o boletim de monitoramento do sistema elétrico brasileiro

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

Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

Janeiro – 2015



Ministério de Minas e Energia Ministro Carlos Eduardo de Souza Braga Secretário-Executivo Márcio Pereira Zimmermann Secretário de Energia Elétrica Ildo Wilson Grüdtner Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE Domingos Romeu Andreatta Coordenação Geral de Monitoramento do Desempenho do Sistema Elétrico Thiago Pereira Soares Equipe Técnica André Grobério Lopes Perim Bianca Maria Matos de Alencar Braga Guilherme Silva de Godoi Igor Souza Ribeiro João Daniel de Andrade Cascalho Jorge Portella Duarte José Brito Trabuco Esplanada dos Ministérios – Bloco “U” – 6º andar 70.065-900 – Brasília - DF http://www.mme.gov.br Boletim publicado em: http://www.mme.gov.br/mme/menu/todas_publicacoes.html

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Janeiro – 2015

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO .............................................................................................................................................................. 1

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

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil........................................................................................................................... 2

2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias ........................................................................................................ 3

2.3. Energia Natural Afluente Armazenável ................................................................................................................. 4

2.4. Energia Armazenada ............................................................................................................................................ 6

3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................................. 9

3.1. Principais Intercâmbios Verificados ...................................................................................................................... 9

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

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

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

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

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

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

5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................... 16

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................. 17

7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA** ................................................................................................................... 18

7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................... 18

7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional........................................................... 19

7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ......................................................................... 19

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

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

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

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

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

8.2. Previsão da Expansão da Geração ..................................................................................................................... 27

9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO ............................................................................................................................... 27

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................... 27

9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão .............................................. 28

9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão ............................................................................................. 29



9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 29

10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO............................................................................... 29

10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação .......................................................................................................... 30

10.2. Despacho Térmico .............................................................................................................................................. 30

11. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 31

12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 33

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 33

12.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 34

GLOSSÁRIO .................................................................................................................................................................... 35



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/11/2014 a 30/11/2014 – Brasil. .................................................................................. 2

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/11 a 29/11/2014* nas principais bacias, referenciadas à média histórica. ................. 3

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ...................................................................................................... 4

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul. .................................................................................................................................... 4

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste. ........................................................................................................................... 5

Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado. ............................................................................................................... 5

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

Figura 8. EAR: Subsistema Sul. .......................................................................................................................................................... 7

Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste. ................................................................................................................................................. 8

Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado. ................................................................................................................................... 8

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios). .............................................................................................................. 9

Figura 12. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. .................................................................................. 11

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2014. ................................................................... 22

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ....................................................................................................................... 30

Figura 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês. ......................................................................................... 30

Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 31

Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 32

Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 32

Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 34

Figura 39. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 35

Figura 40. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 35



LISTA DE TABELAS

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

Tabela 2. Principais limites de intercâmbio. ........................................................................................................................................ 9

Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. .................................................................................... 11

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

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. ............................................................................................ 12

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. ................................................................................................. 13

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada** de geração de energia elétrica do Brasil. ..................................................................... 16

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 17

Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.................................................................................................................. 19

Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 19

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

Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 27

Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 28

Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 28

Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 29

Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 29

Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências. ...................................................................................... 33

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências. .............................................................................................................................. 33

Tabela 19. Evolução do DEC em 2014. ............................................................................................................................................ 34

Tabela 20. Evolução do FEC em 2014. ............................................................................................................................................. 34


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015 1

1. INTRODUÇÃO

Seguindo tendência do mês anterior, em janeiro de 2015 observou-se um amplo predomínio de anomalias negativas de chuva sobre a maior parte do Brasil. Os valores de afluências brutas a todos os subsistemas foram inferiores à média de longo termo - MLT, com exceção do Sul. Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, as afluências foram as piores para janeiro do histórico de 83 anos e o Norte registrou o oitavo pior valor. No mês, foram verificados 16.282 MWmédios de geração térmica programada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS considerando todas as razões de despacho, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.

A variação da energia armazenada equivalente em relação ao final de dezembro de 2014 apresentou a seguinte distribuição por subsistema: -2,6 pontos percentuais (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, +2,0 p.p. no Sul, -1,3 p.p. no Nordeste e +1,3 p.p. no Norte.

No dia 07 de janeiro de 2015, foi realizada a 151ª reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Na ocasião, os empreendedores dos lotes „A‟ do leilão 001/2010, „J‟ do leilão 004/2011 e „H‟ do leilão 001/2013 apresentaram, por solicitação do Comitê, a situação das obras das linhas de transmissão e instalações associadas referentes, respectivamente, às LTs 500 kV Araraquara 2 – Taubaté, Taubaté – Nova Iguaçu e Tucuruí II – Itacaiúnas – Colinas. Visando reduzir os atrasos das obras de empreendimentos de geração e transmissão de energia elétrica, fundamentais para a expansão do Sistema Interligado Nacional e pleno atendimento da carga, foi proposta a criação de metas e planos de ação com essa finalidade.

Entraram em operação comercial no mês 429,3 MW de capacidade instalada de geração, 32,0 km de linhas de transmissão e 1.744,0 MVA de transformação na Rede Básica.

No mês de janeiro de 2015, a capacidade própria instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 134.008 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2014, houve expansão de 3.277 MW de geração de fontes hidráulicas, de 1.429 MW de fontes térmicas e de 2.729 MW de geração eólica.

No mês de dezembro de 2014, a geração hidráulica correspondeu a 67,9% do total gerado no Brasil, 0,5 p.p. acima ao verificado no mês anterior. A participação da geração eólica, que é tipicamente sazonal, teve variação de 0,2 p.p. entre um mês e outro (2,9% em novembro e 3,1% em dezembro de 2014). Além disso, a participação de usinas térmicas na produção de energia elétrica, em termos globais, foi reduzida em 0,7 p.p., com variações por combustível entre -0,5 p.p. (biomassa) e +0,4 p.p. (gás).

O fator de capacidade médio da geração eólica da região Sul, no mês de dezembro de 2014, diminuiu 1,3 p.p. frente ao mês anterior, atingindo 23,9%. Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Nordeste reduziu 0,9 p.p. em relação a novembro de 2014, e alcançou 41,4%. No acumulado dos últimos doze meses, com relação ao mesmo período anterior, houve avanço de 3,7 p.p. no fator de capacidade na região Nordeste, enquanto que na região Sul o fator de capacidade das usinas reduziu cerca de 0,5 p.p.

Com relação ao mercado consumidor em 2014, o consumo total, no acumulado do ano, considerando as perdas, cresceu 2,6% em relação ao mesmo período anterior. Por sua vez, no mês de dezembro de 2014, foi verificado crescimento de 2,0% em relação a dezembro de 2013. Houve expansão de 3,1% na quantidade de unidades consumidoras residenciais de dezembro de 2014 em relação ao mesmo mês de 2013.

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

2015, exceto quando indicado.

** O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste é composto pelos estados das Regiões Sudeste e Centro-Oeste, Acre e Rondônia.

O Subsistema Sul é composto pelos estados da Região Sul.

O Subsistema Nordeste é composto pelos estados da Região Nordeste, exceto o Maranhão.

O Subsistema Norte-Interligado é composto pelos estados do Pará, Tocantins e Maranhão.



2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

O mês de janeiro foi caracterizado pela atuação de uma massa de ar quente e seca nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste nos primeiros 20 dias, associada a um sistema de alta pressão que impediu o avanço das frentes frias para essas regiões. Na região Sul, a atuação de áreas de instabilidade e a passagem de frentes frias ocasionaram anomalia positiva de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu nesse período. A partir do dia 21, as bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco voltaram a apresentar precipitação devido à passagem de dois sistemas frontais que avançaram pela região Sudeste. Na bacia do rio Tocantins, permaneceram as pancadas de chuva.

