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Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA
DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO
Setembro – 2013
Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013
Ministério de Minas e Energia Ministro Edison Lobão 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 Coordenação Geral de Monitoramento do Desempenho do Sistema Elétrico 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/see/menu/publicacoes.html
/s
Boletim Mensal
de Monitoramento
do Sistema Elétrico Brasileiro
Setembro– 2013
Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013
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
3.2. Intercâmbios Internacionais ................................................................................................................................ 11
4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA .............................................................................................. 11
4.1. Consumo de Energia Elétrica ............................................................................................................................. 11
4.2. Unidades Consumidoras ..................................................................................................................................... 13
4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil ...................................................................................................... 13
4.4. Demandas Máximas ........................................................................................................................................... 14
4.5. Demandas Máximas Mensais ............................................................................................................................. 14
5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................... 17
6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................. 18
7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................................................................... 19
7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................... 19
7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional........................................................... 19
7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ......................................................................... 20
7.4. Geração Eólica ................................................................................................................................................... 20
7.5. Energia de Reserva ............................................................................................................................................ 21
7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física ....................................................................................... 24
8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO ....................................................................................................................................... 27
8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................... 27
8.2. Previsão da Expansão da Geração ..................................................................................................................... 28
9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO ............................................................................................................................... 28
9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................... 28
9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão .............................................. 29
Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013
9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão ............................................................................................. 30
9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 30
10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO............................................................................... 30
10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação .......................................................................................................... 31
10.2. Despacho Térmico .............................................................................................................................................. 31
11. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 32
12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 34
12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 34
12.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 35
GLOSSÁRIO .................................................................................................................................................................... 37
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/09/2013 a 30/09/2013 – Brasil. .................................................................................. 2
Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/09/2013 a 29/09/2013 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). ............................................................................................................ 10
Figura 12. Intercâmbios internacionais de energia nos últimos 12 meses. ....................................................................................... 11
Figura 13. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. .................................................................................. 12
Figura 14. Demandas máximas mensais: SIN. ................................................................................................................................. 14
Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ................................................................................ 15
Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. ............................................................................................................... 15
Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. ..................................................................................................... 16
Figura 18. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado. ......................................................................................... 16
Figura 19. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. .......................... 17
Figura 20. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. ........................................................................................ 18
Figura 21. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. ............................................................................................................ 19
Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste. ................................................................................ 20
Figura 23. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul. .......................................................................................... 21
Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2012. ................................................................... 22
Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013. ................................................................... 23
Figura 26. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte. .............................. 23
Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH). .................. 24
Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas. ........................................................... 24
Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa. ..................................... 25
Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo........................................ 25
Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás......................................... 26
Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.................................... 26
Figura 33. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN. ........................................................... 27
Figura 34. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ....................................................................................................................... 31
Figura 35. Evolução do CMO e do despacho térmico no mês. ......................................................................................................... 31
Figura 36. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 32
Figura 37. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 33
Figura 38. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 33
Figura 39. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 35
Figura 40. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 36
Figura 41. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 36
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013
LISTA DE TABELAS Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN. .................................................................................................................. 6
Tabela 2. Principais limites de intercâmbio. ...................................................................................................................................... 10
Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. .................................................................................... 12
Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo. ........................................................................................... 12
Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. ............................................................................................ 13
Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. ................................................................................................. 14
Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil. ........................................................................ 17
Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 18
Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.................................................................................................................. 19
Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 20
Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ..................................................................................... 28
Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 28
Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 29
Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 29
Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 30
Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 30
Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências em 2013. ....................................................................... 34
Tabela 18. Evolução do número de ocorrências em 2013. ............................................................................................................... 34
Tabela 19. Evolução do DEC em 2013. ............................................................................................................................................ 35
Tabela 20. Evolução do FEC em 2013. ............................................................................................................................................. 35
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 1
1. INTRODUÇÃO
No mês de setembro de 2013 as frentes frias atuaram de forma irregular e os totais de precipitação verificados foram inferiores aos volumes esperados, que já são pouco significativos nessa época do ano na maioria das bacias do SIN, principalmente na região central do País e semiárido brasileiro. Como consequência, no mês de setembro foi verificada redução das afluências, em valores absolutos, a todos os subsistemas em comparação ao mês de agosto.
Na primeira semana operativa do mês de setembro passou a ser adotado o mecanismo “Valor Condicionado ao Risco” – CVaR no Programa Mensal de Operação Eletroenergética – PMO, e o despacho contemplou apenas geração térmica por ordem de mérito, inflexibilidade e restrição elétrica e foram programadas por garantia de suprimento energético apenas as UTEs a GNL com despacho antecipado.
Por decisão do CMSE em sua 134ª reunião, realizada em 4 de setembro de 2013, devido à possibilidade de queimadas nos locais por onde passam as principais linhas que transportam energia para a Região Nordeste, reduziu-se a importação de energia por essa região para o limite de 2.700 MW, segundo critério de perda dupla (N-2), utilizando geração térmica adicional por restrição elétrica como medida de segurança. Inicialmente foi orientada a programação de cerca de 1.100 MW de geração térmica adicional na Região Nordeste, até que o ONS realizasse estudos visando novos limites de intercâmbio que atendam ao critério (N-2), e a partir do dia 14 de setembro 2013 o ONS passou a adotar o limite de 3.000 MW em todos os patamares de carga para o recebimento de energia pela Região Nordeste (RNE), com o mesmo critério de segurança de operação do sistema.
Nesse sentido a ANEEL decidiu pela abertura de audiência pública nº 103/2013 para colher subsídios e informações dos agentes para o aprimoramento do rateio dos encargos por Restrições de Operação capazes de influenciar outros subsistemas além dos dois pares (N-NE e S-SE/CO) previstos nas Regras de Comercialização.
