação de

renováveis na produção de eletricidade ampliou-se em 2,6 pontos percentuais em

2011, atingindo 88,9%. Em termos de repartição da oferta interna de energia as

renováveis tiveram uma participação de 44,1% (biomassa da cana (15,7%),

hidráulica e eletricidade (14,7%), lenha e carvão vegetal (9,7%) e lixívia e outras

renováveis (4,1%)) e, as não renováveis de 55,9%: petróleo e derivados (38,6%),

gás natural (10,1%), carvão mineral (5,6%) e urânio (1,5%)).

As centrais de geração elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro

geraram, 199.446,79 GWh de energia elétrica de julho a outubro de 2012. Este

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volume de energia representou expansão de 2,70 pontos em relação ao montante

gerado no SIN no mesmo período de 2011, quando o volume de energia foi de

194.201,23 GWh. No período a energia hídrica foi responsável por 72,33% do total

gerado no âmbito do SIN (144.260,44 GWh).

O total de energia armazenada no Sistema Interligado Nacional durante o período

de julho a outubro de 2012 foi de 445.651,68 GWh. Este montante foi 24,99%

inferior ao registrado no mesmo período de 2011 (594.136,35 GWh).

A carga de energia do Sistema Interligado Nacional registrada, entre julho e

outubro de 2012, foi de 229.774,4 MW médios, o que representou um aumento de

3,11 em comparação com o mesmo período de 2011, quando a carga de energia do

SIN foi de 222.852,5 MW médios,

O consumo total de eletricidade na rede das concessionárias do país apresentou

elevação de 2,4% em agosto, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Essa

expansão segue sendo impulsionada pelo avanço do consumo do setor de comércio

e serviços, que aumentou 7,3% na mesma base de comparação e 7,0% em 12

meses. O consumo das residências, por sua vez, assinalou crescimento de 4,5% no

mês, mantendo a taxa anualizada no mesmo patamar.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) estão nos patamares mais altos desde

janeiro de 2008, quando atingiram níveis recordes, em torno de R$ 570 por MWh.

Nesta segunda semana de outubro, o PLD foi reajustado de R$ 180,5 para R$ 235

MWh na região Sudeste e Centro-Oeste. No Nordeste, o preço subiu de R$ 180,5

para R$ 256.

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INDICADORES DO SETOR ELÉTRICO

1 Capacidade Instalada De acordo com a ANEEL a capacidade instalada no Brasil em 2011 chegou a

117.134,72 MW provenientes de 2608 usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas,

nucleares, pequenas centrais hidrelétricas e centrais geradoras hidrelétricas. A

energia das hidrelétricas predomina e responde por 66,91% da capacidade

instalada do país, seguida das termelétricas, com 26,67%, e das pequenas centrais

hidrelétricas, com 3,3%. Compõem ainda a matriz 1,71% de potência de usinas

nucleares, 1,22% de eólicas e 0,18% das centrais geradoras. Ao longo de 2011

entraram em operação comercial empreendimentos cuja potência equivale a

4.199,3 MW. Dos quais 1.142,8 MW são de hidrelétricas, 432,7 MW de pequenas

centrais hidrelétricas (PCH), 498,3 MW de eólicas e 2.125,5 MW de UTES, divididas

entre térmicas movidas a combustível fóssil (1.206,45 MW) e à biomassa (919,05

MW).

Segundo dados do último Balanço Energético Nacional (BEN) de 2012, com base

nos dados de 2011, o Brasil apresenta uma matriz de geração elétrica de origem

predominantemente renovável, sendo que a geração interna hidráulica responde

por montante superior a 70,% da oferta. Somando as importações, que

essencialmente também são de origem renovável, pode-se afirmar que

aproximadamente 86% da eletricidade no Brasil é originada de fontes renováveis.

Ainda de acordo com o BEN 2012, em 2011, o acréscimo de capacidade de geração

foi de aproximadamente 4.735 MW. A capacidade instalada das centrais de geração

de energia elétrica do Brasil alcançou 117.135 MW, na soma das centrais de

serviço público e autoprodutoras. Deste total, as centrais hidráulicas representam

70,0%, ao passo que centrais térmicas respondem por 26,7%, da capacidade total.

As usinas nucleares participam com 1,7% sendo o restante (1,2%) de origem

eólica, como mostra as Tabelas 1 e 2.

A Tabela 1 apresenta a evolução da capacidade instalada de geração elétrica no

Brasil no período de 1974 a 2011. Os dados são apresentados por fonte geradora e

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por tipo de produtor (serviço público e/ou produtores independentes e

autoprodutores).

Tabela 1: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 – 2011 (MW) NUCLEAR

SP e/ou PIE APE Total SP e/ou PIE APE Total SP e/ou PIE APE Total SP e/ou PIE SP e/ou PIE APE Total1974 13.224 500 13.724 2.489 1.920 4.409 - - - - 15.713 2.420 18.1331975 15.815 501 16.316 2.436 2.216 4.652 - - - - 18.251 2.717 20.9681976 17.343 561 17.904 2.457 2.223 4.680 - - - - 19.800 2.784 22.5841977 18.835 561 19.396 2.729 2.214 4.943 - - - - 21.564 2.775 24.3391978 21.104 561 21.665 3.048 2.259 5.307 - - - - 24.152 2.820 26.9721979 23.667 568 24.235 3.573 2.411 5.984 - - - - 27.240 2.979 30.2191980 27.081 568 27.649 3.484 2.339 5.823 - - - - 30.565 2.907 33.4721981 30.596 577 31.173 3.655 2.441 6.096 - - - - 34.251 3.018 37.2691982 32.542 614 33.156 3.687 2.503 6.190 - - - - 36.229 3.117 39.3461983 33.556 622 34.178 3.641 2.547 6.188 - - - - 37.197 3.169 40.3661984 34.301 622 34.923 3.626 2.547 6.173 - - - - 37.927 3.169 41.0961985 36.453 624 37.077 3.708 2.665 6.373 - - - 657 40.818 3.289 44.1071986 37.162 624 37.786 3.845 2.665 6.510 - - - 657 41.664 3.289 44.9531987 39.693 636 40.329 3.910 2.665 6.575 - - - 657 44.260 3.301 47.5611988 41.583 645 42.228 4.025 2.665 6.690 - - - 657 46.265 3.310 49.5751989 44.172 624 44.796 4.007 2.665 6.672 - - - 657 48.836 3.289 52.1251990 44.934 624 45.558 4.170 2.665 6.835 - - - 657 49.761 3.289 53.0501991 45.992 624 46.616 4.203 2.665 6.868 - - - 657 50.852 3.289 54.1411992 47.085 624 47.709 4.018 2.665 6.683 0,1 - 0,1 657 51.760 3.289 55.0491993 47.967 624 48.591 4.127 2.847 6.974 0,1 - 0,1 657 52.751 3.471 56.2221994 49.297 624 49.921 4.151 2.900 7.051 1 - 1 657 54.105 3.524 57.6291995 50.680 687 51.367 4.197 2.900 7.097 1 - 1 657 55.534 3.587 59.1211996 52.432 687 53.119 4.105 2.920 7.025 1 - 1 657 57.194 3.607 60.8011997 53.987 902 54.889 4.506 2.920 7.426 1 - 1 657 59.150 3.822 62.9721998 55.857 902 56.759 4.798 2.995 7.788 6 - 6 657 61.312 3.897 65.2091999 58.085 912 58.997 5.198 3.309 8.507 19 - 19 657 63.959 4.221 68.1802000 60.095 968 61.063 6.548 4.075 10.623 19 - 19 2.007 68.628 5.043 73.6712001 61.439 972 62.409 6.751 3.730 10.481 21 - 21 2.007 70.177 4.700 74.8772002 63.323 1.150 64.473 9.714 4.099 13.813 22 - 22 2.007 75.066 5.249 80.3152003 66.494 1.206 67.698 11.292 4.838 16.130 22 - 22 2.007 79.815 6.042 85.8572004 67.658 1.427 69.087 14.405 5.151 19.556 27 2 29 2.007 84.097 6.582 90.6792005 69.471 1.583 71.059 14.627 5.143 19.770 27 2 29 2.007 86.132 6.733 92.8652006 72.007 1.672 73.679 13.886 6.486 20.372 235 2 237 2.007 88.136 8.159 96.2952007 73.622 3.249 76.869 14.206 7.023 21.229 245 2 247 2.007 90.078 10.274 100.3522008 74.235 3.310 77.545 14.766 8.233 22.999 396 2 398 2.007 91.404 11.545 102.9492009 74.853 3.757 78.610 16.276 9.074 25.350 600 2 602 2.007 93.735 12.834 106.5692010 76.631 1.072 80.703 17.108 11.654 28.762 926 2 928 2.007 96.671 15.728 112.4002011 78.023 4.436 82.459 17.906 13.337 31.243 1.424 2 1.426 2.007 99.359 17.775 117.135

Ano TOTAISHIDRO TERMO EÓLICA

Fonte: GESEL-IE-UFRJ, com base nos dados do BEN 2010 SP – Serviço Público PIE – Produtores Independentes APE - Autoprodutor Inclui metade da Usina de Itaipu

A Tabela 2 apresenta a participação percentual por tipo de fonte no total da

capacidade instalada. Destaca-se a diminuição gradativa da participação da

capacidade instalada de hidrelétricas desde 1996, quando esta fonte representava

87,4% do total instalado no país. Segundo dados do ano de 2011 (BEN 2012), a

participação hídrica foi de 70,0%. A partir do racionamento, ocorrido em 2001, a

participação hídrica na matriz elétrica brasileira vem diminuindo, isto porque vem

ocorrendo uma diversificação na matriz. A diversificação acontece para diminuir o

risco de novos racionamentos, já que as novas usinas hidrelétricas, que estão

sendo construídas, já não podem ter grandes reservatórios, o que diminui a sua

capacidade de armazenamento de água comprometendo sua capacidade de gerar

nos períodos secos.