Ao término do mês foram observados totais de precipitação significativamente abaixo da média climatológica em praticamente todas as bacias hidrográficas de interesse para geração de energia hidrelétrica do Brasil, com exceção das bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Destaca-se que no mês de janeiro choveu apenas 25% do esperado para o mês na bacia do rio São Francisco, 30% na bacia do rio Paranaíba, 35% na bacia do rio Grande e 45% na bacia do rio Tocantins, aproximadamente.

As temperaturas mínimas do mês variaram entre normal e acima da normal em praticamente todo o país, com destaque para a região Sudeste e Sul, com anomalias positivas de até 3°C. As temperaturas máximas do mês de janeiro estiveram acima da média climatológica principalmente nas regiões Sudeste e Nordeste, com anomalias positivas de até 5º C.

As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 38 %MLT – 21.438 MW médios no Sudeste/Centro-Oeste (pior valor*), 215 %MLT – 15.652 MW médios no Sul (6º melhor valor*), 26 %MLT – 3.682 MW médios no Nordeste (pior valor*) e 60 %MLT – 6.026 MW médios no Norte-Interligado (8º pior valor*).

Ressalta-se que, apesar de ter ocorrido ENA bruta de 215 %MLT no subsistema Sul, foi armazenável apenas 185 %MLT.

* considerando um histórico de afluências para o mês em 83 anos (1931 a 2013).

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/01/2015 a 30/01/2015 – Brasil.

Fonte: ONS



2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/01 a 28/01/2015 nas principais bacias, referenciadas à média histórica.

Fonte: CPTEC

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

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

Precipitação 01-28/01/2015*: 93,7 mm

MLT de janeiro: 266,1 mm

Precipitação 01-28/01/2015*: 83,3 mm


Precipitação 01-28/01/2015*: 110,6 mm


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

Precipitação 01-28/01/2015*: 130,0 mm


Precipitação 01-28/01/2015*: 73,3 mm


Precipitação 01-28/01/2015*: 118,1 mm


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

Precipitação 01-28/01/2015*: 37,4 mm


Precipitação 01-28/01/2015*: 84,6 mm


Precipitação 01-28/01/2015*: 207,4 mm




2.3. Energia Natural Afluente Armazenável

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Fonte dos dados: ONS

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul.

Fonte dos dados: ONS

0

16.000

32.000

48.000

64.000

80.00021

.438

29.3

45

21.2

34

33.6

21

33.2

93

22.3

06

23.5

34

18.5

04

15.5

18

14.8

87

13.1

97

18.2

79

34.2

39

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2014 ENA 2015

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

MLT 56.416 59.055 55.144 41.808 30.186 25.783 21.387 17.854 17.716 21.318 27.229 41.252

MLT

38%

52%

36%

61%

80%

74%

92%

87%

87%

84%

62% 67

%

83%

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

13.4

68

10.1

60

5.02

5

11.2

33

8.22

0

10.9

37

19.0

66

11.9

45

6.24

7

10.9

89

13.9

29

7.70

9

7.09

5

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2014 ENA 2015


MLT 7.280 8.360 7.008 6.591 8.570 9.938 10.927 10.338 12.011 13.271 9.368 7.391

MLT

185%

140%

60%

162%

125%

127%

194%

110%

61%

92%

105%

82%

96%



Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.


Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado.


0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

3.54

1

10.9

91

3.88

6

3.88

5

4.72

7

3.01

2

2.03

3

1.83

5

1.87

6

1.61

7

1.22

7

2.23

5

6.53

6

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2014 ENA 2015

25%

77%

26%

26% 39

%

41% 42

%

46%

54%

52%

36% 40

%

64%


MLT 14.162 14.893 14.828 12.072 7.311 4.823 3.972 3.459 3.094 3.395 5.553 10.213

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

6.02

6

10.0

19

10.4

57

8.63

3

8.78

2

8.02

8

4.16

9

2.33

1

1.52

9

1.24

3

1.42

9

2.30

7

4.69

4

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte-Interligado

ENA 2014 ENA 2015

60%

102% 80

%

57%

59%

83%

88%

83%

77%

78% 79

% 76%

80%


MLT 10.043 13.463 15.635 15.565 10.441 5.459 3.319 2.338 1.814 1.946 3.076 5.868

MLT



2.4. Energia Armazenada

Em janeiro de 2015 houve pequena elevação nos níveis de armazenamento dos reservatórios equivalentes dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e redução nos subsistemas Sul e Norte. Houve contribuição de aproximadamente 16.282 MWmédios de produção térmica no mês, valor cerca de 396 MWmédios abaixo do verificado no mês anterior.

Houve uma redução do armazenamento equivalente em 2,6 p.p. no subsistema Sudeste/Centro-Oeste durante o mês de janeiro, atingindo 16,8 %EAR, valor 23,5 p.p. inferior ao verificado no final de janeiro de 2014(40,3 %EAR), e 14,6 p.p. inferiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (31,4%EAR). As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu foram dimensionadas em função da evolução das condições eletroenergéticas de seu reservatório, sendo exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul – Sudeste/Centro-Oeste.

Na região Sul, a geração das usinas foi maximizada em todos os períodos de carga durante a maior parte do mês, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região Sudeste/Centro-Oeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes na interligação Sul - Sudeste/Centro-Oeste. Nesse contexto, houve um replecionamento do reservatório equivalente em 2,0 p.p em comparação com dezembro de 2014, atingindo 59,4 %EAR ao final do mês, valor cerca de 1,8 p.p. superior ao armazenamento do final do mês de janeiro de 2014 (57,6 %EAR).

No subsistema Nordeste houve deplecionamento em 1,3 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 16,4 %EAR ao final do mês de janeiro, valor 26,2 p.p. inferior ao verificado ao final de janeiro de 2014 (42,6 %EAR) e 25,0 p.p. inferiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (41,4 %EAR). Foi mantida a geração hidráulica em valores mínimos, sendo a geração térmica e eólica locais e o recebimento de energia da ordem de 881 MWmédios responsáveis pelo fechamento do balanço energético do subsistema. Em função das condições de armazenamento desfavoráveis e afluência média verificada de 145 m³/s, a defluência mínima da UHE Três Marias foi mantida em 120 m³/s. Em janeiro, foi verificada afluência média à UHE Sobradinho de 1.010 m³/s, iniciando em 1.800 m³/s ao longo do mês, com recessão e atingindo 490 m³/s ao término do mês.

O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 34,7 %EAR ao final do mês de janeiro, apresentando replecionamento em 1,3 p.p em comparação ao mês anterior, e cerca de 26,1 p.p. inferiores em relação ao armazenamento do final de janeiro de 2014 (60,8 %EAR). Em janeiro, a geração da UHE Tucuruí inicialmente foi maximizada em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões Norte, Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. A partir de meados do mês, a geração na UHE Tucuruí passou a ser dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seu reservatório e do nível mínimo para operação das unidades geradoras da Fase 2, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as mesmas condições operativas do início do mês.

Com relação aos principais reservatórios do SIN, as maiores variações percentuais de energia armazenada em comparação ao final de dezembro de 2014 referem-se ao replecionamento de 4,5 p.p. na UHE Tucuruí (atingindo 32,1% v.u.) e ao deplecionamento de 4,0 p.p. na UHE Furnas (atingindo 9,5% v.u.) e de 3,6 p.p. na UHE Emborcação (atingindo 12,9% v.u.). Por sua vez, ao final do mês de janeiro, UHE Ilha Solteira encontrava-se com armazenamento de cerca de 27,1% v.u., referenciado ao seu volume útil máximo, considerando operação individual, o que corresponde a um deplecionamento de 11,0 p.p. em relação ao armazenamento verificado em dezembro de 2014.