No mês foram verificados 11.114 MW médios de geração térmica programada pelo ONS considerando todas as razões de despacho, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.
Complementarmente à Portaria MME nº 258/2013, no dia 03 de setembro 2013 a ANEEL abriu a audiência pública nº 098/2013 visando determinar critérios técnicos para que os sistemas isolados possam ser considerados interligados e também as diretrizes comerciais e operacionais que devem ser seguidas durante o período de transição. A regra será válida inclusive para os sistemas de Manaus e Macapá.
A variação da energia armazenada equivalente em relação ao final de agosto apresentou a seguinte distribuição por subsistema: -6,4 pontos percentuais (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, +4,2 p.p. no Sul, -5,5 p.p. no Nordeste e -18,4 p.p. no Norte-Interligado.
No dia 09 de setembro de 2013 a Eletrobras Eletronuclear atingiu recorde histórico de capacidade de geração, totalizando 2.022 MW produzidos, sendo 647 MW pela UNE Angra 1 (capacidade de 640 MW), e 1.375 MW pela UNE Angra 2 (capacidade de 1.350 MW). O aumento da potência foi consequência da baixa temperatura da água do mar, o que aumenta a eficiência térmica dos sistemas das usinas nucleares.
No mês de setembro entraram em operação comercial 413,1 MW de geração, 668 km de linhas de transmissão e 803,0 MVA de transformação na Rede Básica. No ano totalizam 4.567,4 MW de novas usinas, 9.147,7 km de linhas de transmissão de Rede Básica e 10.277,0 MVA de transformação na Rede Básica.
* As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 30 de setembro de
2013, exceto quanto 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.
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 2
2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
No mês de setembro de 2013 as frentes frias atuaram de forma irregular, com observação de alguns eventos de precipitação extrema, concentrados em poucos dias nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu. Nas bacias do subsistema Sudeste/Centro-Oeste e na cabeceira dos rios São Francisco e Tocantins também ocorreu precipitação, principalmente na semana entre 21 e 27 de setembro, porém de forma mais isolada e com menor intensidade.
Os totais de precipitação verificados no mês nas principais Bacias apresentaram anomalias negativas em relação às condições típicas esperadas para esta época do ano, climatologicamente caracterizada pela ocorrência de volumes pouco expressivos de chuva na região central do País e semiárido brasileiro.
Os volumes acumulados mais próximos à média climatológica ocorreram nas Bacias do Rio Grande e do Iguaçu. Como consequência, no mês de setembro foi verificada redução das afluências, em valores absolutos, a todos os subsistemas, em comparação ao mês de agosto. Apenas o Norte-Interligado apresentou uma energia natural afluente referenciada à média de longo termo superior ao verificado no mês anterior.
As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 97 %MLT – 17.196 MW médios no Sudeste/Centro-Oeste (48º melhor valor*), 144 %MLT – 17.080 MW médios no Sul (13º pior valor*), 52 %MLT – 1.624 MW médios no Nordeste (2º pior valor*) e 82 %MLT – 1.314 MW médios no Norte-Interligado (25º pior valor*).
Com relação às temperaturas, as mínimas estiveram dentro da normal climatológica em grande parte do território nacional, a menos da Região Sul, onde foram observadas anomalias mais expressivas de até +4º C. Referente às temperaturas máximas, foram observados valores compatíveis ao padrão climatológico, com maiores desvios de até +5º C em algumas áreas pontuais do centro sul do País e de até -3º C no setor centro-leste do País.
* considerando um histórico de afluências para o mês em 82 anos.
2.1. Precipitação Acumulada – Brasil
Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/09/2013 a 30/09/2013 – Brasil.
Fonte: ONS
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 3
2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias
Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/09/2013 a 29/09/2013 nas principais bacias, referenciadas à média histórica.
Fonte: CPTEC
Sub-Bacia do Rio Grande Sub-Bacia Paranaíba Bacia do Rio Paranapanema
Precipitação 01-29/09/2013: 60,7 mm
MLT de setembro: 66,0 mm
Precipitação 01-29/09/2013: 27,7 mm
MLT de setembro: 52,3 mm
Precipitação 01-29/09/2013: 85,5 mm
MLT de setembro: 109,3 mm
Bacia do Rio Tiete Sub-Bacia do Paraíba do Sul Bacia do Tocantins
Precipitação 01-29/09/2013: 52,3 mm
MLT de setembro: 72,2 mm
Precipitação 01-29/09/2013: 56,2 mm
MLT de setembro: 70,7 mm
Precipitação 01-29/09/2013: 24,2 mm
MLT de setembro: 55,0 mm
Bacia do São Francisco Sub-Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Uruguai
Precipitação 01-29/09/2013: 16,4 mm
MLT de setembro: 24,6 mm
Precipitação 01-29/09/2013: 135,4 mm
MLT de setembro: 147,5 mm
Precipitação 01-29/09/2013: 127,8 mm
MLT de setembro: 162,6 mm
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 4
2.3. Energia Natural Afluente Armazenável
Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Fonte: ONS
Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul.