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Tabela 2: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 – 2011 (em %)

Hidro Termo Eólica Nuclear Hidro Termo Eólica Hidro Termo Eólica Nuclear

1974 84,2 15,8 - - 20,7 79,3 - 75,7 24,3 - -1975 86,7 13,3 - - 18,4 81,6 - 77,8 22,2 - -1976 87,6 12,4 - - 20,2 79,8 - 79,3 20,7 - -1977 87,3 12,7 - - 20,2 79,8 - 79,7 20,3 - -1978 87,4 12,6 - - 19,9 80,1 - 80,3 19,7 - -1979 86,9 13,1 - - 19,1 80,9 - 80,2 19,8 - -1980 88,6 11,4 - - 19,5 80,5 - 82,6 17,4 - -1981 89,3 10,7 - - 19,1 80,9 - 83,6 16,4 - -1982 89,8 10,2 - - 19,7 80,3 - 84,3 15,7 - -1983 90,2 9,8 - - 19,6 80,4 - 84,7 15,3 - -1984 90,4 9,6 - - 19,6 80,4 - 85,0 15,0 - -1985 89,3 9,1 - 1,6 19,0 81,0 - 84,1 14,4 - 1,51986 89,2 9,2 - 1,6 19,0 81,0 - 84,1 14,5 - 1,51987 89,7 8,8 - 1,5 19,3 80,7 - 84,8 13,8 - 1,41988 89,9 8,7 - 1,4 19,5 80,5 - 85,2 13,5 - 1,31989 90,4 8,2 - 1,3 19,0 81,0 - 85,9 12,8 - 1,31990 90,3 8,4 - 1,3 19,0 81,0 - 85,9 12,9 - 1,21991 90,4 8,3 - 1,3 19,0 81,0 - 86,1 12,7 - 1,21992 91,0 7,8 - 1,3 19,0 81,0 - 86,7 12,1 - 1,21993 90,9 7,8 - 1,2 18,0 82,0 - 86,4 12,4 - 1,21994 91,1 7,7 - 1,2 17,7 82,3 - 86,6 12,2 - 1,11995 91,3 7,6 - 1,2 19,2 80,8 - 86,9 12,0 - 1,11996 91,7 7,2 - 1,1 19,0 81,0 - 87,4 11,6 - 1,11997 91,3 7,6 - 1,1 23,6 76,4 - 87,2 11,8 - 1,01998 91,1 7,8 - 1,1 23,1 76,9 - 87,0 12,0 - 1,01999 90,8 8,2 - 1,0 21,6 78,4 - 86,5 12,5 - 1,02000 87,5 9,6 - 2,9 19,2 80,8 - 82,8 14,4 - 2,72001 86,5 10,6 - 2,8 18,9 81,1 - 82,0 15,4 - 2,62002 83,5 13,9 - 2,6 20,6 79,4 - 79,2 18,4 - 2,42003 82,9 14,6 - 2,5 19,4 80,6 - 78,4 19,3 - 2,32004 80,3 17,3 - 2,4 21,5 78,5 - 76,0 21,7 - 2,22005 80,3 17,4 0,0 2,3 23,1 76,9 0,0 76,1 21,8 0,0 2,22006 81,3 16,2 0,3 2,3 20,0 80,0 0,0 76,0 21,7 0,2 2,12007 81,7 15,8 0,3 2,2 31,5 68,5 0,0 76,5 21,2 0,2 2,02008 80,8 16,6 0,4 2,2 32,0 68,0 0,0 75,3 22,4 0,4 1,92009 80,6 16,7 0,6 2,1 30,3 69,7 0,0 74,7 22,9 0,6 1,92010 79,1 18,0 0,9 2,1 21,8 78,2 0,0 71,2 26,2 0,8 1,82011 78,5 18,0 1,4 2,1 25,0 75,0 0,0 70,0 26,7 1,2 1,7

SP e/ou PIE APE TOTAISAno

Fonte: GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do BEN 2010 SP - Serviço Público PIE - Produtor Independente APE – Autoprodutor Inclui metade da Usina de Itaipu

Ainda de acordo com a Tabela 2 houve um aumento de 3,2% na participação

térmica (APE), de 2010 para 2011, o que contribui com a elevação na participação

total de termelétricas na capacidade instalada, de 26,2% em 2010 para 26,7% em

2011. Em relação à capacidade instalada proveniente de fonte eólica, a potência

instalada aumentou 53,7% em 2011, m relação a 2010. O parque eólico nacional

cresceu 498 MW, alcançando 1426 MW ao final de 2011.

12

2 Matriz Elétrica

De acordo com os resultados do BEN, 2012, divulgado pela EPE, a participação de

renováveis na produção de eletricidade ampliou-se em 2,6 pontos percentuais em

2011, atingindo 88,9%. Houve redução na produção de bioeletricidade (a partir da

biomassa da cana). Em decorrência das condições hidrológicas favoráveis, em

2011, a produção de hidroeletricidade aumentou 6,2%. O destaque ficou por conta

da expansão da geração de energia eólica, mais de 24,3%. Em termos de

repartição da oferta interna de energia as renováveis tiveram uma participação de

44,1% (biomassa da cana (15,7%), hidráulica e eletricidade (14,7%), lenha e

carvão vegetal (9,7%) e lixívia e outras renováveis (4,1%)) e, as não renováveis de

55,9%: petróleo e derivados (38,6%), gás natural (10,1%), carvão mineral (5,6%) e

urânio (1,5%)).

Gráfico 1: Matriz de Energia Elétrica, novembro de 2012 (%)

Fonte: BIG - Aneel

De acordo com o Banco de Informação de Geração (BIG), da Aneel, o Brasil possuía,

até 14 de novembro de 2012, 2.709 usinas em operação totalizando uma capacidade

instalada de 119.700.086 kW, incluindo o Sistema Interligado Nacional e os Sistemas

Isolados.

13

Entraram em operação 59 novas usinas no período de julho de 2012 a novembro de

2012. Esta quantidade equivale a 1.267 MW de nova capacidade instalada em operação.

Em relação às unidades instaladas, no período, o destaque foi para as hidrelétricas (22) e

para as térmicas a óleo diesel, 22 novas unidades.

A potência instalada proveniente de fontes hídricas representava 65,3% do total do país,

somando aproximadamente 83.450 MW. As usinas abastecidas por gás representavam

10,5% do total, subdividido em gás natural (9,0% do total da matriz energética) e de

processo (1,5% também do total da matriz). A energia nuclear representava 1,6% da

matriz energética brasileira, com duas usinas instaladas (Angra 1 e 2). A biomassa

registrou participação de 7,7%, enquanto que as Eólicas corresponderam a 1,4% da

potência instalada no país. As fontes mais poluentes, petróleo e carvão, registraram,

respectivamente, 5,7% e 1,5% da capacidade instalada, em novembro de 2012,

conforme a Tabela 3.

Tabela 3: Matriz de Energia Elétrica (Novembro de 2012)

N.° de Usinas (MW)

Hidro 1.023 83.450 65,3Natural 105 11.550 9,0

Processo 40 1.832 1,5Total 145 13.382 10,5

Óleo Diesel 952 3.414 2,7Óleo Residual 34 3.925 3,1

Total 986 7.340 5,7Bagaço de Cana 360 8.079 6,3

Licor Negro 14 1.235 1,0Madeira 45 379 0,3Biogás 19 79.000 0,1

Casca de Arroz 8 32.608 0,0Total 446 9.805 7,7

Nuclear 2 2.007 1,6 Carvão Mineral 10 1.945 1,5

Eólica 82 1.763 1,4Paraguai - 5.650 5,5Argentina - 2.250 2,2Venezuela - 200 0,2Uruguai - 70 0,1

Total - 8.170 6,52.706 127.867 100,0Total

Gás

Petróleo

Biomassa

Importação

Empreendimentos em Operação

TipoCapacidade Instalada

Participação em (%)

Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados da ANEEL

14

3 Leilões

É por meio de licitação na modalidade de leilões que as concessionárias, as

permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia

elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), devem garantir o atendimento a

totalidade de seu mercado no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), de acordo

com o Decreto nº 5.163/2004, artigo 11º e Lei nº 10.848/2004, artigo 2º.

3.1 - Noticias A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) realizará em 05 de dezembro o

Leilão de Transmissão nº 07/2012. Serão licitados oito lotes, compostos de 4.445

quilômetros (km) em linhas de transmissão e de subestações com um total de

1.940 mega-volt-amperes (MVA) de potência. As novas instalações vão demandar

investimentos da ordem de R$ 4,3 bilhões em 11 estados, com geração de 8.623

empregos diretos. O prazo de conclusão das obras será de 22 a 36 meses e os

contratos de concessão são de 30 anos.

Serão licitadas 15 linhas de transmissão e oito subestações, nos estados de

Tocantins, Goiás, Acre, Piauí, Maranhão, Bahia, Ceará, Paraíba, Rio Grande do

Norte, Minas Gerais e São Paulo. A Receita Anual Permitida de referência (RAP) *

máxima a ser paga aos empreendedores, determinada no edital, é de R$ 476,1

milhões, já considerando a extinção da Reserva Global de Reversão (RGR) a partir

de 2013, conforme determina a Medida Provisória Nº 579/2012. Serão vencedores

os proponentes que apresentarem o menor valor de RAP por lote.