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.


SubsistemaEnergia Armazenada

no Final do Mês (% EAR)

Capacidade Máxima

(MWmês)% da Capacidade Total

Sudeste/Centro-Oeste 16,8 205.002 70,3

Sul 59,4 19.873 6,8

Nordeste 16,4 51.859 17,8

Norte 34,7 14.812 5,1

291.546 100,0TOTAL



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


Figura 8. EAR: Subsistema Sul.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013 Ano 2014 Ano 2015

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 2

05.0

02 M

Wm

ês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

31-01-2015: 16,8%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

9.87

3 M

Wm

ês


31-01-2015: 59,4%



Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.


Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 5

1.85

9 M

Wm

ês


31-01-2015: 16,4%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR



Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

4.81

2 M

Wm

ês


31-01-2015: 34,7%



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Do subsistema Norte-Interligado, houve exportação de energia de cerca de 2.496 MWmédios para complementação do balanço energético dos demais subsistemas. Na média mensal, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste recebeu excedentes do subsistema Norte em 1.615 MWmédios.

O subsistema Nordeste também permaneceu recebedor, aumentando sua importação de 339 MWmédios em dezembro para 881 MWmédios em janeiro. Ressalta-se que a geração hidráulica no subsistema Nordeste continuou nos valores mínimos operativos para minimizar os desestoques e possivelmente aumentar as taxas de replecionamento dos reservatórios da região.

No complexo do Rio Madeira, em dezembro, a UHE Jirau gerou cerca de 1.337 MWmédios e a UHE Santo Antônio gerou cerca de 1.436 MWmédios, contribuindo para o suprimento eletroenergético do SIN. No período foram escoados cerca de 2.568 MWmédios pelo primeiro bipolo em corrente contínua, com média diária máxima no mês de 3.020 MWmédios, no dia 17 de janeiro de 2015.

Além disso, a região metropolitana de Manaus importou cerca de 69 MWmédios do SIN no mês de janeiro, através da interligação Tucuruí-Manaus. No dia 30 de janeiro de 2015, foi registrado o maior valor diário de importação pela interligação Tucuruí-Manaus no mês, 204 MWmédios.

A importação da Venezuela para suprimento ao estado de Roraima foi de 98 MWmédios, da mesma ordem verificada no mês anterior.

No mês de janeiro, houve intercâmbio internacional emergencial com a Argentina no valor de 7 MWmédios.

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

Tabela 2. Principais limites de intercâmbio.

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

* Os limites de intercâmbio apresentados referem-se à carga pesada, conforme revisão quadrimestral do PMO de janeiro de 2015.

** Valor contratual.

Item Fluxo Limite de Intercâmbio* (MW)

FVB** 200

EXPN 4.550

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

EXPNE 4.000

RNE 4.200

(FNS + FSENE) 5.100

EXPSE 4.300

RSUL 7.500

FSUL 5.740

INTArg 2.100

INTUrug 70

4

1

2

6

3

5



Legenda da seção 3.1.

FVB Intercâmbio internacional com a Venezuela (atendimento a Roraima)

EXPSE

Exportação do Sudeste/Centro-Oeste

RSUL Recebimento pela região Sul

EXPN Exportação do Norte-Interligado FSUL Exportação da região Sul

RECN Importação do Norte-Interligado INTArg Intercâmbio internacional com a Argentina

EXPNE Exportação do Nordeste INTUrug Intercâmbio internacional com o Uruguai

RNE Importação do Nordeste

FNS

Fluxo da interligação Norte – Sul no sentido do Norte / Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste

FSENE

Fluxo da interligação Sudeste/Centro-Oeste - Nordeste com recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste

Fluxo da interligação Sudeste/Centro-Oeste - Nordeste com recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. Consumo de Energia Elétrica

Em dezembro de 2014, o consumo de energia elétrica atingiu 49.325 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, registrando crescimento de 2,0% em comparação ao verificado no mês anterior e ao consumo de dezembro de 2013. Desconsiderando as perdas, o crescimento anual registrado foi de 2,2%, sendo esta a menor taxa observada desde 2009, quando houve retração do consumo total em decorrência da crise econômica global instaurada no final de 2008. O resultado verificado para o ano 2014 foi impactado principalmente pela retração do consumo industrial, conforme descrito abaixo.

No ano 2014 (janeiro a dezembro), o consumo residencial registrou crescimento de 5,7% em relação ao acumulado no ano anterior e avançou 4,0% em dezembro de 2014 em comparação ao mesmo mês de 2013. Em termos do número de unidades consumidoras residenciais, houve crescimento de 3,1%. Em termos percentuais, a expansão mais expressiva desses consumidores foi na região Norte do país, onde estão sendo desenvolvidos programas pelas principais concessionárias de distribuição visando à regularização das ligações. Nessa região, o consumo residencial registrou crescimento de 11,5%, com destaque para o estado do Pará, onde o aumento foi de 15,8%.

Por sua vez, o consumo da classe comercial registrou crescimento de 7,3% no acumulado de 12 meses e 3,8% em relação a dezembro de 2013. Na região Sul, a expansão do consumo dessa classe em 8,8% foi resultado, dentre outros fatores, dos efeitos das temperaturas relativamente mais elevadas, e consequente utilização de aparelhos condicionadores de ar.

Seguindo tendência dos meses anteriores, o consumo industrial fechou o ano com retração de 5,5%, em relação a dezembro de 2013, sendo os segmentos metalúrgico e automobilístico os mais afetados. A indústria metalúrgica registrou queda de 21,1% no consumo, reflexo da diminuição de 13,4% na produção de laminados e de 1% em aço bruto. No setor automobilístico, por sua vez, houve recuo de 8,9% do consumo, acompanhando a queda verificada de 11,8% na produção de veículos. Dessa forma, com exceção do Sul, onde o consumo se manteve estável, o consumo industrial de energia elétrica recuou em todas as regiões: 3,5% no Norte, 5,7% no Nordeste, 7,5% no Sudeste e 6,1% no Centro-Oeste.

Por fim, o consumo de energia da classe rural aumentou 8,5% em comparação ao mesmo mês em 2013 e acumula em 12 meses crescimento de 10,1% em relação ao mesmo período anterior.

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

*

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



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

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: EPE

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

Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: EPE

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

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: EPE

Dez/14

GWh

Evolução mensal

(Dez/14/Nov/14)

Evolução anual

(Dez/14/Dez/13)

Jan/13-Dez/13

(GWh)

Jan/14-Dez/14

(GWh)Evolução

Residencial 11.136 -2,1% 4,0% 124.896 132.049 5,7%

Industrial 14.483 -4,1% -5,5% 184.684 178.055 -3,6%

Comercial 7.859 -1,2% 3,8% 83.704 89.819 7,3%

Rural 2.143 -5,0% 8,5% 23.455 25.825 10,1%

Demais classes 4.051 -1,8% 1,8% 46.383 47.647 2,7%

Perdas 9.652 27,8% 9,7% 96.374 100.504 4,3%

Total 49.325 2,0% 2,0% 559.496 573.899 2,6%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

22,6%

29,4%15,9%4,3%8,2%

19,6%

Consumo de Energia Elétrica em Dez/2014

Residencial Industrial Comercial Rural Demais classes Perdas

23,0%

31,0%15,7%

4,5%8,3%

17,5%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

Dez/14

kWh/NU

Evolução mensal

(Dez/14/Nov/14)

Evolução anual

(Dez/14/Dez/13)

Jan/13-Dez/13

(kWh/NU)