Fonte: ONS
0
16.000
32.000
48.000
64.000
80.000
64.0
90
46.4
87
34.9
11
31.2
27
23.2
00
34.7
58
24.9
85
16.7
58
13.7
78
12.5
20
21.4
82
26.3
53
44.7
34
53.5
03
47.5
91
49.2
41
28.3
34
33.2
99
26.8
77
19.0
58
16.6
64
EN
A (
MW
me
d)
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
ENA 2012 ENA 2013
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MLT 56.221 59.097 55.338 41.730 30.143 25.419 21.163 17.811 17.728 21.321 27.283 41.358
MLT
115%
79%
64%
76%
78%
138%
119%
95%
78%
59%
79%
64%
80%
91%
86%
118%
94%
131%
127%
107%
94%
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
6.45
8
5.24
1
3.79
6
3.51
2
5.24
5
10.5
22
9.06
1
7.13
4
4.22
5
7.05
2
4.53
6
4.20
6
8.61
1
6.80
8
11.9
09
7.31
1
4.78
4
12.5
49
11.2
69
11.9
49
11.9
80
EN
A (
MW
me
d)
Subsistema Sul
ENA 2012 ENA 2013
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MLT 7.176 8.303 6.884 6.528 8.543 9.653 10.732 10.126 11.861 13.159 9.339 7.350
MLT
95%
67%
58%
56%
63%
112%
88%
74%
37%
55%
50%
59%
120%
82%
173%
112%
56%
130%
105% 11
8%
101%
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 5
Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.
Fonte: ONS
Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado.
Fonte: ONS
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.00017
.387
15.0
11
6.64
1
6.44
2
3.63
1
3.26
3
2.57
0
2.10
1
1.85
0
1.44
4
4.61
2
6.88
0
4.27
2
10.6
08
4.96
6
7.92
5
4.21
3
3.05
9
2.32
3
1.81
4
1.59
3
EN
A (
MW
me
d)
Subsistema Nordeste
ENA 2012 ENA 2013
122%
100%
44%
53%
49%
67%
64%
60%
59%
42%
82%
67%
30%
71%
33%
65%
57%
63% 58
%
52%
51%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MLT 14.239 14.941 15.049 12.192 7.391 4.856 4.005 3.489 3.123 3.430 5.603 10.272
MLT
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
12.7
17
9.17
5
8.22
7
7.79
5
5.29
6
3.09
4
2.07
0
1.28
4
1.06
5
1.13
0
2.22
2
4.87
8
6.50
2
11.7
62
9.84
3
8.81
3
7.48
5
4.13
7
2.39
6
1.55
9
1.29
8
EN
A (
MW
me
d)
Subsistema Norte-Interligado
ENA 2012 ENA 2013
131%
71%
55%
53%
56%
68%
77%
67%
69%
64%
76%
86%
67%
91%
65%
59%
77%
87%
85%
78%
81%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
MLT 9.775 13.033 15.143 14.938 9.721 4.755 2.819 1.999 1.602 1.819 2.984 5.744
MLT
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2.4. Energia Armazenada
A geração térmica despachada no mês de setembro de 2013 contribuiu para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios. Todavia, o aumento nos volumes de precipitação nas principais bacias do SIN foi insuficiente para elevar as afluências aos subsistemas.
No subsistema Sudeste/Centro-Oeste houve um deplecionamento de 6,4 p.p., atingindo 48,7 %EAR ao final do mês de setembro. A geração nas usinas da Bacia do Paranapanema foram maximizadas para evitar/minimizar a ocorrência de vertimentos.
Devido à permanência de elevadas afluências nas principais bacias da Região Sul, superiores à média climatolológica, houve um replecionamento do reservatório equivalente do subsistema Sul em 4,2 p.p. em setembro, atingindo 95,7 %EAR ao final do mês.
No subsistema Nordeste a redução no intercâmbio de recebimento de energia a partir dos subsistemas Norte-Interligado e Sudeste/Centro-Oeste em relação ao verificado em agosto foi compensada pela geração térmica adicional por restrição elétrica na região Nordeste. Todavia em função de persistirem as condições hidroenergéticas bastante desfavoráveis na região e das restrições para que maiores intercâmbios fossem praticados, verificou-se deplecionamento de 5,5 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 30,9% EAR ao final do mês de setembro.
O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 52,8 %EAR ao final do mês de setembro, apresentando deplecionamento de 18,4 p.p. A geração da UHE Tucuruí foi utilizada para fechamento do balanço energético do SIN, sendo utilizada prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.
Com relação aos principais reservatórios do SIN, as maiores variações de energia armazenada em comparação ao final de agosto referem-se ao deplecionamento da UHE Tucuruí de 24,6 p.p. (46,2% v.u.), de 21,1 p.p. em Ilha Solteira (57,1% v.u.) e de 9,3 p.p. em Itumbiara (48,6% v.u.). Encontram-se reduzidas as energias armazenadas, com menos de 40% v.u., nos reservatórios das UHEs Emborcação (36,6% v.u.), Nova Ponte (35,3% v.u.), Serra da Mesa (37,8% v.u.), Três Marias (30,2% v.u.) e Sobradinho (31,1% v.u.), referenciados aos respectivos volumes úteis máximos.
Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.
Fonte: ONS
SubsistemaEnergia Armazenada
no Final do Mês (% EAR)
Capacidade Máxima
(MWmês)% da Capacidade Total
Sudeste/Centro-Oeste 48,7 201.817 70,0
Sul 95,7 19.873 6,9
Nordeste 30,9 14.812 5,1
Norte 52,8 51.859 18,0
288.361 100,0TOTAL
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Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte: ONS
Figura 8. EAR: Subsistema Sul.
Fonte: ONS
* As disposições normativas atinentes à CAR foram revogadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 576, de 30 de agosto de 2013.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
% E
AR
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
CAR 2013 Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013
Cap
acid
ade
Máx
ima
= 2
01.8
17 M
Wm
ês
Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco
30-09-2013: 48,7%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
% E
AR
Subsistema Sul
CAR 2013 Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013
Cap
acid
ade
Máx
ima
= 1
9.87
3 M
Wm
ês
Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco
30-09-2013: 95,7%
*
*
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Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.
Fonte: ONS
Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.