Neste leilão, está vedada a participação, individualmente ou em consórcio no qual

detenha cota superior a 49%, de empresas com histórico de sistemático atraso na

implantação de empreendimentos de transmissão nos últimos três anos,

caracterizado por tempo médio de atraso na entrada em operação comercial de

instalações superior a seis meses em relação às datas fixadas nos respectivos

contratos de concessão ou atos autorizativos. Também não poderão participar

empresas que tenham recebido três ou mais penalidades por atraso na execução

15

de obras de transmissão nos últimos três anos, já transitadas em julgado na esfera

administrativa. A lista com as empresas que não poderão participar do leilão

devido a essas restrições será divulgada junto com a publicação do edital do leilão.

O Ministério de Minas e Energia voltou a adiar a data para a realização de novos

leilões para geração de energia nova. As mudanças constam de portarias

publicadas na edição do dia 21 de setembro do Diário Oficial da União. O próximo

leilão A-3 passou de 11 de outubro para 12 de dezembro de 2012. Já o leilão

chamado de A-5 mudou de 25 de outubro para 14 de dezembro.

Os adiamentos dos leilões se devem à sobrecontratação das distribuidoras de

energia elétrica – concessionárias que atuam na ponta, fornecendo a energia

gerada pelas usinas aos consumidores. Isso quer dizer que as distribuidoras já

contrataram energia suficiente para atender os seus mercados nos próximos anos

e, por isso, não têm informado ao governo necessidade de novos aportes que

justifiquem os leilões.

3.2 - Leilão de Ajuste Foi realizado no dia 27 de setembro de 2012 o “14º Leilão de Ajuste” pela Câmara

de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Os leilões de ajuste têm como

objetivo a complementação pelas distribuidoras dos montantes de energia para o

abastecimento de seu mercado consumidor, limitados a um por cento do total da

carga total contratada para o atendimento do mercado regulado (segundo

Resolução Normativa da Aneel nº 411/2010). Serão leiloados lotes de energia de

0,5 Megawatts (MW) médios para os seguintes períodos de suprimento:

• Período de suprimento de 03 meses (P03M) – início de suprimento no dia 1 de

outubro de 2012 e término no dia 31 de dezembro de 2012;

• Período de suprimento de 12 meses (P12M) início de suprimento no dia 1 de

janeiro de 2013 e término no dia 31 de dezembro de 2013.

16

O 14º Leilão de Ajuste, que movimentou no total R$ 18,789 milhões, com preço

médio de R$ 133,03 por MWh, o que representa deságio médio de 17,85% em

relação aos valores de referência estabelecidos. Neste leilão, foram feitas ofertas

para atendimento aos submercados Nordeste e Sudeste. Os preços de venda

médios foram de R$ 138,13 por MWh e R$130,73 por MWh, respectivamente. No

total, foram negociados 128 lotes, que somam 141.248 MWh, segundo a CCEE.

Entre as distribuidoras, somente a Energisa e a Light compraram energia no

certame. A baixa participação foi considerada “normal” pela CCEE, uma vez que as

demais concessionárias já possuem contratos suficientes para atender à demanda

de seus mercados.

17

4 Geração

A presente seção apresenta o quadro geral de Geração de Energia no Sistema

Interligado Nacional desde o ano 2000, para se ter um panorama de como se

comportou o sistema frente a crise energética de 2001 e se já houve a recuperação

dos níveis de geração registrados no período anterior a crise. Neste relatório, em

especial, a análise será centrada no período de julho a outubro de 2012.

Esta seção apresenta primeiramente os dados de geração total e por fonte, e em

seguida apresenta os dados por fonte para cada subsistema e, por fim, os dados de

geração de Itaipu, energia nuclear e eólica.

As centrais de geração elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro

geraram, 199.446,79 GWh de energia elétrica de julho a outubro de 2012. Este

volume de energia representou expansão de 2,70 pontos em relação ao montante

gerado no SIN no mesmo período de 2011, quando o volume de energia foi de

194.201,23 GWh. No período a energia hídrica foi responsável por 72,33% do total

gerado no âmbito do SIN (144.260,44 GWh). Já as fontes térmicas foram

responsáveis por 9,16% do total gerado (18.277,73 GWh), enquanto que as fontes

nucleares representaram 2,92% do volume gerado no sistema interligado

(5.826,21 GWh). Itaipu foi responsável por 14,93% da geração (29.774,06 GWh). E,

a geração eólica representou 0,66% ou 1.308,35 GWh da geração total.

Gráfico 2: Evolução Mensal da Geração de Energia Elétrica, por fonte, no SIN (GWh)

10,00

10.010,00

20.010,00

30.010,00

40.010,00

50.010,00

60.010,00

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Geração Hidráulica Geração de Itaipu Geração TérmicaGeração Nuclear Geração Eólica Total

Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS

18

4.1 – Geração Hídrica No período de julho a outubro de 2012 a geração de energia elétrica, a partir de

fontes hídricas, alcançou 144.260,44 GWh. Este valor é 4,07 pontos abaixo da

quantidade gerada no mesmo período de 2011, quando o total gerado por esta

fonte foi de 150.388,59 GWh.

O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi responsável por 28,31% do volume total

de energia hídrica gerada no SIN no período de 2012 analisado (65.21,83 GWh). O

Subsistema Sul teve participação de 10,24% do total gerado por fontes hídricas no

mesmo período. O volume gerado foi de 23.584,09 GWh . O Gráfico 3 apresenta a

evolução mensal da geração de energia elétrica no SIN.

Gráfico 3: Geração Mensal de Energia Hídrica por Subsistema a partir de Jan-2000, (GWh)

1.000,006.000,00

11.000,0016.000,0021.000,0026.000,0031.000,0036.000,0041.000,0046.000,00

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN


As centrais hidrelétricas do Subsistema Nordeste geraram 15.495,44 GWh no

período, o que em termos percentuais equivale a 3,73% do total do SIN. E no

Subsistema Norte, a geração foi de 10.201,99 GWh, no período, o que equivale a

4,43% do total gerado.

4.2 – Geração Térmica As centrais de geração térmica do SIN geraram 18.277,70 GWh, no período de

julho a outubro de 2012. Este valor foi 87,56 pontos superior ao gerado no mesmo

período de 2011 (9.745,16 GWh). Este resultado é conseqüência do acionamento

19

de centrais térmicas para suprir a demanda devido à queda no nível dos

reservatórios.

O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi responsável por 60,84% de toda a energia

térmica gerada durante o periodo de 2012. O subsistema registrou geração de

11.119,80 GWh,

Enquanto o subsistema Sul gerou 3.844,99 GWh no mesmo período. Este volume

representou uma participação de 21,04% do total gerado por fontes térmicas,

conforme o Gráfico 4.

Gráfico 4: Geração de Energia Térmica por Subsistema a partir de Jan-2000 (GWh)

0,001.000,002.000,003.000,004.000,005.000,006.000,007.000,008.000,00

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



O Nordeste registrou 17,80% no montante de energia elétrica gerada no periodo. O

volume total de energia gerada pelo subsistema foi de 3.252,96 GWh. E o

subsistema Norte participou com apenas 56,29 GWh.

Quase1 um mês depois de o ONS ser obrigado a acionar todas as térmicas

existentes no País para preservar o nível dos reservatórios, algumas usinas ainda

têm tido dificuldade para produzir o volume programado. Há unidades que não

conseguiram produzir um único MW nesse período, o que fez a Aneel iniciar uma

rígida fiscalização nas usinas.

1 http://www.portalpch.com.br/index.php/noticias-e-opniao/noticias-gerais-do-segmento/167-19-11-2012-usinas-termoeletricas-ficam-abaixo-das-metas-de-geracao-de-energia

20

Essas termoelétricas, movidas a óleo combustível, diesel e carvão, são contratadas

para ficar em stand by para qualquer emergência no sistema elétrico, a exemplo da

seca que o país vive atualmente. Para ficarem paradas à espera de um chamado do

ONS, elas ganham uma receita fixa mensal. Quando são acionadas, além da renda

mensal, recebem também pelo custo do combustível, que é extremamente elevado

- acima de R$ 500 o MW hora. Todo esse dinheiro sai do bolso dos brasileiros

quando pagam a conta de luz.

Mas, como já ocorreu em 2007, quando faltou gás natural para atender às usinas,

nem todas as térmicas estão preparadas para produzir energia elétrica quando são

solicitadas. No início, a diferença entre os volumes programados pelo ONS e o que

realmente foi gerado era da ordem de 2 mil MW médios - equivalente à geração de

uma usina como a de Santo Antônio, no Rio Madeira. Hoje esse volume caiu

bastante, para algo em torno de 800 e 500 MW médios. Mas a queda não é

resultado apenas da melhora no desempenho das usinas. Como algumas não

estavam operando, o ONS retirou as unidades da programação.