Jan/14-Dez/14

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 169 -2,3% 0,9% 163 167 2,5%

Consumo médio industrial 25.275 -3,0% -3,6% 26.332 25.894 -1,7%

Consumo médio comercial 1.415 -1,4% 1,7% 1.281 1.347 5,2%

Consumo médio rural 501 -5,2% 6,6% 465 504 8,2%

Consumo médio demais classes 5.446 -1,7% -0,6% 5.320 5.338 0,3%

Consumo médio total 515 -3,0% -2,6% 516 512 -0,7%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

*

*



4.2. Unidades Consumidoras

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

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: EPE

4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: EPE

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

Dez/13 Dez/14

Residencial (NUCR) 63.862.330 65.863.112 3,1%

Industrial (NUCI) 584.468 573.018 -2,0%

Comercial (NUCC) 5.444.648 5.555.637 2,0%

Rural (NUCR) 4.200.019 4.273.173 1,7%

Demais classes 726.606 743.876 2,4%

Total (NUCT) 74.818.071 77.008.816 2,9%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

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

45.2

62

44.5

89

47.8

79

44.6

90

44.9

79

42.9

42

44.4

51

45.6

30

44.5

40

47.4

91

45.0

67

47.5

85

47.5

22

44.2

87

48.2

10

45.7

15

45.9

59

44.7

00

45.8

08

47.1

08

46.2

45

48.4

85

47.1

02

48.3

54

51.6

62

47.0

44

48.8

82

46.7

17

46.9

20

44.1

59

46.2

19

47.1

39

47.5

15

49.9

65

48.3

70

49.3

25

Ca

rga

(GW

h)

2012 SI 2013 SI 2014 SI

Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

2012 SIN 2013 SIN 2014 SIN

97,8

%

98,0

%

97,9

%

97,8

%

97,7

%

97,6

% 97,6

% 97,5

%

97,5

%

97,5

%

97,4

%

97,7

%

97,7

%

97,9

%

97,8

%

97,6

%

97,6

%

97,5

% 99,0

% 99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,1

%

99,1

%

99,1

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,0

% 99,0

%

98,9

%

98,9

%

98,9

% 99,0

%

*

*



4.4. Demandas Máximas

Devido à ocorrência de elevadas temperaturas no mês de janeiro de 2015 e à intensa utilização de equipamentos de climatização, houve uma série de superações de recordes de demandas máximas nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, registradas todas no período da tarde.

No subsistema Sudeste/Centro-Oeste ocorreram três superações de recorde, na seguinte sequência: no dia 13 com 51.295 MW, no dia 19 com 51.595 MW e no dia 21 com 51.894 MW, superando em 633 MW (1,2%) o recorde anterior ao mês.

No subsistema Nordeste ocorreram três superações de recorde, na seguinte sequência: no dia 13 com 11.950 MW, no dia 14 com 11.999 MW e no dia 19 com 12.166 MW, superando em 327 MW (2,8%) o recorde anterior ao mês.

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


4.5. Demandas Máximas Mensais

Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN.


Subsistema

21/01/2015 - 14h32 13/01/2015 - 14h38 19/01/2015 - 15h34 30/01/2015 - 15h49 13/01/2015 - 15h38

21/01/2015 - 14h32 06/02/2014 - 14h29 19/01/2015 - 15h34 04/09/2014 - 14h39 05/02/2014 - 15h41

12.166

SE/CO S

17.971

5.951

6.185

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

51.894

51.894

17.021

SIN

85.391

85.70812.166

NE N-Interligado

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000


74.7

83

78.0

32

77.9

39

72.7

66

72.3

79

73.1

05

72.4

23

73.3

47

74.1

19

76.2

96

78.0

13

79.9

24

83.9

62

85.7

08

81.2

17

78.7

62

74.6

76

74.3

30

73.7

43

73.9

91

75.1

62

80.1

20

77.1

11

77.9

12

85.3

91

Dem

and

a (M

W)

Sistema Interligado Nacional

2013 2014 2015

Rec

ord

e



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


Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.


0

12.000

24.000

36.000

48.000

60.000


46.8

73

48.5

49

48.0

99

44.8

75

44.7

14

45.6

10

43.7

20

44.9

51

45.5

81

46.7

84

47.8

37

48.9

41

50.0

14

51.2

61

49.7

91

47.6

18

45.5

75

44.9

11

45.1

19

45.1

01

45.5

12

49.0

26

46.5

60

45.7

29

51.8

94

Dem

and

a (M

W)


2013 2014 2015

Rec

ord

e

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


15.2

76

15.7

03

14.4

84

13.6

10

13.6

32

13.4

11

13.8

86

13.5

01

14.0

14

13.3

93

15.0

05

15.1

76

17.3

57

17.9

71

15.0

76

15.1

91

13.4

59

13.5

62

13.4

35

13.6

28

13.5

29

15.6

46

15.2

23

16.5

07

17.0

21

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Sul

2013 2014 2015

Rec

ord

e



Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.


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


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

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000


11.0

80

11.5

42

11.7

67

11.6

15

11.2

46

10.7

26

10.8

14

10.9

59

11.3

84

11.5

11

11.5

20

11.8

09

11.7

32

11.6

81

11.7

37

11.6

54

11.4

99

11.0

43

10.8

69

10.9

56

11.8

39

11.6

81

11.8

23

11.8

08

12.1

66

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2013 2014 2015

Rec

ord

e

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500


4.48

9

4.71

0

4.82

0

4.76

1

4.72

8

4.70

2

5.82

7

6.03

8

6.10

9

5.99

2

5.79

2

6.10

3

5.95

8

5.87

3

6.01

2

6.01

2

5.90

8

5.95

3

5.66

1

6.03

6

6.18

5

6.00

3

5.98

3

5.93

5

5.95

1

Dem

and

a (M

W)


2013 2014 2015

Rec

ord

e

*



5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de janeiro de 2015 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu

134.008 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2014, houve expansão de 3.277 MW de geração de fonte

hidráulica, de 1.429 MW de fontes térmicas e de 2.729 MW de geração eólica, considerando os Ambientes de

Contratação Regulada e Livre (ACR e ACL).

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

* Inclui outras fontes fósseis (0,149 MW). ** Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada pela ANEEL, que passou por reenquadramento de fontes em setembro de 2014. Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de 5.650 MW com o Paraguai e de 200 MW com a Venezuela.

Fonte dos dados: ANEEL (BIG 30/01/2015)

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

Fonte dos dados: ANEEL (BIG 30/01/2015)

Jan/14

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Instalada

Hidráulica 85.950 1.158 89.227 66,6% 3,8%

Térmica 38.357 1.891 39.786 29,7% 3,7%

Gás Natural 13.896 122 12.776 9,5% -8,1%

Biomassa 11.410 504 12.341 9,2% 8,2%

Petróleo * 7.672 1.241 9.085 6,8% 18,4%

Carvão 3.389 22 3.593 2,7% 6,0%

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

Eólica 2.252 232 4.981 3,7% 121,2%

Solar Fotovoltaica 5 317 15 0,01% 206,9%

Capacidade Total - Brasil 126.563 3.598 134.008 100,0% 5,9%

Jan/15

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

(Jan/15 / Jan/14)

Hidráulica 66,6%Gás Natural 9,5%

Biomassa 9,2%

Petróleo * 6,8%

Carvão 2,7%

Nuclear 1,5%

Eólica 3,7%

Solar <0,1%

Térmica 29,7%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Jan/2015



6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

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

Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS

* Considera as linhas de transmissão em operação da Rede Básica, conexões de usinas, interligações internacionais e 190,0 km instalados no sistema de

Roraima.

Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS

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

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 kV 52.580 41,8%

345 kV 10.303 8,2%

440 kV 6.728 5,4%

500 kV 40.649 32,3%

600 kV (CC) 12.816 10,2%

750 kV 2.683 2,1%

Total SEB 125.759 100,0%

230 kV41,8%

345 kV8,2%

440 kV5,4%

500 kV32,3%

600 kV (CC)10,2%

750 kV2,1%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Jan/2015



7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA**

7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

A produção acumulada de energia elétrica no Brasil no período de janeiro de 2014 a dezembro de 2014 atingiu

549.847 GWh. No mês de dezembro de 2014, a geração hidráulica correspondeu a 67,9% do total gerado no país,

0,5 p.p. superior ao verificado no mês anterior. Neste período, a produção eólica, que é sazonal, teve sua participação

aumentada em 0,2 p.p. Além disso, a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em

termos globais, foi reduzida em 0,7 p.p., com destaque para as variações de +0,4 p.p. na geração térmica a gás e de

-1,5 p.p. para usinas térmicas a biomassa.

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

Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: CCEE e Eletrobras

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

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

Hidráulica 67,9%Gás 13,0%

Carvão 3,1%

Petróleo * 6,7%

Nuclear 3,0%

Biomassa 3,2%

Eólica 3,1%

Solar Fotovoltaica <0,1%

Térmica 29,0%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Dez/2014



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

Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.

* Em Petróleo estão consideradas as usinas a óleo diesel, a óleo combustível e as usinas bicombustíveis. ** Os valores de produção incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: CCEE

7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

No acumulado de janeiro de 2014 a dezembro de 2014, com relação aos 12 meses anteriores, a produção térmica global nos sistemas isolados se manteve praticamente no mesmo patamar, com redução de 10,3% na geração a base de petróleo e aumento de 17,6% na geração a gás.

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

* Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis. *** Está incluída a produção de energia elétrica do Sistema Manaus, que está interligado ao SIN desde julho de 2013, mas em configuração provisória.

Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: Eletrobras.

Dez/14

(GWh)

Evolução mensal

(Dez/14 / Nov/14)

Evolução anual

(Dez/14 / Dez/13)

Jan/13-Dez/13

(GWh)

Jan/14-Dez/14

(GWh)Evolução

Hidráulica 31.481 2,6% -13,2% 408.963 386.329 -5,5%

Térmica 12.560 -1,1% 50,5% 110.096 138.945 26,2%

Gás 5.680 5,4% 59,1% 51.523 62.019 20,4%

Carvão 1.433 9,4% 26,9% 12.407 15.330 23,6%

Petróleo * 2.564 -0,6% 128,5% 15.592 26.486 69,9%

Nuclear 1.378 6,7% 5,4% 13.461 14.140 5,0%

Biomassa 1.506 -29,5% 23,7% 17.112 20.969 22,5%

Eólica 1.442 11,1% 127,9% 6.465 11.946 84,8%

Solar Fotovoltaica 0,42 -0,3% - 1,39 3,98 -

TOTAL 45.483 1,8% 0,6% 525.525 537.225 2,2%

Valor mensal Acumulado 12 meses

Fonte

Dez/14

(GWh)

Evolução mensal

(Dez/14 / Nov/14)

Evolução anual

(Dez/14 / Dez/13)

Jan/13-Dez/13

(GWh)

Jan/14-Dez/14

(GWh)Evolução

Hidráulica 142 -6,3% -3,1% 1.912 1.940 1,5%

Térmica 916 0,8% -0,5% 10.682 10.682 0,0%

Gás 349 -10,3% 0,2% 3.942 4.636 17,6%

Petróleo * 567 9,1% -1,0% 6.740 6.046 -10,3%

TOTAL 1.058 -0,2% -0,9% 12.594 12.622 0,2%

Acumulado 12 mesesValor mensal

Fonte

**

***



7.4. Geração Eólica

No mês de dezembro de 2014, o fator de capacidade médio da região Nordeste reduziu 0,9 p.p. frente ao mês anterior, atingindo 41,4%. Esse resultado foi decorrente do acréscimo de 178 MWmédios da geração verificada, associado à expansão de 510 MW de capacidade instalada da fonte na região. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses (janeiro/2014 a dezembro/2014), houve avanço de 3,7 p.p. no fator de capacidade da região Nordeste em comparação ao mesmo período anterior.

Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Sul diminuiu 1,3 p.p. em relação a novembro de 2014, e atingiu 23,9%, com total de geração verificada no mês de 230,0 MWmédios. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses, o fator de capacidade da região Sul reduziu cerca de 0,5 p.p., em comparação ao mesmo período anterior.

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

Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: CCEE

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


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

0

900

1.800

2.700

3.600

4.500

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

jun

/13

jul/1

3

ago/

13

set/1

3

out/1

3

nov/

13

dez/

13

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/1

4

ago/

14

set/1

4

out/1

4

nov/

14

dez/

14

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Região Nordeste

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de :

Jan/2014 a Dez/2014 = 40,2%

Jan/2013 a Dez/2013 = 36,5%

0

300

600

900

1.200

1.500

jan

/13

fev/

13

mar

/13

abr/

13

mai

/13

jun

/13

jul/1

3

ago/

13

set/1

3

out/1

3

nov/

13

dez/

13

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/1

4

ago/

14

set/1

4

out/1

4

nov/

14

dez/

14

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Região Sul**

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de :

Jan/2014 a Dez/2014 = 27,9%

Jan/2013 a Dez/2013 = 28,4%

*



7.5. Energia de Reserva

A geração média esperada comprometida para o Contratos de Energia de Reserva - CER ** em dezembro de 2014, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos CER, totalizou 1.938,6 MWmédios, dos quais foram entregues 56,8%, ou 1.101,8 MWmédios, e cujo restante poderá ser complementado até o término do período de apuração de cada usina ou dentro período de contratação.

A geração eólica verificada referente aos Contratos de Energia de Reserva no mês de dezembro de 2014 correspondeu a 60,7% da geração esperada comprometida para o CER ** para o mês. A geração a biomassa verificada atingiu apenas 48,3% do valor esperado comprometido para o CER **.

No acumulado do ano de 2014, considerando todas as fontes de energia, foi verificada entrega de cerca de 63,6% do valor esperado comprometida para o CER **.

No ano de 2013, foi entregue 60,9 % da geração média esperada comprometida para o CER, ou 738,0 MWmédios, de um total esperado de 1.212,3 MWmédios.

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

Fonte dos dados: CCEE

* Dados sujeitos a alteração pela CCEE. A geração mensal abaixo do valor esperado não necessariamente implica infração ao contrato, visto que pode ser complementada dentro do período de apuração de cada usina e, além disso, existem mecanismos de regulação e controle particulares à Energia de Reserva que permitem compensações fora da janela de apuração. Esse acompanhamento é relevante para avaliar de forma indireta o desempenho dos empreendedores na entrega de Energia de Reserva de forma macro. ** Definiu-se geração esperada comprometida com o CER, por mês, como a energia contratada a ser entregue distribuída uniformemente no período de entrega de cada usina.