* As disposições normativas atinentes à CAR foram revogadas pela Resolução Normativa ANEEL nº 576, de 30 de agosto de 2013. ** Para o subsistema Norte-Interligado não houve CAR no ano de 2013. Fonte: ONS
0%
20%
40%
60%
80%
100%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
% E
AR
Subsistema Nordeste
CAR 2013 Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013
Cap
acid
ade
Máx
ima
= 5
1.85
9 M
Wm
ês
Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco
30-09-2013: 30,9%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
% E
AR
Subsistema Norte-Interligado**
Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013
Cap
acid
ade
Máx
ima
= 1
4.26
7 M
Wm
ês
Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco
30-09-2013: 52,8%
*
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3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA
3.1. Principais Intercâmbios Verificados
Em setembro de 2013 verificou-se um aumento da exportação de energia do subsistema Norte-Interligado, totalizando 471 MW médios frente aos 147 MW médios verificados no mês anterior. Esse aumento deve-se ao maior envio de energia para o subsistema Nordeste, tendo em vista que houve uma redução do intercâmbio de energia da região Sudeste/Centro-Oeste para a região Nordeste, ocasionada pela adoção do critério de segurança contra perdas duplas de circuitos (N-2), devido às maiores possibilidades de queimadas na região dessas linhas de transmissão nesse período.
Houve exportação do subsistema Sudeste/Centro-Oeste de 1.982 MW médios no sentido Norte-Interligado e Nordeste, valor 33,7% inferior ao verificado no mês anterior (2.991 MW médios). Particularmente com relação à região Acre / Rondônia, houve exportação de um montante de 54 MW médios, também inferior ao verificado no mês anterior.
Em função de persistirem as condições hidroenergéticas bastante desfavoráveis no subsistema Nordeste, houve continuidade do cenário importador, sendo verificado um total de 2.453 MW médios, inferior aos 3.138 MW médios verificados no mês anterior. Essa redução deve-se à decisão do CMSE de reduzir a importação de energia por essa região para limites que variaram entre 2.700 e 3.000 MW ao longo do mês, segundo critério de perda dupla (N-2), utilizando a geração térmica adicional por restrição elétrica como medida de segurança.
O subsistema Sul exportou 2.945 MW médios em setembro, da mesma ordem verificada em agosto, em função das condições hidroenergéticas favoráveis na região.
Em setembro o intercâmbio internacional médio de energia entre Brasil e Argentina foi nulo, tendo havido somente exportação e importação em caráter emergencial. Não houve intercâmbio entre Brasil e Uruguai.
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Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).
Fonte: ONS / Eletronorte
Tabela 2. Principais limites de intercâmbio.
Fonte: ONS / Eletronorte
* Os limites de intercâmbio apresentados referem-se à carga pesada, conforme revisão quadrimestral do PMO de maio de 2013.
** Valor contratual.
Legenda da seção 3.1.
FVB Intercâmbio internacional com a Venezuela (atendimento a Roraima)
EXPSE
Exportação do Sudeste/Centro-Oeste
FACRO Exportação da região Acre/Rondônia
EXPN Exportação do Norte-Interligado RACRO Importação da região Acre/Rondônia
RECN Importação do Norte-Interligado RSUL Recebimento pela região Sul
EXPNE Exportação do Nordeste FSUL Exportação da região Sul
RNE Importação do Nordeste INTArg Intercâmbio internacional com a Argentina
FNS
Fluxo da interligação Norte – Sul no sentido do Norte / Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste
INTUrug Intercâmbio internacional com o Uruguai
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
Item Fluxo Limite de Intercâmbio* (MW)
FVB** 200
EXPN Geração menos demanda
RECN Carga do Norte menos 5 UGs da UHE Tucuruí
EXPNE 3.400
RNE 4.200
(FNS + FSENE) 5.100
EXPSE 4.200
FACRO 200
RACRO 180
RSUL 7.600
FSUL 5.740
INTArg 2.100
INTUrug 70
5
4
1
2
7
3
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3.2. Intercâmbios Internacionais
No mês de setembro houve o envio emergencial de energia do Brasil para a Argentina através da conversora de frequência Uruguaiana, havendo posterior devolução de energia ao Brasil. Os montantes de energia exportados e importados foram inferiores a 1 MW médio.
Figura 12. Intercâmbios internacionais de energia nos últimos 12 meses.
Fonte: ONS
4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA
4.1. Consumo de Energia Elétrica
Em agosto de 2013 o consumo de energia elétrica atingiu 47.833 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, representando aumento de 5,2% sobre o mesmo mês de 2012. De forma acumulada nos últimos 12 meses (Set/12 a Ago/13), o incremento de consumo de energia verificado foi de 3,4% em relação a igual período anterior.
O consumo residencial em agosto avançou 7,0% em relação ao mesmo mês de 2012, impulsionado principalmente pelos valores verificados nas regiões Nordeste e Sul, cujos crescimentos registrados foram acima da média nacional. Na região Sul foram verificadas temperaturas médias mais baixas do que as registradas em 2012, o que incentivou o uso mais intenso de aparelhos elétricos de climatização. Já na região Nordeste, conforme dados do IBGE, houve crescimento na venda de eletrodomésticos, especialmente nos estados da Bahia e Pernambuco. A classe residencial acumula crescimento de 6,2% em 12 meses sobre o mesmo período anterior, influenciado pela ligação de 2.121.081 novos consumidores, que representa uma expansão de 3,5% em relação a agosto de 2012.
O consumo da classe comercial apresentou aumento de 4,7% em relação a agosto de 2012, registrando de forma acumulada em 12 meses crescimento de 6,7%.