Desde o dia 27 de outubro todas as termoelétricas disponíveis no sistema elétrico

brasileiro entraram em operação ao mesmo tempo para tentar recuperar o volume

de água dos reservatórios. Segundo dados do ONS, em algumas regiões, as represas

estão com o pior nível de armazenamento dos últimos 11 anos. A expectativa do

ONS é que as chuvas de novembro e dezembro consigam elevar o volume de água

nos reservatórios de forma mais consistente. As termoelétricas apenas vão parar

de operar se o nível dos reservatórios subirem acima da meta de segurança. Isso

significa aumento na conta de luz do brasileiro. As usinas que começaram a gerar

energia são movidas a óleo combustível e diesel, caras e poluentes. "As térmicas

vão ajudar a recompor os reservatórios. A situação só vai se complicar se nos

próximos dois meses não chover o suficiente", explica o professor da UFRJ, Nivalde

Castro, coordenador do GESEL. Em 2007 e 2008, o País também sofreu um stress

no armazenamento de água. Na ocasião, além de várias térmicas não poderem

gerar por falta de combustível, as chuvas só começaram em fevereiro.

21

4.3 – Geração Nuclear

O Setor Nuclear Brasileiro possui duas Usinas em operação atualmente, as usinas

de Angra 1 (657 MW) e Angra 2 (1.350 MW), ambas localizadas na região Sudeste,

no município de Angra dos Reis, no estado do Rio de Janeiro. A Usina de Angra 3

começou a ser construída em 2010, o que aumentará a capacidade instalada

nuclear brasileira para 3.412 MW de potência.

As duas usinas nucleares já instaladas e em operação produziram 5.826,21 GWh de

eletricidade no período de julho a outubro de 2012, conforme o Gráfico X. Este

montante significou 2,92% de toda a energia gerada no SIN durante o período e

representou aumento de 17,01 pontos em comparação com o total gerado no

mesmo período do ano anterior, quando foram gerados 4.979,17 GWh de energia

na usinas nucleares de Angra.

Através do Gráfico 5 observa-se que a geração de energia nuclear em Angra

apresenta oscilação constante. A exceção fica por conta dos períodos nos quais

existem eventos extraordinários, como a necessidade do desligamento das usinas

para manutenção dos equipamentos ou então para troca das pastilhas de urânio,

que servem como combustível.

Gráfico 5: Geração de Energia Nuclear, a partir de Jan-2000 (em GWh)

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

1.600,00

Jane

iro

Feve

reiro

Mar

ço

Abr

il

Mai

o

Junh

o

Julh

o

Ago

sto

Sete

mbr

o

Out

ubro

Nov

embr

o

Dez

embr

o

2008 2009 2010 2011 2012


22

4.4 – Itaipu

A Usina Hidrelétrica de Itaipu, a maior hidrelétrica em operação no mundo, é um

empreendimento binacional desenvolvido em conjunto pelo Brasil e pelo Paraguai.

A capacidade instalada da usina é de 14.000 MW, com 20 unidades geradoras de

700 MW cada.

No Gráfico 6 pode-se observar a evolução do montante de energia gerada na Usina

Binacional de Itaipu a partir de janeiro de 2000.

Gráfico 6: Energia Gerada pela Usina de Itaipu, a partir de Jan-2000 (em GWh)

4.000,00

5.000,00

6.000,00

7.000,00

8.000,00

9.000,00

Jane

iro

Feve

reiro

Mar

ço

Abril

Mai

o

Junh

o

Julh

o

Ago

sto

Sete

mbr

o

Out

ubro

Nov

embr

o

Dez

embr

o

2008 2009 2010 2011 2012

Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS

A energia gerada pela central de Itaipu no período foi de 29.774,06 GWh, o que

corresponde a 14,93% do total gerado no SIN. Este montante é 5,62 pontos maior

do que o gerado no mesmo período do ano anterior (28.190,87 GWh).

23

5 Fluxo de Energia Elétrica entre os Subsistemas

Os dados presentes nos gráficos permitem a análise dos intercâmbios e da

destinação da energia elétrica entre os subsistemas do SIN e do intercambio

internacional a partir de janeiro de 2000.

Durante o mês de agosto de 2012 a região Norte passou a receber energia da

região Sudeste / Centro – Oeste, com montante de 226 MW médios. Com o

fornecimento elevado da região Sul verificado nos primeiros dez dias, na média do

mês, a região forneceu energia para a região Sudeste/Centro-Oeste, totalizando

414 MW médios. O intercâmbio de energia da região Sudeste/Centro-Oeste para o

Acre/Rondônia foi de 86 MW médios, superior ao verificado no mês anterior. O

recebimento pela região Nordeste, foi de 2.057 MW médios, ainda em montante

elevado, porém inferior ao verificado no mês anterior, devido à redução de

recebimento nos últimos vinte dias do mês. A região Sul exportou valores elevados

de energia nos primeiros dez dias do mês de agosto, da ordem de 2.400 MW

médios, e somente passou a receber montantes da ordem de 1.050 MW médios nos

últimos dez dias do mês. Esses intercâmbios praticados e a ocorrência de baixo

volume de precipitação na região contribuíram para o deplecionamento de 10,5

pontos percentuais verificado em seu armazenamento equivalente, que atingiu

63,4% EAR ao final de agosto. O Gráfico 7 apresenta a evolução dos intercâmbios

de eletricidade entre as regiões brasileiras.

24

Gráfico 7: Intercâmbio de Eletricidade entre as Regiões Brasileiras, a partir de Jan-2000 (em GWh)

-5.000,00

-4.000,00

-3.000,00

-2.000,00

-1.000,00

0,00

1.000,00

2.000,00

3.000,00

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Sul / Sudeste/Centro-Oeste Norte/ Sudeste/Centro-Oeste Norte/ Nordeste Sudeste/Cento-Oeste / Nordeste


5.1 Intercâmbio Internacional Visando aproveitar melhor as disponibilidades de recursos energéticos regionais, o

Brasil dispõe de um conjunto de interligações de seu sistema elétrico com os

sistemas elétricos da Argentina, do Uruguai e do Paraguai. Estas interligações são

utilizadas nas situações em que há folga de recursos energéticos e de geração em

um país e necessidade em outro, ou para atender a emergências. Para tanto, existe

um conjunto de regras, definidas em acordos internacionais, que normatizam os

procedimentos para cada situação.

O intercâmbio de energia elétrica para a Argentina pode ser proveniente das

estações conversoras Garabi 1 e Garabi 2, de propriedade da CIEN (Companhia de

Interconexão Energética), compostas cada uma por dois conversores de frequência

50/60 Hz, com capacidade de 550 MW. O ponto de entrega da conversora Garabi 1

está localizado na SE Santo Ângelo e o ponto da conversora Garabi 2 na SE Itá.

Também para a argentina o intercâmbio de energia elétrica pode ser proveniente

da estação conversora de frequência Uruguaiana, de propriedade da Eletrosul,

50/60 Hz, com capacidade de 50 MW, interligando Paso de Los Libres, na

Argentina, à subestação Uruguaiana localizada no Estado do Rio Grande do Sul.

25

O intercâmbio de energia elétrica para o Paraguai é realizado por meio da

conversora de frequência Acaray, 50/60 Hz, de propriedade da ANDE, que está

localizada entre a SE Foz do Iguaçu, no estado do Paraná, e a Central Hidrelétrica

Acaray. A Resolução Autorizativa ANEEL nº 91/2005 autoriza a COPELG a

importar e exportar energia elétrica, mediante intercâmbio elétrico entre o Brasil e

o Paraguai, via conversora Acaray.

Intercâmbio de energia elétrica com o Uruguai é realizado por meio da estação

conversora de frequência de Rivera, de propriedade da UTE. Esta conversora,

50/60 HZ, tem capacidade de 70 MW e interliga a SE Livramento 2, no estado do

Rio Grande do Sul, ao Uruguai.

Em julho houve intercâmbio internacional de energia do Brasil para o Uruguai,

com um montante de 71 MW médios. Houve também o intercâmbio internacional

da Venezuela para o Brasil, com um montante de 85 MW médios.

No mês de agosto houve intercâmbio internacional de energia do Brasil para o

Uruguai, na modalidade de suprimento por usinas térmicas não despachadas para

o SIN, no valor de 71 MW médios, via conversora de Rivera. Não houve

intercâmbio internacional de energia hidráulica. Em relação ao saldo da energia

emergencial, há um crédito a favor do Uruguai de 2.073,13 MWh. Em relação ao

saldo da energia de oportunidade, há um crédito a favor do Brasil de 889,44 MWh.

No mês de agosto, em relação ao saldo da energia emergencial, há um crédito a

favor da Argentina de 12.213,77 MWh (Interligações Garabi 1 e Garabi 2).

Pela conversora de Uruguaiana, em relação à modalidade de energia emergencial,

há um saldo acumulado de 1.111,13 MWh a favor do Brasil. Em outubro de 2011

houve correção nas informações acarretando um pequeno aumento no saldo

acumulado.

26

Gráfico 8: Intercâmbio de Eletricidade Internacionais, a partir de Jan-2000 (em GWh)

-2.000,00

-1.000,00

0,00

1.000,00

2.000,00

3.000,00

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Internacional - S Exportação - N Importação - NE


27

6 Nível dos Reservatórios

Este tópico aborda a evolução das condições dos reservatórios das hidrelétricas do

sistema hidrelétrico brasileiro no período de janeiro a abril de 2011,

desagregando-os pelos quatro subsistemas: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Norte e

Nordeste.

Esses indicadores visam oferecer elementos para a análise da disponibilidade de

energia nos reservatórios e do nível máximo possível em cada subsistema. A partir

destes dados, pode-se avaliar, com mais precisão, para o curto e médio prazo, a

capacidade de geração de energia das hidrelétricas nacionais.

6.1 - Noticias2

O sistema Sudeste/Centro-Oeste representa 70% da geração de energia do Brasil.