812,

0

753,

0

816,

0

1.17

3,0

1.41

6,0

1.41

6,0

1.37

0,0

1.37

0,0

1.35

6,0

1.35

6,0

1.35

6,0

1.32

4,0

214,

0

212,

0

216,

0

400,

0

913,

0

881,

0

1.13

5,0

1.12

5,0

1.12

1,0

1.07

5,0

1.00

6,0

522,

0

MW

me

d

Energia de Reserva - 2013

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

738,0

1.212,3

0

300

600

900

1.200

1.500

Geração verificada comprometida com o CER média em 2013

Geração esperada comprometida com o CER média em 2013

Energia vendida em 2013: 1.698,2 MWmed

*



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


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



1.10

4,6

961,

3

1.39

8,5

1.67

2,6

1.72

5,9

1.73

6,6

2.03

9,0

2.09

8,6

2.01

5,3

2.02

0,5

2.08

6,6

1.93

8,6

301,

3

263,

4

299,

0

592,

9

1.00

8,2

1.45

8,9

1.58

6,6

1.83

7,7

1.60

0,1

1.70

1,4

1.45

1,8

1.10

1,8

MW

me

d

Energia de Reserva - 2014

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

1.105,2

1.737,9

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

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

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


2014

66,8 84

,8

70,8

181,

0

653,

0

460,

5

463,

0

495,

7

416,

3

467,

0

422,

1

335,

0

231,

0

178,

6

228,

2

411,

9

352,

2

985,

2

1.11

1,9

1.32

6,3

1.16

7,7

1.21

7,9

1.01

6,0

752,

9

3,4 0,0

0,0

0,0

3,0

13,2

11,7

15,7

16,1

16,6

13,8

14,0

MW

me

d

Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses

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

0

300

600

900

1.200

1.500

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



7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física

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


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

Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: CCEE * Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. ** A garantia física inclui os valores das usinas eólicas atestadas pela ANEEL aptas a entrarem em operação comercial, mas que não podem contribuir com geração devido a atrasos nas obras de transmissão associadas.

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

52.3

14

51.2

63

47.2

46

45.6

80

42.0

44

40.7

28

40.7

70

39.5

92

42.2

01

42.5

98

42.5

65

42.2

22

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas

Geração das Usinas Hidrelétricas

49.8

99

50.2

62

50.0

87

48.4

24

47.6

30

47.7

99

47.6

11

48.3

72

48.8

07

49.0

68

49.7

47

49.9

93

0

13.000

26.000

39.000

52.000

65.000

Garantia física das Usinas Hidrelétricas

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500


754

726

622

714

725

1.19

5

1.55

4

1.85

3

1.80

3

2.03

0

1.73

5

1.86

5

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas

Geração das Usinas Eólicas

805 81

2

784

1.06

3

1.00

3

1.23

4

1.48

3 1.60

3

1.63

7 1.78

9

1.78

5 1.95

0

Garantia Física das Usinas Eólicas

*

**



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


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

* Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: CCEE

0

800

1.600

2.400

3.200

4.000

366

399

648

1.65

9

3.02

9

3.43

5

3.25

1

3.69

8

3.37

9

3.55

6

2.96

1

2.02

0

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa

Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa

1.72

6

1.79

0

1.93

2

2.55

1

3.14

4 3.33

3

3.34

4 3.54

4

3.45

7

3.49

6

3.26

1

2.73

2


Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa

0

700

1.400

2.100

2.800

3.500


1.82

7

2.61

2

2.29

2

2.39

3

2.08

5

1.81

5

2.10

7

2.98

4

2.97

1

2.96

4

3.04

5

2.88

9

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo

Geração das Usinas Termelétricas a Óleo

2.74

5

2.74

5

2.75

6

2.75

3

2.75

2

2.79

6

2.84

4

2.86

5

2.85

9

2.85

7

2.86

4

2.76

9

Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo

*



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


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


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000


5.03

8

6.74

5

7.51

3

7.15

7

7.58

0

6.73

9

7.24

3

7.70

3

6.57

6

7.20

0

7.33

9

7.31

1

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás

Geração das Usinas Termelétricas a Gás

6.52

1

6.60

3

6.44

5

6.38

3

6.32

0

6.34

5

6.43

7

6.48

4

6.48

8

6.43

0

6.41

2

6.40

2

Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás

2.13

8

2.11

5

2.11

5

2.09

7

2.07

9

2.06

2

2.06

5

2.09

5

2.09

5

2.09

1

2.09

9

2.09

7

Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão

0

600

1.200

1.800

2.400

3.000


1.64

5

1.84

1

2.01

0

1.80

2

1.78

0

1.74

2

1.60

2

1.67

6

1.53

9

1.62

4

1.81

9

1.92

5

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão

Geração das Usinas Termelétricas a Carvão



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


8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO

8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração

No mês de janeiro de 2015, foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro – SEB 429,33 MW

de geração:

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

66.3

36

66.8

45

66.6

47

65.7

87

65.4

70

66.1

12

66.3

35

67.5

14

67.8

95

68.2

79

68.7

13

68.4

89

Garantia física Total

0

18.000

36.000

54.000

72.000

90.000


MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física Total

Geração hidráulica Geração térmica Outros

59.8

13

58.3

86

58.6

24

59.3

03

61.3

22

62.7

52

62.1

47

61.0

56

64.5

68

66.2

33

62.9

74

61.5

63

Usina Unidades Geradoras Capacidade Instalada Estado CEG

UEE Eurus II UG1 a UG15 30,0 MW RN EOL.CV.RN.030499-9.01

UEE Renascença V UG1 a UG15 30,0 MW RN EOL.CV.RN.030497-2.01

UEE Santo Antônio de Pádua UG 6 2,0 MW CE EOL.CV.CE.030916-8.01

UHE Jirau UG 9 75,0 MW RO UHE.PH.RO.029736-4.01

PCH Jamari UG 1 e 2 13,332 MW RO PCH.PH.RO.029435-7.01

UTE Baixada Fluminense UG 3 186,0 MW RJ UTE.GN.RJ.030769-6.01

UEE Reb Cassino I UG1 a UG11 22,0 MW RS EOL.CV.RS.030469-7.01

UEE Reb Cassino II UG1 a UG10 20,0 MW RS EOL.CV.RS.030477-8.01

UEE Reb Cassino III UG1 a UG11 22,0 MW RS EOL.CV.RS.030468-9.01

UEE Corredor de Sernandes III UG1 a UG10 27,0 MW RS EOL.CV.RS.030819-6.01

PCH Inhapim UG 3 2,0 MW MG PCH.PH.MG.028987-6.01

*



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

Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS

8.2. Previsão da Expansão da Geração

Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW).

Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE / CCEE / Eletrobras

* Nesta seção estão incluídos os empreendimentos monitorados pelo MME, por meio da SEE/DMSE, que correspondem aos vencedores dos

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

Geração, do dia 09/01/2015, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE.

9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de janeiro de 2015, foram incorporadas as seguintes LTs ao Sistema Interligado Nacional – SIN, em um total de 32,0 km:

LT 525 kV Seccionamento (SE Abdon Batista) Campos Novos / Biguaçú, com 8 km de extensão, da ETSE, no estado de Santa Catarina.

Fonte

Hidráulica

Térmica

Gás

Petróleo

Nuclear

Carvão Mineral

Biomassa

Eólica

Solar Fotovoltaica

TOTAL

153,0 153,0

429,3 429,3

186,0 186,0

186,0 186,0

0,0

Realizado em

Jan/2015 (MW)

Acumulado

em 2015 (MW)

90,3 90,3

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Fonte Previsão 2014 Previsão 2015 Previsão 2016

Hidráulica 3.722,0 5.603,8 4.525,7

Térmica 643,1 480,5 868,3

Gás 467,1 380,5 350,0

Petróleo 0,0 0,0 0,0

Nuclear 0,0 0,0 0,0

Carvão Mineral 0,0 0,0 0,0

Biomassa 176,0 100,0 518,3

Eólica 3.025,4 3.267,0 952,1

Solar Fotovoltaica 0,0 0,0 0,0

TOTAL 7.390,5 9.351,3 6.346,1

*

*



LT 525 kV Seccionamento (SE Santo Ângelo) Garabi 2 / Itá, com 24 km de extensão, da CIEN, no estado do Rio Grande do Sul.

Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.