O consumo das indústrias cresceu 1,6% em relação a agosto de 2012 e, no acumulado de 12 meses, apresentou queda de 0,4% quando comparado ao mesmo período anterior. Por sua vez, o consumo de energia da classe rural aumentou 6,8% em comparação ao mesmo mês em 2012 e acumula em 12 meses aumento de 6,1% em relação ao mesmo período anterior.
** Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx
0
30
60
90
120
150
Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set
2012 2013
14,5
Inte
rcâm
bio
(M
W m
ed)
Despacho Térmico
Exportação de Energia Térmica - Uruguai (Rivera)
Exportação de Energia Térmica - Argentina (Garabi I e II )
Exportação de Energia Térmica - Uruguai (Garabi I e II ) Via Sistema Elétrico Argentino
**
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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 agosto de 2013. Fonte: EPE
Figura 13. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: 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 agosto de 2013. Fonte: EPE
Ago/13
GWh
Evolução mensal
(Ago/13/Jul/13)
Evolução anual
(Ago/13/Ago/12)
Set/11-Ago/12
(GWh)
Set/12-Ago/13
(GWh)Evolução
Residencial 10.291 2,6% 7,0% 115.412 122.594 6,2%
Industrial 15.883 2,4% 1,6% 184.198 183.552 -0,4%
Comercial 6.597 2,1% 4,7% 76.977 82.121 6,7%
Rural 2.056 6,4% 6,8% 22.398 23.754 6,1%
Demais classes 3.860 0,8% 4,5% 44.086 45.887 4,1%
Perdas 9.147 4,7% 10,2% 94.011 97.498 3,7%
Total 47.833 2,9% 5,2% 537.082 555.406 3,4%
Valor Mensal Acumulado 12 meses
21,5%
33,2%13,8%4,3%8,1%
19,1%
Consumo de Energia Elétrica em Ago/2013
Residencial Industrial Comercial Rural Demais classes Perdas
22,1%
33,0%14,8%
4,3%8,3%
17,6%
Consumo de Energia Elétrica em 12 meses
Ago/13
kWh/NU
Evolução mensal
(Ago/13/Jul/13)
Evolução anual
(Ago/13/Ago/12)
Set/11-Ago/12
(kWh/NU)
Set/12-Ago/13
(kWh/NU)Evolução
Consumo médio residencial 163 2,3% 3,4% 158 162 2,7%
Consumo médio industrial 27.325 2,2% -1,0% 27.094 26.315 -2,9%
Consumo médio comercial 1.232 2,0% 2,5% 1.223 1.278 4,5%
Consumo médio rural 493 6,4% 5,6% 452 474 4,9%
Consumo médio demais classes 5.378 0,7% 2,0% 5.241 5.327 1,6%
Consumo médio total 523 2,2% 0,8% 515 516 0,1%
Valor Mensal Consumo médio em 12 meses
*
*
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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 agosto de 2013. Fonte: EPE
4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: EPE
* Os valores apresentados referem-se ao consumo total de energia elétrica no Brasil e os percentuais referentes à parcela do SIN.
Ago/12 Ago/13
Residencial (NUCR) 61.010.843 63.131.924 3,5%
Industrial (NUCI) 566.533 581.257 2,6%
Comercial (NUCC) 5.243.995 5.353.944 2,1%
Rural (NUCR) 4.126.874 4.171.814 1,1%
Demais classes 701.017 717.856 2,4%
Total (NUCT) 71.649.262 73.956.795 3,2%
Número de Unidades
Consumidoras
PeríodoEvolução
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
44.3
61
41.9
78
45.1
05
43.2
69
43.3
44
41.4
58
43.1
49
44.8
85
43.2
30
44.7
82
43.8
23
45.3
47
45.1
58
44.6
04
48.3
98
44.9
41
44.2
93
43.0
03
44.0
26
45.4
77
44.6
99
47.2
65
45.3
81
47.8
32
47.5
26
44.4
15
48.2
24
45.7
67
45.9
59
44.7
02
46.4
93
47.8
33
Ca
rga
(GW
h)
2011 SI 2012 SI 2013 SI
Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil
2011 SIN 2012 SIN 2013 SIN
97,9
%
98,0
%
97,9
%
97,9
%
97,7
%
97,6
%
97,6
%
97,5
%
97,5
%
97,5
%
97,6
%
97,7
%
97,8
%
98,0
%
97,9
%
97,8
%
97,6
%
97,6
% 97,6
% 97,5
%
97,5
%
97,5
%
97,4
%
97,7
%
97,7
%
97,9
%
97,7
%
97,6
% 97,6
%
97,5
%
97,6
% 97,5
%
*
*
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4.4. Demandas Máximas
No mês de setembro de 2013 houve recorde de demanda no subsistema Norte-Interligado, cuja demanda máxima atingiu 6.109 MW às 15h35 do dia 17 de setembro 2013 considerando a região de Manaus interligada em configuração provisória desde julho de 2013.
Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema.
Fonte: ONS
4.5. Demandas Máximas Mensais
Figura 14. Demandas máximas mensais: SIN.
Fonte: ONS
Subsistema
16/09/2013 - 18h39 13/09/2013 - 14h36 25/09/2013 - 14h51 17/09/2013 - 15h35 18/09/2013 - 18h46
18/02/2013 - 14h36 01/02/2013 - 14h47 13/03/2013 - 14h37 17/09/2013 - 15h35 18/02/2013 - 14h36
11.384
SE/CO S
15.703
6.109
6.109
Máxima no mês (MW)
(dia - hora)
Recorde (MW)
(dia - hora)
45.581
48.549
14.014
SIN
74.119
78.03211.767
NE N-Interligado
60.000
65.000
70.000
75.000
80.000
85.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
70.8
10
71.0
52
69.0
56
69.7
57
67.7
83
67.1
15
67.5
54
69.3
66
69.7
44
69.4
67
70.6
24
71.3
46
72.0
78
76.7
33
75.8
63
73.3
76
70.7
38
70.8
65
69.4
88
69.9
49
73.2
28
75.9
85
72.2
45
76.6
32
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
Dem
and
a (M
W)
Sistema Interligado Nacional
2011 2012 2013
Rec
ord
e
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Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte: ONS
Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.