Para se ter uma ideia, os reservatórios dessa região operam atualmente com 42%

da capacidade total. A Bacia do Rio Grande, que equivale a 27% desse sistema, é a

mais prejudicada pela falta de chuvas. Nela estão localizadas a hidrelétrica Água

Vermelha, onde o volume da represa está em 13% de todo o potencial, e a

Marimbondo, com 12% do total. Em 2011, nesta mesma época do ano, as usinas da

região estavam com 61% do volume total.

A situação chegou nesse patamar porque o clima foi influenciado por dois anos

pelo fenômeno La Niña, que diminui o volume de chuva no Brasil. No último verão,

que representa o período úmido em boa parte das regiões, choveu abaixo da média

no Sudeste, Centro-Oeste, Norte e Nordeste e por isso não houve uma recuperação

total dos reservatórios. Entre fevereiro e abril deste ano foi observada uma das

piores secas dos últimos 20 anos. No Tocantins, por exemplo, esse ano os

reservatórios começaram a baixar em março, quando isso normalmente ocorre

entre abril e maio.

2 http://www.consumocomatitude.com.br/web/index.php/consumo-com-atitude/clima-faz-preco-da-energia-subir-mais-de-800-no-mercado-livre-em-um-ano/

28

Os verões de La Niña também são caracterizados por chuvas abaixo da média no

sistema Sul, que desde novembro de 2011 tem seus reservatórios em condições

críticas, insuficientes para atender a demanda da região. O Norte/Nordeste

também foi prejudicado por causa da água do oceano Atlântico que próximo à

costa da região estava mais fria, o que impede a atuação do sistema meteorológico

chamado de Zona de Convergência Intertropical, responsável por trazer as chuvas

para o Nordeste. Nessa situação, o Sudeste/Centro-Oeste, maior responsável pela

produção de energia do país, ficou sobrecarregado.

Depois de um início de ano ruim para o setor de energia, havia uma grande

expectativa para a instalação do El Niño no inverno. Mas o fenômeno não se

configurou com intensidade suficiente e por isso não choveu o quanto deveria

entre agosto e setembro na região Sul. O El Niño de 2012 é fraco e as frentes frias

ficaram estacionadas entre a Argentina e o Uruguai, provocando chuvas nesses

países. Além disso, no começo da Primavera houve registro de chuva forte no Rio

Grande do Sul, mas os maiores acumulados aconteceram no extremo sul do Estado

e não houve aproveitamento pela Bacia do rio Uruguai.

Porém, de acordo com ONS, para entrar no nível de risco as hidrelétricas do

Sudeste/Centro-Oeste só precisam baixar mais 12% o volume de água dos

reservatórios. Se isso acontecer, todas as termoelétricas deverão ser acionadas

para atender o mercado. Em 2000 e 2001, quando os reservatórios ficaram em

torno de 20% de sua capacidade, a população sofreu com os racionamentos e

apagões.

Nos últimos dez anos, não foi registrado nenhum valor acima de R$ 300,00 no mês

de outubro, como está atualmente. O maior valor registrado pela CCEE na última

década foi de R$ 569,00/MW, em janeiro de 2001. No entanto, os consumidores

finais não precisam se preocupar. Os valores comercializados pelo mercado livre

não chegam ao bolso da população, que paga uma média do custo de energia anual.

A previsão para os próximos meses é que com a chegada do período úmido, as

chuvas se consolidem em boa parte do Brasil. Há uma expectativa de chuvas

29

dentro da média a partir da segunda quinzena de outubro para o Sul, Sudeste e

Centro-Oeste. O problema é que a situação não deve se regularizar, pois segundo o

climatologista da Somar, Paulo Etchichury deveria chover acima da média para os

níveis dos reservatórios se recuperarem. Além disso, a distribuição das chuvas é

muito importante, “os grandes volumes de chuva devem ocorrer dentro das bacias

hidrográficas”, afirma Paulo.

6.2 – Energia armazenada por subsistema A energia armazenada é a valoração energética do volume armazenado de água em

um reservatório pela produtividade das usinas hidrelétricas localizadas à sua

jusante. A importância deste dado é a possibilidade de analisar a capacidade de

geração em um determinado subsistema.

O total de energia armazenada no Sistema Interligado Nacional durante o período

de julho a outubro de 2012 foi de 445.651,68 GWh. Este montante foi 24,99%

inferior ao registrado no mesmo período de 2011 (594.136,35 GWh).

O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrou 315.152,43 GWh de energia

armazenada no período. O Subsistema Sul registrou 31.559,28 GWh. O Subsistema

Norte registrou 25.454,85 GWh, e o Subsistema Nordeste registrou 73.485,12

GWh.

O Gráfico 9 abaixo apresenta a evolução do nível dos reservatórios desde janeiro

de 2000. O nível dos reservatórios do Sul vem apresentando queda desde fevereiro

deste ano e está queda prosseguiu até outubro, já que no período quase não

choveu.

30

Gráfico 9: Armazenamento de Energia Mensal por Subsistema, desde Jan- 2000 (%)

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Sudeste/CO Sul Norte Nordeste


6.3 – Energia Natural Afluente por Subsistema O conceito de Energia Natural Afluente se refere à energia que se obtém quando a

vazão natural afluente a um ponto de observação é turbinada nas usinas situadas à

jusante do ponto. A energia natural afluente a uma bacia é a soma das energias

naturais afluentes a todos os pontos de observação existentes na bacia.

No período de julho a outubro de 2012, o Sistema Interligado Nacional registrou

energia natural afluente total da ordem de 115.674,03 MW médios, o que

representou redução de 40,59 pontos em comparação com o mesmo período de

2011, quando o volume registrado foi de 194.720,72 MW médios.

A região Sudeste registrou 62,65% da energia natural afluente do SIN, no período

analisado. No período equivalente do ano anterior a participação havia sido de

46,48%. Na região Norte o registro foi de 4,80% no período contra 3,07% no

período anterior. A região Nordeste registrou 6,89% contra 5,47% no período

anterior. E na região Sul, a energia natural afluente registrada no período, foi de

25,66% do total no período analisado de 2012 contra 44,98% no período

equivalente de 2011.

31

Gráfico 10: Energia Natural Afluente por Região, desde Maio-2001 (em MW médios)

0,0010.000,0020.000,0030.000,0040.000,0050.000,0060.000,0070.000,0080.000,0090.000,00

100.000,00

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Sudeste Sul Norte Nordeste


Em termos de incremento no volume de energia natural afluente houve

decréscimo em todas as regiões, quando comparado os meses de julho a outubro

de 2012 ao período equivalente do ano anterior. No Sudeste a redução foi de 19,94

pontos, Sul 66,10 pontos, Norte 7,05 pontos, Nordeste 25,17 pontos e no total a

redução foi de 40,59 pontos.

32

7 Carga

7.1 – Carga de Energia no Sistema Interconectado A Carga de Energia refere-se à quantidade de energia requisitada pelo Sistema

num determinado período de tempo, composta do consumo mais as perdas. A

carga de energia do Sistema Interligado Nacional registrada, entre julho e outubro

de 2012, foi de 229.774,4 MW médios, o que representou um aumento de 3,11 em

comparação com o mesmo período de 2011, quando a carga de energia do SIN foi

de 222.852,5 MW médios, conforme o Gráfico 11. Os valores de carga de energia do

SIN verificados em outubro/12 acarretaram uma variação positiva de 5,9% em

relação aos valores verificados no mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês

de setembro/12, verifica-se uma variação positiva de 2,5%. No acumulado dos

últimos 12 meses o SIN apresentou uma variação positiva de 3,7% em relação ao

mesmo período anterior.

Os principais fatores que influenciaram o desempenho da carga do SIN durante o

mês de outubro/12 foram o comportamento da indústria, cujos resultados

sinalizam a continuidade da recuperação gradual no ritmo de atividade do setor e a

ocorrência de dois dias úteis a mais que no mesmo mês do ano anterior.

Adicionalmente, foram observadas, durante a maior parte do mês, temperaturas

acima da média histórica e das registradas durante o mesmo período do ano

anterior.

Para o Subsistema Sudeste/Centro-Oeste os valores de carga de energia

verificados em outubro/12 ocasionaram uma variação positiva de 7,1% em relação

aos valores do mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12,

verifica-se uma variação positiva de 3,5%. No acumulado dos últimos 12 meses o

Sudeste/Centro-Oeste apresentou uma variação positiva de 3,1% em relação ao

mesmo período anterior. A taxa de crescimento em relação ao mesmo período do

ano anterior pode ser explicada principalmente pela recuperação da atividade do

setor industrial da região, que representa cerca de 60% do total da carga de

energia do setor industrial do país e a ocorrência de elevadas temperaturas

33

durante o mês, que acarretou um aumento da carga de refrigeração, afetando

diretamente o consumo das classes residencial e comercial. Além disso, também

contribuiu para esse desempenho o maior número de dias úteis, em relação ao

mesmo mês do ano anterior.

Gráfico 11: Evolução da Carga de Energia no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000

0,0

10.000,0

20.000,0

30.000,0

40.000,0

50.000,0

60.000,0

70.000,0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



No Subsistema Sul os valores de carga de energia verificados em outubro/12

acarretaram uma variação positiva de 5,5% em relação aos valores do mesmo mês

do ano anterior. Com relação a setembro/12, verifica-se uma variação positiva de

2,1%. No acumulado dos últimos 12 meses o Sul apresentou um crescimento de

4,3% em relação ao mesmo período anterior.