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

Foram incorporados 2 novos transformadores ao SIN, em um total de 1.744 MVA:

TR1 e TR2 500/230 kV – 1.344 MVA , na SE Abdon Batista (ETSE), em Santa Catarina.

TR4 500/230 kV – 400 MVA na SE Trindade (GOIÁS), em Goiás.

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

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


No mês de janeiro não foi incorporado ao SIN nenhum equipamento de compensação de potência reativa.

Classe de Tensão (kV)

230

345

440

500

600 (CC)

750

TOTAL

0,0

0,0

32,0

0,0

Realizado em Jan/15 (km) Acumulado em 2015 (km)

0,0 0,0

32,0

0,0

0,0 0,0

0,0

32,0

0,0

32,0

TOTAL

Realizado em Jan/15 (MVA) Acumulado em 2015 (MVA)

1.744,0 1.744,0

*



9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão

Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.

Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE

9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação

Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação.

Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE

* Nesta seção estão incluídos os empreendimentos monitorados pelo MME, por meio da SEE/DMSE, que correspondem aos outorgados pela

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

Transmissão, do dia 26/01/2015, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO

No mês de janeiro de 2015, foi verificado um total de 16.282 MWmédios de geração térmica, considerando as usinas programadas pelo ONS, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.

Os Custos Marginais de Operação – CMOs do submercado Sudeste/Centro-Oeste foram crescentes ao longo do mês de janeiro, devido principalmente à atualização da previsão de vazões nas revisões do Programa Mensal de Operação – PMO, tendo havido descolamento dos valores entre os subsistemas.

O máximo valor de CMO de janeiro foi registrado no último dia do mês e atingiu R$ 1.916,92 / MWh, considerando o valor médio de todos os patamares de carga, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Por sua vez, o valor mínimo foi de R$ 494,4 / MWh em todos os subsistemas, na segunda semana do mês.

Destaca-se que a aplicação da metogologia vigente resultou no atingimento de CMOs superiores ao 1º patamar de déficit, de R$1.420,34 / MWh, determinado pela Resolução Homologatória nº 1.837 da ANEEL, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul a partir do dia 17/01. Além disso, durante todo o mês, o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD manteve-se em R$ 388,48 / MWh em todos os subsistemas para todos os patamares de carga, sendo este o seu valor máximo para 2015, conforme estabelecido pela ANEEL.

Com a elevação do CMO, os valores de geração térmica por garantia de suprimento energético, em janeiro de 2015 (512 MWmédios), foram reduzidos pela metade, em comparação com dezembro de 2014 (1.063 MWmédios).

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

230 5.192,0 3.174,0 1.583,0

345 46,0 60,0 0,0

440 152,0 643,0 0,0

500 5.238,0 11.092,0 1.409,0

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

750 0,0 0,0 0,0

TOTAL 10.628,0 14.969,0 2.992,0

Transformação (MVA) Previsão 2015 Previsão 2016 Previsão 2017

TOTAL 21.196,0 16.499,0 1.315,0

*

*



10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação

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


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

10.2. Despacho Térmico

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


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500


CM

O (

R$

/ MW

h)



31-01-2015 : R$ 1.916,92 / MWh

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

27/12-02/01/2015 03/01-09/01/2015 10/01-16/01/2015 17/01-23/01/2015 24/01-30/01/2015 31/01-06/02/2015

529,

36

494,

4

917,

57

1402

,96

1445

,61

1916

,92

529,

36

494,

4

917,

57

1402

,96

1445

,61

1916

,92

529,

36

494,

4

917,

57

823,

65

1420

,66

848,

08

529,

36

494,

4

917,

57

823,

65

1420

,66

843,

8

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO e do Despacho Térmico

CMO SE/CO CMO S CMO NE CMON-Interligado

8.760 8.8508.343 8.391 8.429 8.484

1.995 1.989 1.9851.848 1.986

1.939

2.287

2.3342.416 2.416 2.211

2.0152.159

2.657 2.924 2.837 2.875 3.057

-15.000

-12.000

-9.000

-6.000

-3.000

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000

De

sp

ac

ho

Té

rmic

o (M

Wm

ed

)

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



11. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em dezembro de 2014 foi de R$ 231,0 milhões, montante 65% superior ao dispendido no mês anterior (R$ 139,6 milhões). O valor do mês de dezembro de 2014 é composto por R$ 48,0 milhões referentes ao encargo Restrição de Operação, que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; por R$ 12,8 milhões referentes ao encargo Serviços Ancilares, que está relacionado à remuneração pela prestação de serviços ao sistema como fornecimento de energia reativa por unidades geradoras solicitadas a operar como compensador síncrono, Controle Automático de Geração – CAG, autorrestabelecimento (black-start) e Sistemas Especiais de Proteção – SEP; e por R$ 170,2 milhões referentes aos encargos por Segurança Energética, que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica devido à geração complementar para garantia do suprimento energético.

Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.

Dados contabilizados / recontabilizados até dezembro de 2014. Fonte dos dados: CCEE

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000


77.2

86

106.

151

106.

673

91.2

94

55.4

19

90.7

21

68.2

08

63.6

78

69.2

10

58.5

12

35.7

81

37.4

86

14.1

56

27.3

53

30.2

53

43.8

16

29.3

96

48.7

81

61.4

39

6.58

0

178.

610

271.

424

234.

816

240.

253

374.

830

62.7

30

374.

830

82.3

94

129.

276

79.7

93

118.

548

14.7

45

22.4

20

88.5

78

68.3

44

48.0

22

En

carg

o (

10³

R$)

Restrição de Operação

2012 2013 2014



Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética.


Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.


0

250.000

500.000

750.000

1.000.000

1.250.000


981

76.9

35

11.1

32

2.06

5

27.1

01

17.0

42

48.3

60

240.

270

551.

030

829.

239

560.

704

1.03

9.86

9

609.

842

842.

877

525.

805

707.

122

437.

860

256.

176

0 0 0 00 0 0 1.49

5

951

391.

511

189.

553

149.

310

142.

392

120.

158

65.9

20

170.

249

En

carg

o (

10³

R$)

Segurança Energética

2012 2013 2014

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


6.33

4

8.02

1

5.81

4

7.09

8

8.11

2

17.0

09

6.71

3

8.36

6

6.49

7

5.76

1

6.75

8

5.32

0

7.12

9

4.96

3

400

7.85

7

7.56

7

7.67

0

6.06

4

4.23

2

4.02

4

3.93

5

4.22

1

5.91

4

5.67

7

4.74

7

5.67

7

7.30

0

9.58

2

8.00

3

7.07

7

8.51

5

5.86

1

5.03

2

5.38

4

12.7

73

En

carg

o (

10³

R$)

Serviços Ancilares

2012 2013 2014



12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de janeiro de 2015 a quantidade de ocorrências foi inferior ao verificado no mesmo mês de 2014, porém o montante de carga interrompida foi superior. A seguir destacam-se algumas ocorrências relevantes:

• Dia 19 de janeiro, às 14h48min: Desligamento manual de cargas no SIN após déficit de geração para

suprimento da demanda. Houve interrupção de aproximadamente 4.453 MW de cargas do SIN. Causa: Perda

de geração em algumas usinas do SIN, a partir do valor de frequência de 59,4 Hz, e restrição no fluxo na

interligação Norte/Sudeste, em função de manutenção do banco de capacitores da LT 500 kV Gurupi –

Miracema C1 e limitações sistêmicas para suportar perda dupla no sistema 765 kV de Itaipu.