Fonte: ONS
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
44.3
56
44.7
58
43.5
98
44.5
19
42.5
51
41.9
68
42.6
64
43.8
55
43.4
21
43.5
26
44.2
13
43.7
78
44.0
18
47.4
63
47.1
77
45.1
10
43.8
16
43.9
79
43.4
24
43.4
55
45.6
32
47.4
24
44.1
76
47.1
38
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
Dem
and
a (M
W)
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
2011 2012 2013
Rec
ord
e
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
13.5
45
13.2
22
12.8
81
12.2
19
11.9
24
12.0
67
11.9
69
12.2
25
12.3
52
12.5
97
13.6
86
13.7
12
14.3
65
14.9
03
15.0
35
13.8
07
13.0
80
12.8
98
12.7
87
12.8
92
13.2
57
13.6
50
14.5
90
15.1
82
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
Dem
and
a (M
W)
Subsistema Sul
2011 2012 2013
Rec
ord
e
Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
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Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.
Fonte: ONS
Figura 18. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado.
Fonte: ONS
5.000
7.000
9.000
11.000
13.000
15.000
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
9.72
9
9.68
2
10.0
39
10.0
79
9.94
4
9.89
9
9.98
8
9.93
9
10.1
85
10.2
43
10.3
07
10.3
37
10.3
27
10.6
02
10.5
68
10.6
80
10.6
25
10.2
86
10.2
78
10.1
90
10.7
03
10.9
08
10.8
34
11.0
72
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
Dem
and
a (M
W)
Subsistema Nordeste
2011 2012 2013
Rec
ord
e
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
4.24
2
4.33
1
4.47
6
4.52
3
4.52
7
4.59
9
4.58
4
4.65
9
4.75
0
4.61
5
4.70
1
4.64
0
4.51
3
4.67
0
4.60
8
4.67
4
4.67
4
4.62
5
4.45
9
4.68
6
4.65
1
4.63
1
4.59
5
4.48
7
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
Dem
and
a (M
W)
Subsistema Norte-Interligado
2011 2012 2013
Rec
ord
e
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5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
No mês de setembro de 2013 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu
124.873 MW. Destaca-se o crescimento percentual nos últimos 12 meses da fonte eólica (+21,4%) e térmica a carvão
(+47,2%) na matriz e a redução da participação percentual referente às fontes hidráulicas para abaixo de 70% desde
julho de 2012.
Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil.
* Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de 5.650 MW com o Paraguai e de 200 MW com a Venezuela.
Fonte: ANEEL (BIG 30/09/2013)
Figura 19. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.
Fonte: ANEEL (BIG 30/09/2013)
Fonte Nº UsinasCapacidade
Instalada (MW)% Capacidade Disponível
(sem importação contratada)
Hidráulica 1.077 85.557 68,5%
Térmica 1.753 37.204 29,8%
Gás 149 13.620 10,9%
Carvão 12 3.024 2,4%
Petróleo 1.119 7.459 6,0%
Nuclear 2 1.990 1,6%
Biomassa 471 11.111 8,9%
Eólica 97 2.109 1,7%
Solar Fotovoltaica 32 3 0,0%
Capacidade Total - Brasil 2.959 124.873 100,0%
Hidráulica 68,5% Gás 10,9%
Carvão 2,4%
Petróleo 6,0%
Nuclear 1,6%
Biomassa 8,9%
Eólica 1,7%Solar < 0,01%
Térmica 29,8%
Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Set/2013
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6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB.
Fonte: 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: MME/ANEEL/ONS
Figura 20. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.
Tensão (kV)
Linhas de
Transmissão
Instaladas (km)*
% Total
230 49.704 42,9%
345 10.229 8,8%
440 6.728 5,8%
500 38.646 33,3%
525 0 0,0%
600 (CC) 7.974 6,9%
750 2.683 2,3%
Total SEB 115.964 100,0%
230 kV 42,9%
345 kV 8,8%440 kV 5,8%
500 kV 33,3%
525 kV 0,0%
600 kV CC 6,9%750 kV 2,3%
Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Set/2013
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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 set/12 a ago/13 atingiu 533.293 GWh. No
mês de agosto de 2013 a geração hidráulica correspondeu a 75,8% do total gerado no Brasil, 0,7 p.p. inferior ao
verificado no mês anterior. Houve poucas variações de participação da produção de energia elétrica em relação ao mês
de agosto, sendo os maiores destaques a redução da produção de energia elétrica a partir de geração térmica a óleo
(-0,3 p.p.) e o aumento da produção eólica (+0,4 p.p.) e a biomassa (+0,3 p.p.). Com relação à produção de energia
elétrica através de petróleo, verificou-se uma redução de 38,5% no SIN em agosto em relação ao mês anterior devido à
programação do grupo GT1B até início do mês de julho e do desligamento da UTE Termonorte II no mês de agosto.
Figura 21. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE e Eletrobras
* Em Petróleo estão consideradas as usinas a óleo diesel, a óleo combustível e as usinas bicombustíveis.