A variação de carga observada durante o mês de outubro/12 em relação ao mesmo

mês do ano anterior reflete a continuidade do bom desempenho observado nas

atividades econômicas da região, ocorrência de temperaturas acima das

registradas durante o mesmo período do ano anterior e o maior número de dias

úteis.

No Subsistema Nordeste os valores de carga de energia verificados em outubro/12

acarretaram uma variação positiva de 3,9% em relação aos valores do mesmo mês

do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12, verifica-se uma variação

negativa de 0,1%. No acumulado dos últimos 12 meses o Nordeste apresentou um

crescimento de 6,5% em relação ao mesmo período anterior. A variação de carga

em relação ao mesmo mês do ano anterior é explicada principalmente pela

34

continuidade do bom desempenho observado nas atividades econômicas da região,

suportada principalmente, pela carga de energia das classes comercial e

residencial, reflexo do incremento da renda familiar e o avanço do emprego. Cabe

ressaltar que em algumas capitais dessa região ocorreram temperaturas máximas

inferiores às observadas no mesmo mês do ano anterior.

No Subsistema Norte os valores de carga de energia verificados em outubro/12

ocasionaram uma variação positiva de 1,0% em relação aos valores do mesmo mês

do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12, verifica-se uma variação

negativa de 0,5%. No acumulado dos últimos 12 meses o Norte apresentou uma

variação positiva de 2,4% em relação ao mesmo período anterior. O desempenho

da carga de energia desse subsistema reflete principalmente o desempenho da

produção dos grandes consumidores eletrointensivos conectados à Rede Básica,

que detêm uma participação de cerca de 50% na carga desse subsistema, sendo

que 2/3 pertencem ao setor metalúrgico e são voltados, basicamente, para o

mercado externo de commodities. A taxa de crescimento de outubro em relação ao

mesmo mês do ano anterior, inferior às ocorridas nos outros subsistemas, foi

influenciada, dentre outros fatores, pela redução temporária da carga de energia

de dois grandes consumidores industriais da rede básica, dos setores de alumínio e

níquel.

7.2 - Carga de Demanda no Sistema Interconectado

No Sistema Interligado, a carga de demanda em outubro foi 3,2% superior ao

ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,8% inferior ao valor verificado no mês

anterior.

No SE/CO, a carga de demanda verificada em outubro foi 3,1% superior ao

ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,3% superior ao valor verificado no

mês anterior.

No Sul, a carga de demanda verificada em outubro foi 5,3% superior ao ocorrido

no mesmo mês do ano anterior e 0,9% inferior ao valor ocorrido no mês anterior.

35

No Nordeste, a carga de demanda verificada em outubro foi 2,2% superior ao

ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,1% inferior ao valor ocorrido no mês

anterior.

No Norte, a carga de demanda verificada em outubro foi 0,8% superior ao ocorrido

no mesmo mês do ano anterior e 1,1% superior ao ocorrido no mês anterior.

Gráfico 12: Evolução da Carga de Demanda no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000 (em GWh)

2.000,0

12.000,0

22.000,0

32.000,0

42.000,0

52.000,0

62.000,0

72.000,0

82.000,0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012


Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do NOS

A Tabela 4 apresenta os valores máximos de demanda independente do seu

horário de ocorrência.

Tabela 4: Demanda Máxima Instantânea (MW)

Fonte: Boletim Mensal ONS3

3 http://www.ons.org.br/analise_carga_demanda/201210_outubro.aspx#

36

8 Consumo

A importância deste indicador, que mede o consumo faturado total, por setor e por

região, está na possibilidade de uma análise mais desagregada das tendências e

características do consumo de energia elétrica no Brasil. Ele também indica as

necessidades de investimentos. Este tópico está organizado da seguinte forma:

primeiro, serão apresentadas as tabelas e gráficos de consumo faturado total,

depois por região e consumo faturado por setor e por fim o consumo total por

subsistema.

De acordo com o novo PDE nos próximos dez anos a demanda total de energia do

país deverá crescer em mais de 60%. Em 2020 dois terços do consumo total virão

dos setores industrial e de transportes. No que diz respeito especificamente à

energia elétrica, o plano considera que a eletricidade economizada nos próximos

10 anos será equivalente a produção de uma hidrelétrica de 7.000 MW (capacidade

superior a das usinas do Complexo do Rio Madeira).

8.1 - Consumo Total O consumo total de eletricidade na rede das concessionárias do país apresentou

elevação de 2,4% em agosto, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Essa

expansão segue sendo impulsionada pelo avanço do consumo do setor de comércio

e serviços, que aumentou 7,3% na mesma base de comparação e 7,0% em 12

meses. O consumo das residências, por sua vez, assinalou crescimento de 4,5% no

mês, mantendo a taxa anualizada no mesmo patamar.

37

Gráfico 13: Evolução do Consumo por Segmento e Total, a partir de Set-2006 (GWh)

3.000

8.000

13.000

18.000

23.000

28.000

33.000

38.000

43.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Residencial Industrial Comercial Outros Total

Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE

De acordo com os dados da Resenha Mensal, publicada pela EPE, o consumo de

energia elétrica no país alcançou 37,6 mil (GWh) em setembro, realizando crescimento

de 1,8% em relação a igual período do ano anterior. A classe comercial segue liderando

a expansão do mercado de energia elétrica, com taxa de 6,2% no mês. O consumo das

residências aumentou 2,2% no mês, acumulando crescimento de 4,3% de janeiro a

setembro. O consumo das indústrias, por sua vez, segue impactado pelas incertezas

quanto ao cenário externo. Apesar de ter apresentado ligeira melhora (+0,6%) frente a

agosto, na série dessazonalizada, recuou 1,3% relativamente a setembro de 2011.

8.2 - Consumo por Região e Classe de Consumo

8.2.1 - Região Norte A região Norte registrou a queda mais acentuada do consumo industrial em agosto

frente ao mesmo mês de 2011 (-4,9%), pesando sobre este resultado o consumo da

indústria paraense (-6,6%). Dados da produção industrial de julho (PIMPF/ IBGE)

e informações recebidas das concessionárias apontam que as principais influências

neste resultado vieram da menor produção dos setores de extração mineral e

produção de alumínio. Já o consumo residencial, coube a Rondônia a elevação do

índice, com alta de +25,7%. E, o consumo da classe comercial manteve a dinâmica

de forte crescimento da (+11,6%).

38

Em setembro, onde a participação do segmento de produção de alumínio é muito

relevante, o consumo industrial foi 5,7% menor que no mesmo mês de 2011. no

setor comercial o aumento foi de 5,9%, embora tenha crescido a taxa significativa,

teve resultado mais baixo do que vinha realizando. Chuvas intensas e ciclo

reduzido de faturamento restringiram o crescimento do consumo comercial no

Pará (+2,2%), principal mercado da região Norte.

Gráfico 14: Região Norte – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



8.2.2 - Região Nordeste No Nordeste, o consumo industrial recuou 3,0% frente a agosto de 2011,

influenciado principalmente pela variação de -15,7% no Maranhão, refletindo a

queda no consumo do setor de alumínio. Em relação ao consumo residencial o

destaque da região foi o aumento de 23,9% no Piauí. Além de temperaturas mais

elevadas e chuvas em menor quantidade do que em agosto de 2011, pesou nesse

resultado, em maior grau, o acerto efetuado no calendário de faturamento de

distribuidora local. O Nordeste registrou expansão de 8,1% no consumo comercial,

repetindo o crescimento realizado em agosto de 2011.

Em setembro o consumo industrial na região, caiu 0,7% influenciado pelas

retrações no Maranhão e em Sergipe. A queda do consumo nestes estados está

ligada, respectivamente, à retração nos segmentos de produção de alumínio e de

fertilizantes, que teve uma importante planta do setor inativa por 15 dias por conta

39

de problemas técnicos. O consumo residencial cresceu 2,7%, cresceu 1,5% na

Bahia e praticamente não houve variação em Pernambuco (-0,4%). E no setor

comercial o destaque foi para Bahia que cresceu 5%, puxando o crescimento do

Nordeste (+5,6%).

Gráfico 15: Região Nordeste – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



8.2.3 - Região Sudeste Na região Sudeste houve diminuição do consumo industrial em agosto (-2,6%),

impactada pelos resultados em Minas Gerais (-5,4%) e São Paulo (-2,2%). Foram

consumidos na região 224 GWh a menos que em agosto de 2011, atribuindo-se

parcela significativa dessa queda ao menor consumo nos setores da cadeia minero

metalúrgica. Considerando a série sem efeito sazonal, a variação na região foi de

0,5% na passagem de julho para agosto. Para a classe residencial o baixo

crescimento de 0,6% observado no Rio de Janeiro destoou do desempenho dos

outros mercados da região. A explicação está, em grande medida, no ajuste da base

de consumidores de uma distribuidora do estado, devido à reclassificação de

condomínios residenciais para a classe comercial, conforme determina a Resolução

Normativa Nº 414/2010 da Aneel. A intensificação do processo de reclassificação

dos condomínios residenciais para a classe comercial no mercado do Rio de Janeiro

teve efeito na classe comercial, contribuindo para a expansão do consumo deste

segmento no mês de agosto. De fato, o Rio de Janeiro (+13,9%) liderou o

desempenho da região Sudeste, que observou uma expansão de 6,3%. Em São

Paulo, o consumo comercial cresceu 3,6%, enquanto nos estados de Minas Gerais

40

(+6%) e do Espírito Santo (+7,5%) o crescimento foi mais próximo da taxa

regional.