• Dia 23 de janeiro, às 20h00min: Desligamento da LT 138 kV São José – Rio da Cidade, devido à falha em

cadeia de isoladores, seguido de desligamento incorreto das LT 138 kV Rio da Cidade – Integração e LT 138

kV São José – Ilha dos Pombos. Houve também desligamento de linhas e unidades geradoras na região, por

sobrecarga. Houve interrupção de 942 MW de cargas, sendo 487 MW da Ampla, 391 MW da Light, no estado

do Rio de Janeiro, e 64 MW da Energisa em Minas Gerais. Causa: Recusa de atuação da proteção no terminal

de Rio da Cidade da LT 138 kV São José – Rio da Cidade.

• Dia 31 de janeiro, às 21h51min: Desligamento automático da barra de 230 kV da SE Ipatinga 1 e da LT 230

kV Ipatinga 1 - Mesquita C1. Houve interrupção de 157 MW de cargas da CEMIG em Minas Gerais.

Causa: Explosão do TC da fase Azul associado ao terminal de Ipatinga da LT 230 kV Ipatinga 1 - Mesquita C1.

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

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

Fonte dos dados: ONS, Eletronorte

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.

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

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

*** O Sistema Manaus se encontra interligado ao SIN em configuração provisória.

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2015 2014

SIN** 4.453 4.453 6.795

S 128 128 1.201

SE/CO 1.555 1.555 8.923

NE 0 0 3.405

N-Int*** 0 0 6.119

Isolados 0 0 0

TOTAL 6.136 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6.136 26.443

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2015 2014

SIN** 1 1 1

S 1 1 6

SE/CO 5 5 29

NE 0 0 15

N-Int*** 0 0 27

Isolados 0 0 0

TOTAL 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 78

Número de Ocorrências

*



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

Fonte dos dados: ONS e Eletronorte

12.2. Indicadores de Continuidade

Em 2014, o DEC de todas as regiões do Brasil ultrapassou o limite para o ano. Apenas o FEC da região Centro-Oeste ultrapassou o limite para o ano de 2014.

Tabela 19. Evolução do DEC em 2014.

Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados Fonte dos dados: ANEEL

Tabela 20. Evolução do FEC em 2014.

Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados Fonte dos dados: ANEEL

*Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

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

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


3.48

8

9.72

5

1.70

8

1.04

5

828

1.26

4

740

1.28

6

1.31

9

1.35

0

1.25

2

2.43

8

6.13

6

Mo

nta

nte

de

carg

a in

terr

om

pid

a (M

W)

Ocorrências no SEB

2014 2015

15

8

5 5

4

6

3

75

7

6

77

0

4

8

12

16

20

Nú

mer

o d

e O

corr

ênci

as

2014 2015

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,94 1,69 1,63 1,47 1,23 1,07 1,17 1,15 1,41 1,54 1,56 1,72 17,58 14,67

S 2,14 1,94 1,29 1,12 1,06 1,06 1,07 1,19 1,43 1,44 1,40 2,06 17,19 13,36

SE 1,28 1,08 0,91 0,70 0,63 0,56 0,67 0,70 0,81 0,94 0,90 1,11 10,30 9,75

CO 3,65 2,48 3,06 2,37 1,56 1,10 1,48 1,52 2,92 3,31 2,92 2,80 29,17 17,37

NE 1,79 1,73 1,99 2,14 1,79 1,34 1,52 1,41 1,56 1,58 1,85 1,80 20,48 17,73

N 4,42 4,54 4,55 4,05 3,29 3,64 3,37 3,07 3,36 4,00 4,12 3,90 46,40 37,83

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

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,05 0,92 0,89 0,81 0,72 0,64 0,68 0,69 0,81 0,92 0,84 0,91 9,88 11,86

S 1,33 1,13 0,86 0,69 0,72 0,68 0,69 0,78 0,85 0,87 0,91 1,12 10,63 11,17

SE 0,67 0,55 0,49 0,38 0,36 0,32 0,38 0,39 0,45 0,52 0,48 0,56 5,53 7,85

CO 1,95 1,64 1,94 1,73 1,34 0,84 1,09 1,19 2,17 2,59 1,83 1,81 20,12 15,53

NE 0,87 0,85 0,92 0,98 0,83 0,65 0,66 0,67 0,76 0,77 0,80 0,81 9,56 12,55

N 2,67 2,53 2,52 2,51 2,17 2,61 2,44 2,24 2,11 2,61 2,36 2,46 29,29 35,49

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

*



Figura 39. DEC do Brasil.

Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados. Fonte dos dados: ANEEL

Figura 40. FEC do Brasil.

Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados. Fonte dos dados: ANEEL

1,91

3,64

5,27

6,74

7,97

9,04

10,15

11,35

12,75

14,29

15,84

17,58

0

5

10

15

20

25


2009 2010 2011 2012 2013 2014 Limite2014

18

,77

18

,36

18

,40

18

,65

18

,36 1

,70

1,6

2

1,4

7

1,2

2

1,0

8

1,1

3

1,1

6

1,4

1

1,5

4

1,5

5

1,7

2

14

,67

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 2013 Limite 2014

2014 - DEC Mensal

DEC Anual

1,03

1,97

2,86

3,674,39

5,035,68

6,39

7,21

8,12

8,96

9,88

2014 - FEC Mensal

0

4

8

12

16

20


2009 2010 2011 2012 2013 2014 Limite2014

11,7

3

11,3

0

11,1

5

11,1

0

10

,48

0,9

2

0,8

9

0,8

1

0,7

1

0,6

4

0,6

5

0,6

9

0,8

1

0,9

1

0,8

3

0,9

1

11,8

6

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 2013 Limite 2014FEC Anual



GLOSSÁRIO

ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica

BIG – Banco de Informações de Geração

CAG – Controle Automático de Geração

CC - Corrente Contínua

CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CEG – Código Único de Empreendimentos de Geração

CER - Contrato de Energia de Reserva

CGH – Central Geradora Hidrelétrica

CMO – Custo Marginal de Operação

CO - Centro-Oeste

CUST – Contrato de Uso do Sistema de Transmissão

CVaR – Conditional Value at Risk

DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora

DMSE - Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico

EAR – Energia Armazenada

ENA - Energia Natural Afluente Energético

EPE - Empresa de Pesquisa Energética

ERAC - Esquema Regional de Alívio de Carga

ESS - Encargo de Serviço de Sistema

FC - Fator de Carga

FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade

Consumidora

GNL - Gás Natural Liquefeito

GTON - Grupo Técnico Operacional da Região Norte

GW - Gigawatt (109 W)

GWh – Gigawatt-hora (109 Wh)

h - Hora

Hz - Hertz

km - Quilômetro

kV – Quilovolt (103 V)

MLT - Média de Longo Termo

MME - Ministério Minas e Energia

Mvar - Megavolt-ampère-reativo

MW - Megawatt (106 W)

MWh – Megawatt-hora (106 Wh)

MWmês – Megawatt-mês (106 Wmês)

N - Norte

NE - Nordeste

NUCR - Número de Unidades Consumidoras Residenciais

NUCT - Número de Unidades Consumidoras Totais

OC1A – Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre

OCTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

OPGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica

PCH - Pequena Central Hidrelétrica

PIE - Produtor Independente de Energia

Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia

Elétrica

S - Sul

SE - Sudeste

SEB - Sistema Elétrico Brasileiro

SEE - Secretaria de Energia Elétrica

SEP – Sistemas Especiais de Proteção

SI - Sistemas Isolados

SIN - Sistema Interligado Nacional

SPE - Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético

UEE - Usina Eólica

UHE - Usina Hidrelétrica

UNE - Usina Nuclear

UTE - Usina Termelétrica

VU - Volume Útil

ZCAS – Zona de Convergência do Atlântico Sul

ZCOU – Zona de Convergência de Umidade

o boletim de monitoramento do sistema elétrico brasileiro

Documents