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 agosto de 2013. Fonte: CCEE
Hidráulica 75,8%
Gás 10,5%
Carvão 2,6%
Petróleo * 1,8%
Nuclear 2,7%
Biomassa 5,2%
Eólica 1,4%
Solar < 0,01%
Térmica 22,8%
Matriz de Produção de Energia Elétrica - Ago/2013
Ago/13
(GWh)
Evolução mensal
(Ago/13 / Jul/13)
Evolução anual
(Ago/13 / Ago/12)
Set/11-Ago/12
(GWh)
Set/12-Ago/13
(GWh)Evolução
Hidráulica 34.279 1,3% -7,2% 454.163 403.647 -11,1%
Térmica 9.419 3,2% 64,4% 54.419 111.491 104,9%
Gás 4.421 5,3% 176,6% 20.362 55.089 170,6%
Carvão 1.155 1,7% 66,0% 6.050 10.419 72,2%
Petróleo * 251 -38,5% 26,5% 2.714 16.646 513,4%
Nuclear 1.234 2,7% -9,3% 14.682 13.513 -8,0%
Biomassa 2.358 8,3% 25,7% 10.611 15.825 49,1%
Eólica 654 41,6% 23,2% 4.301 5.753 33,8%
Solar Fotovoltaica 0,13 18,8% - 1 1,41 -
TOTAL 44.352 2,1% 2,7% 512.884 520.894 1,6%
Valor mensal Acumulado 12 meses
Fonte
**
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7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados
A produção de energia elétrica por térmicas a gás natural nos Sistemas Isolados iniciou-se em março de 2010 em planta piloto do Sistema Manaus. A partir de outubro de 2010 foram iniciadas as conversões das primeiras unidades geradoras para gás natural e atualmente encontram-se em operação comercial os PIEs Tambaqui, Jaraqui, Manauara, Cristiano Rocha e Gera e as UTEs Mauá e Aparecida, da Amazonas Energia.
Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.
* Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: Eletrobras
7.4. Geração Eólica
Com relação às usinas eólicas do Nordeste, o fator de capacidade médio dos últimos 12 meses diminuiu 3,7 p.p. frente ao mesmo período anterior, atingindo 35,2%. Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Sul permaneceu praticamente no mesmo patamar, com diminuição de 0,1 p.p. no mesmo período.
* Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade a partir de jul/12.
Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
Ago/13
(GWh)
Evolução mensal
(Ago/13 / Jul/13)
Evolução anual
(Ago/13 / Ago/12)
Set/11-Ago/12
(GWh)
Set/12-Ago/13
(GWh)Evolução
Hidráulica 164 11,5% 29,8% 1.661 1.754 5,6%
Térmica 923 2,6% -3,5% 10.029 10.645 6,1%
Gás 341 -2,8% 22,2% 3.135 3.854 23,0%
Petróleo * 582 6,1% -14,0% 6.895 6.791 -1,5%
TOTAL 1.087 3,9% 0,4% 11.690 12.399 6,1%
Valor mensal
Fonte
Acumulado 12 meses
0
300
600
900
1.200
1.500
set/1
1
out/1
1
nov/
11
dez/
11
jan
/12
fev/
12
mar
/12
abr/
12
mai
/12
jun
/12
jul/1
2
ago/
12
set/1
2
out/1
2
nov/
12
dez/
12
jan
/13
fev/
13
mar
/13
abr/
13
mai
/13
jun
/13
jul/1
3
ago/
13
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 :
Set/2012 a Ago/2013 = 35,2%
Set/2011 a Ago/2012 = 38,9%
*
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 21
Figura 23. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul.
* Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
7.5. Energia de Reserva
O montante de energia de reserva vendida no ano de 2013** é de 1.698,2 MW médios, como resultado dos seguintes produtos: Produto 2009-ER15 (35 MWmed), Produto 2010-ER15 (495 MWmed), Produto 2012-EOL20 (753 MWmed), Produto 2011-BIO15 (74,8 MWmed), Produto 2012-BIO15 (30,2 MWmed), Produto 2013-BIO15 (33,4 MWmed), Produto 2013-EOL20 (255,1 MWmed) e Produto 2013-PCH30 (21,7 MWmed).
A geração média esperada comprometida para o CER*** entre janeiro e julho de 2013, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos Contratos de Energia de Reserva, totalizou 1.144,3 MW médios, dos quais foram entregues 56,1%, ou 642,2 MW médios, e cujo restante poderá ser complementado até o término do período de apuração de cada usina ou dentro período de contratação. No mês de agosto a entrega correspondeu a 82,1% da energia esperada.
No ano de 2012, era esperada a geração**** de 977,4 MW médios, constituído por usinas a biomassa e eólicas (a partir de julho de 2012), e dos quais foi destinada ao CER 43,7 % da energia contratada, ou 427,0 MW médios.
0
200
400
600
800
1.000se
t/11
out/1
1
nov/
11
dez/
11
jan
/12
fev/
12
mar
/12
abr/
12
mai
/12
jun
/12
jul/1
2
ago/
12
set/1
2
out/1
2
nov/
12
dez/
12
jan
/13
fev/
13
mar
/13
abr/
13
mai
/13
jun
/13
jul/1
3
ago/
13
MW
ou
MW
med
Geração Eólica - Região Sul*
Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Fator de Capacidade
Fator de Capacidade Médio Mensal de :
Set/2012 a Ago/2013 = 27,8%
Set/2011 a Ago/2012 = 27,9%
*
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Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2012.