Em setembro, na classe industrial, houve recuo de 2,1%, apoiado nas taxas

negativas verificadas em Minas Gerais (-4,6%) e São Paulo (-2,1%). Nestes dois

mercados prevaleceu a diminuição do consumo dos setores de extração mineral e

siderurgia e seus encadeamentos para frente, como a fabricação de veículos e de

produtos de metais. Na classe residencial o resultado do Rio de Janeiro (-4,4%)

pesou negativamente sobre o resultado da região, retendo seu crescimento

(+1,4%). Ciclo menor de faturamento combinado ao ajuste no cadastro de

consumidores ainda em processo em uma das empresas concessionárias

ocasionou esta taxa negativa no estado. Na classe comercial verificou-se aumento

de 5,9% no consumo comercial no mercado de São Paulo, mesma taxa realizada no

conjunto da região. No Rio de Janeiro, ainda influenciado pela migração dos

condomínios residenciais, a classe expandiu 7,6%.

Gráfico 16: Região Sudeste – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



8.2.4 - Região Centro-Oeste A indústria do Centro- Oeste registrou o melhor desempenho em agosto, com

avanço de 13,1% sobre igual mês de 2011, explicado pela entrada de cargas

naquele ano. Isso vem gerando efeitos positivos ao longo de 2012, principalmente

em Goiás, onde uma nova unidade do setor minero metalúrgico continua

impulsionando o crescimento do consumo industrial, que foi de 16,5% no mês.

Goiás registrou em agosto uma das variações mais expressivas do consumo

41

residencial do país (+16,6%). Esse mercado vem apresentando bons resultados,

alavancado pela incorporação de novas unidades consumidoras, à taxa de 4,7%, e

pelo bom desempenho da economia do estado, em especial, o comportamento do

mercado de trabalho.

Em setembro, após um longo período de taxas elevadas, o consumo industrial

apresentou aumento de 3,5%. Esses crescimentos expressivos refletiam o efeito

estatístico da entrada de novas indústrias do ramo de extração mineral que foram

tomando carga ao longo dos meses e não serão mais perceptíveis daqui por diante.

Na classe residencial dias a menos de faturamento em Mato Grosso (+4,7%) e

menor influência da temperatura em Goiás (+4,8%) resultaram no crescimento de

5,8% no mercado da região. Na classe comercial o crescimento foi de 4,8%, embora

tenha crescido a taxa significativa, teve resultado mais baixo do que vinha

realizando. Fatores climáticos e faturamento também afetaram o consumo no

mercado no Centro-Oes �te.

Gráfico 17: Região Centro-Oeste – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



8.2.5 - Região Sul No Sul, o consumo industrial aumentou 2,1%, refletindo, entre outros efeitos, a

entrada de cargas no início de 2012, de indústrias do setor moveleiro em Santa

Catarina e Paraná. Na série dessazonalizada, houve elevação de 3,3% frente a julho,

o melhor resultado regional neste tipo de comparação. Na classe residencial, o

estado de Santa Catarina (+6,9%) puxou o desempenho de toda a região. Na classe

comercial, o crescimento de 11,7% em Santa Catarina confirmou o destaque desse

42

mercado na região. No Paraná e no Rio Grande do Sul, o aumento do consumo foi

de 7,5% e 5,6%, respectivamente. Mesmo após ter cessado o efeito do

cadastramento dos condomínios em sua base de consumidores comerciais,

conforme relatado pela distribuidora local, a classe segue apresentando forte

crescimento em Santa Catarina. Em certa medida, esse resultado reflete a expansão

do setor de serviços e do segmento atacadista do comércio. O segmento atacadista,

no estado, apresentou aumento de 26% no consumo de eletricidade no primeiro

semestre, conforme apurado junto às concessionárias no âmbito da COPAM,

resultado condizente com a criação de 2,4 mil novos empregos no segmento no

período de janeiro a agosto (+3,6% em relação a igual período de 2011). Esses

indicativos mostram a importância do segmento atacadista no mercado de Santa

Catarina. Este segmento, na Região Sul, responde por 11% do consumo da classe

comercial.

Em setembro, o resultado regional, para a classe industrial, foi positivo (+1,7%)

apesar do recuo registrado no Rio Grande do Sul (-1,1%), o sétimo consecutivo

este ano. Na classe residencial, a expansão em todos os mercados foi em torno de

1%. Se comparado a mesmo período do ano passado, a região teve um final de

inverno este ano com ocorrência menor de quedas acentuadas de temperatura, o

que fez ser mais reduzido o uso de aparelhos elétricos para aquecimento do

ambiente interno das residências. Na análise do mercado da classe comercial, o

desempenho da região Sul (+8,4%), e, em particular, do Rio Grande do Sul (+9,4%),

que apresentou a maior variação relativa entre os estados da região.

43

Gráfico 18: Região Sul – Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



44

9 MERCADO SPOT

O cálculo da média mensal do preço do MAE por submercado considera os preços

semanais por patamar de carga leve, médio e pesado, ponderado pelo número de

horas em cada patamar e em cada semana do mês.

9.1 - Notícias4

A falta de chuvas neste ano está jogando contra o governo, que preparou um

pacote de medidas para reduzir em 20% os custos da energia elétrica no país a

partir de 2013. O custo da energia, que é calculado pelo ONS, registrou um salto de

35% na segunda semana de outubro, na região Sudeste e Centro-Oeste, e de 39%

na região Nordeste devido à queda nos reservatórios das hidrelétricas.

Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) estão nos patamares mais altos desde

janeiro de 2008, quando atingiram níveis recordes, em torno de R$ 570 por MWh.

Nesta segunda semana de outubro, o PLD foi reajustado de R$ 180,5 para R$ 235

MWh na região Sudeste e Centro-Oeste. No Nordeste, o preço subiu de R$ 180,5

para R$ 256.

As empresas que compram energia no mercado livre, em contratos bilaterais,

foram as primeiras a sentir o efeito. Segundo Felipe Barroso, da comercializadora

Bio Energias, os preços pedidos para entrega de energia ao longo de 2013 já

subiram 10%, de R$ 100 para R$ 110 por MWh.

O PLD é extremamente volátil: pode saltar de R$ 10 para R$ 100 em questão de

semanas. Nem os preços negociados no mercado livre nem as tarifas das

distribuidoras de energia (no mercado cativo) oscilam ao sabor dos preços

semanais. Mas, neste ano, há um agravante: o PLD tem se mantido em patamares

elevados ao longo de todos os meses. Segundo Cristopher Vlavianos, da

4 http://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/noticias-opiniao/imprensa/detalhe_ccee_na_imprensa?contentId=CCEE_056063&_afrLoop=373824502273000&_afrWindowMode=0&_afrWindowId=38oz3jo6x_83#%40%3F_afrWindowId%3D38oz3jo6x_83%26_afrLoop%3D373824502273000%26contentId%3DCCEE_056063%26_afrWindowMode%3D0%26_adf.ctrl-state%3D38oz3jo6x_99

45

comercializadora Comerc, o preço médio de 2012 já está acima do PLD médio de

2008. E esse aumento vai se refletir nos valores pagos pelos consumidores em

2013, acrescenta.

A elevação dos custos será repassada de duas formas. Uma delas será por meio do

Encargo do Serviço do Sistema (EES), que leva em consideração o custo para a

utilização das termelétricas, que será maior neste ano. Esse encargo é cobrado

tanto das empresas que compram energia no mercado livre quanto dos

consumidores no mercado cativo. A elevação dos custos será repassada em 2013

às tarifas cobradas pelas distribuidoras, que são reajustadas uma vez por ano.

No caso das distribuidoras, elas também são obrigadas a ter, em seu mix de

compras, contratos de energia por disponibilidade, de geração térmica. Esses

contratos possuem uma parte fixa, que está atrelada ao IPCA, e uma parte variável,

que está sujeita ao PLD. "Dessa forma, quando o PLD sobe, há uma consequente

elevação dos preços destes contratos, resultando numa tarifa mais alta a ser

cobrada pelas distribuidoras", de acordo com a Aneel.

Mas ainda não é possível calcular qual será o reajuste das tarifas no ano que vem.

"Como o PLD depende do nível dos reservatórios das hidrelétricas e do regime

hidrológico, não é possível fazer uma previsão exata de seu comportamento futuro

e consequente impacto tarifário para o ano de 2013", informou a Aneel.

A queda nas vazões dos rios, que estão entre 40% e 50% abaixo da média histórica

no país, obrigou o ONS a ligar as térmicas a gás natural para garantir o

abastecimento de energia. Como os gastos com essas usinas são bem mais altos

que o das hidrelétricas, o custo marginal de operação do sistema elétrico

aumentou.

Se a seca persistir, o ONS precisará ligar térmicas que queimam carvão, óleo diesel

e óleo combustível, que são ainda mais caras. Se essa situação se confirmar, os

custos da energia podem atingir os níveis históricos de 2008, em torno de R$ 500

por MWh, acreditam executivos de comercializadoras. Segundo Alessandro Castro,

46

da Bio Energias, o fenômeno El Niño, que deveria causar mais chuvas, foi mais

breve do que se previa.

O preço máximo do PLD permitido pela Aneel é de R$ 727 por MWh,

independentemente do custo de produção das unidades geradoras - algumas têm

custos superiores a esse teto, mas só serão acionadas pelo ONS em caso de

emergência.

"A impressão é de que há alguma coisa errada. A situação saiu de um contexto de

despacho normal [de térmicas]", afirma Vlavianos, da comercializadora Comerc.

"Os níveis dos reservatórios são um dos piores dos últimos dez anos", afirma

Barroso, da Bio Energias.

O PLD também é utilizado pela CCEE para a liquidação das diferenças entre as

posições compradas e vendidas. Essa liquidação é feita mensalmente. Segundo

fontes do setor, cerca de 5% apenas da energia contratada no mercado livre é

liquidada mensalmente pelo PLD, em contratos com posições descobertas. A

elevação dos preços favorece os agentes que estão sobrecontratados, com excesso

de energia, que podem liquidá-la na CCEE por valores bem mais altos. Segundo

uma fonte, a elevação dos preços pode incentivar as empresas a reduzir seu

consumo de energia para vender excedente pelo PLD.

Gráfico 19: Evolução do Preço Médio Mensal de Energia no Mercado Spot, a partir de Maio de 2003 (em R$/MWh)

5

105

205

305

405

505

605

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Sudeste/Centro-Oeste Sul Nordeste Norte

Fonte: Gesel-IE-UFRJ, com base nos dados da CCEE

47

As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, à previsão de afluências

no país – estimativa do volume de água que deve chegar, futuramente, aos

reservatórios.

9.2 - BRIX - Brazilian Intercontinental Exchange A BRIX, plataforma eletrônica de negociação de energia elétrica, disponibiliza duas

novas modalidades de negociação - Contrato Convencional PLD + Spread ILBRIX

e o Swap de Prêmio fixo pelo Índice de Liquidação BRIX. O ILBRIX é a média

aritmética do Índice BRIX Convencional Prêmio sobre o PLD no período

compreendido entre o último dia útil do mês corrente e os dois primeiros dias

úteis do mês subsequente.

No contrato Convencional PLD + Spread ILBRIX é possível estabelecer,

antecipadamente, posições compradas e/ou vendidas pelo valor do PLD médio

mensal (média mensal ponderada do Preço de Liquidação das Diferenças

publicado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE) somado ao

valor da média do prêmio de mercado no momento de maior liquidez no mês.

Portanto, este contrato se caracteriza por ter um preço totalmente “pós-fixado”.

Adicionalmente, este produto permite aos agentes do mercado livre distribuir a

contratação de volumes de vendas e compras ao longo de um período maior,

evitando a concentração de operações nos dias que antecedem o fim do prazo para

negociação de contratos referentes ao mês corrente.

“A prática de se comprar ou vender a prêmios de mercado, ainda desconhecidos

quando se fecha a operação, é uma estratégia de gerenciamento de portfólio

comumente utilizada para outras commodities e, a partir de agora, passa a ser

oferecida ao mercado livre pela BRIX”, explica Marcelo Mello, CEO da BRIX.

Dependendo da posição assumida na transação, podem operar o contrato

Convencional PLD + Spread ILBRIX comercializadores e geradores (“vendida”) e

48

comercializadores, geradores e consumidores (“comprada”). Este contrato está

disponível para entrega spot e para os demais meses negociados na plataforma.

Outra inovação da BRIX é o Swap de Prêmio, que consiste na combinação dos

contratos “Convencional PLD + Prêmio”, no qual o prêmio é um fator fixo, e

“Convencional PLD + Spread ILBRIX”, em que o ILBRIX é um fator variável. Dessa

forma, os Participantes que negociarem a combinação dos dois contratos, isto é, o

Swap de Prêmio, trocarão seus perfis de risco de prêmio de fixo para variável e

vice-versa.

“Os novos produtos permitem que os Participantes da BRIX implementem

diferentes estratégias. A utilização do Swap de Prêmio, por exemplo, possibilita a

execução de inúmeras transações, desde intra-day até intra-mês, visando capturar

pequenas variações no prêmio de mercado, com a possibilidade de mitigar os

riscos de crédito entre as contrapartes e reduzir o capital de giro envolvido na

operação”, destaca o executivo da BRIX.

49

REFERENCIAS [1] Capacidade Instalada

https://ben.epe.gov.br/

[2] Carga

http://www.ons.org.br/historico/carga_propria_de_energia.aspx

http://www.ons.org.br/historico/carga_propria_de_demanda.aspx

http://www.ons.org.br/analise_carga_demanda/201206_junho.aspx

[3] Consumo

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

[4] Geração

http://www.ons.org.br/historico/geracao_energia.aspx

[5] Intercambio de Eletricidade entre os subsistemas

http://www.ons.org.br/historico/intercambio_entre_regioes.aspx

http://www.ons.org.br/resultados_operacao/index.aspx

[6] Leilões

http://www.acendebrasil.com.br/site/paginas/leiloes.asp

http://www.acendebrasil.com.br/site/paginas/Leiloes_Transmissao.asp

http://www.aneel.gov.br//aplicacoes/editais_transmissao/edital_transmissao.cfm

[7] Matriz Elétrica

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/OperacaoCapacidadeBrasil.asp

[8] Mercado Spot

http://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-

fazemos/produtos/precos/precos_medios?_afrLoop=299178523473000&_afrWindowM

ode=0&_afrWindowId=v5z1gel4_26#%40%3F_afrWindowId%3Dv5z1gel4_26%26_af

rLoop%3D299178523473000%26_afrWindowMode%3D0%26_adf.ctrl-

state%3Dv5z1gel4_46

https://www.brix.com.br/press_releases.jhtml

50

[9] Reservatórios

http://www.ons.org.br/historico/energia_natural_afluente.aspx

http://www.ons.org.br/historico/energia_armazenada.aspx

51

GLOSSÁRIO DOS TERMOS TÉCNICOS

Carga de um Sistema Elétrica - Montante total dos requisitos de demanda de

potência associados a uma empresa ou subsistema em determinado instante.

Carga Própria de Demanda - Montante total dos requisitos de demanda de

potência associados a uma empresa ou subsistema integralizada em um período

predeterminado.

Carga Própria de Energia - Montante total de energia requisitado por uma

empresa ou subsistema em determinado período.

EAR - Energia Armazenada do Sistema (em % da capacidade máxima de

armazenamento).

ENA - Energia Natural Afluente (em % da média do registro histórico para o

mês).

Energia Armazenada - Valoração energética do volume armazenado em um

reservatório pela produtividade das usinas hidroelétricas à sua jusante.

Energia Natural Afluente - Valoração energética da afluência natural a um

reservatório pela produtividade das usinas hidroelétricas à jusante.

GW - Gigawatt = 109 watts (Potência ativa).

GWh - Gigawatt Hora = 109 watts por hora (Energia).

Hz - Hertz (Freqüência).

Instalações - Usinas, subestações e linhas de transmissão.

Intercâmbio - Fluxo de energia elétrica entre áreas do sistema, quando não

explicitado refere-se a energia ativa.

kV - Quilovolt = 103 volts (Tensão).

52

Limite de Confiabilidade - Valor de uma ou mais grandezas a partir do qual

estão esgotados todos os recursos para atendimento com segurança, do sistema ou de

uma área.

MLT - Média de Longo Termo.

MVA - Megavolt Ampère (Potência aparente).

Mvar - Megavar (Potência reativa).

MW - Megawatt = 106 watts (Potência Ativa).

MWh - Megawatt Hora = 106 watts x hora (Energia).

MWh/h - Megawatt Hora por Hora (Potência média na hora).

MWmed - Megawatt Médio : 1 MWmed-ano = 8.760 MWh/ano (Energia média

no intervalo de tempo considerado).

MWmês - Megawatt Mês : 1 MW mês =730 MWh/mês (Medida de

armazenamento).

Operador - Designação genérica dos operadores de sistema e de instalações.

Ponta de Carga - Valor máximo de carga durante um intervalo de tempo

especificado.

Produção Hidráulica/Térmica - Total de energia elétrica gerada (hidráulica,

térmica ou ambas), medida nas saídas dos geradores de uma usina, durante um intervalo

de tempo especificado.

RAP – Receita Anual Permitida

Rede Básica - Instalações pertencentes ao Sistema Interligado identificadas

segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL.

53

Rede Complementar - Rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos

que nela ocorrem têm influência significativa na rede básica.

Rede de Operação - União da rede básica com a rede complementar e as Usinas

Integradas, em que o ONS exerce a coordenação, a supervisão e o controle da operação

dos Sistemas interligados Brasileiros, atuando diretamente através de um dos Centros de

Operação, ou via Centro da empresa proprietária das instalações.

Reservatório Equivalente - Agregação da capacidade de armazenamento de

todos os reservatórios de uma região.

Sistema Interligado - Instalações responsáveis pelo suprimento de energia

elétrica a todas as regiões do país eletricamente interligadas.

Unidade Geradora Hidráulica (UGE) - Cada um dos grupos geradores

constituídos pelo conjunto dos equipamentos e dos componentes existentes entre a

tomada de água e o tubo de sucção e entre o gerador e a bucha de baixa

tensão(exclusive) do transformador elevador.

Unidade Geradora Térmica (UGT) - Cada um dos grupos geradores

constituídos pelo conjunto dos equipamentos e dos componentes existentes entre o

sistema de suprimento de combustível e a bucha de baixa tensão (exclusive) do

transformador elevador.

Usina Hidrelétrica - Usina elétrica na qual a energia elétrica é obtida por

conversão da energia gravitacional da água.

Usina Termelétrica - Usina elétrica na qual a energia elétrica é obtida por

conversão de energia térmica.

Vazão Afluente - Vazão que chega a um reservatório, em um determinado

intervalo de tempo.

núcleo de computação - instituto de economia - relatório … · 2016. 4. 26. · de julho a...

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