Fonte: 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 energia vendida no ano civil como a soma dos montantes de cada usina, em MW médios, respectivos a cada produto vendido nos Leilões de Reserva com entrada em vigência até o final do ano civil. *** 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.
jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12
225,
4
54,2
512,
5
755,
2
755,
2
755,
2
1.45
3,2
1.45
3,2
1.45
3,2
1.45
3,2
1.43
9,0
1.25
0,6
54,3
11,7
23,1
102,
1
366,
9
402,
9
756,
7
846,
1
776,
6
673,
8
641,
2
468,
1
MW
me
d
Energia de Reserva - 2012
Geração esperada comprometida com CER (MWmed)
Geração verificada comprometida com CER (MWmed)
427,0
977,4
0
300
600
900
1.200
1.500
Geração verificada comprometida com o CER média em 2012
Geração esperada comprometida com o CER média em 2012
Energia vendida em 2012: 1.382,0 MWmed
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Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
Figura 26. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
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
214,
0
212,
0
216,
0
400,
0
913,
0
881,
0
1.13
5,0
1.12
5,0
MW
me
d
Energia de Reserva - 2013
Geração esperada comprometida com o CER (MWmed)
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)
642,2
1.144,3
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
0
200
400
600
800
1.000
set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago
2012 2013
604,
0
521,
0
486,
5
295,
4
37,0
7,0
28,0
248,
0
759,
0
709,
0
934,
0
873,
0
172,
6
152,
8
154,
7
172,
7
177,
0
205,
0
188,
0
152,
0
154,
0
172,
0
201,
0
252,
0
MW
med
Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Biomassa
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Eólica
Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - biomassa
Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - eólica
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7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física
Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
33.6
39.6
06
34.5
37.9
78
31.4
58.7
81
34.3
60.9
75
34.1
67.0
93
32.6
44.1
68
36.1
09.6
95
34.2
72.8
78
32.8
85.2
66
31.2
48.2
07
33.8
30.8
47
34.2
70.5
07
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas
Geração das Usinas Hidrelétricas
34.3
89.8
85
35.9
82.6
81
34.8
23.0
88
35.6
01.7
08
46.0
65.0
72
33.0
64.2
70
35.8
57.7
90
33.6
10.6
45
33.1
92.4
15
32.1
49.0
21
33.0
99.3
58
33.6
48.9
71
0
12.000.000
24.000.000
36.000.000
48.000.000
60.000.000
Garantia física das Usinas Hidrelétricas
0
140.000
280.000
420.000
560.000
700.000
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
534.
825
540.
350
431.
901
489.
536
450.
145
452.
539
453.
515
340.
949
380.
302
384.
929
461.
658
651.
541
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas
Geração das Usinas Eólicas
512.
825
548.
343
446.
486
491.
252
473.
826
459.
347
483.
330
397.
985
433.
892
420.
169
497.
341
632.
047
Garantia Física das Usinas Eólicas
*
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 25
* Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade.
Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo.
* Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.0001.
685.
153
1.79
4.09
4
1.58
1.88
2
920.
008
226.
502
157.
194
210.
701
908.
445
1.85
0.89
2
1.62
9.02
2
2.17
3.12
5
2.34
9.24
0
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa
Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa
1.70
3.09
5
1.83
3.66
7
1.74
6.07
7
1.44
4.99
6
923.
797
841.
222
984.
803
1.38
6.23
8
1.93
4.78
6
1.85
8.10
4 2.18
9.64
7
2.26
5.65
9
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
160.
570
750.
871
1.70
6.07
1
1.81
1.34
5
1.86
8.91
4
1.52
4.56
0
1.49
3.02
1
1.31
0.42
5
1.53
5.37
1
1.33
8.92
4
295.
016
9.26
6
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo
Geração das Usinas Termelétricas a Óleo
1.60
3.49
7
1.65
3.06
7
1.58
0.79
0
1.63
1.12
8
1.63
2.24
9
1.41
4.99
0
1.74
7.91
5
1.76
9.15
8
1.99
1.16
4
1.94
1.61
9
2.01
7.93
3
2.05
4.83
9
Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo
*
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Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
0
1.200.000
2.400.000
3.600.000
4.800.000
6.000.000
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
3.88
7.47
5
4.68
2.48
9
4.90
2.75
7
4.85
5.02
1
5.03
6.32
6
4.59
5.86
4
4.60
6.25
0
4.10
8.31
6
5.15
3.21
6
4.51
5.05
0
4.20
0.22
4
4.42
1.11
5
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás
Geração das Usinas Termelétricas a Gás
4.06
0.70
2
4.17
9.41
7
4.05
9.16
3
4.17
9.35
9
4.64
5.83
8
3.89
1.23
1
4.86
7.76
1
4.52
5.82
7
5.03
7.55
2
4.68
4.31
3
4.78
5.10
6
4.57
2.39
0
Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás
0
300.000
600.000
900.000
1.200.000
1.500.000
1.800.000
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
654.
152
706.
358
607.
948
585.
327
877.
177
824.
314
853.
982
824.
912
965.
093
1.09
7.50
5
1.07
7.63
0
1.15
4.63
9
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão
Geração das Usinas Termelétricas a Carvão
868.
172
896.
167
727.
041
942.
388
856.
534
895.
005
1.03
4.88
6
1.05
5.88
6
1.22
2.43
7
1.25
7.08
3
1.56
6.78
2
1.56
4.24
5
Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 27
Figura 33. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO
8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração
No mês de setembro de 2013 foram concluídos e incorporados ao SIN 413,1 MW de geração, conforme descrito a seguir:
UHE Jirau, 1 máquina (unidade 29), com 75,0 MW, em Rondônia;
UHE Garibaldi, 1 máquina (unidade 1), com 63,0MW, em Santa Catarina;
UTE Eldorado, 1 máquina (unidade 1), com 113,0 MW , em Mato Grosso do Sul;
UTE Pedro Afonso, 2 máquinas (unidades 1 e 2), total de 80,0 MW, no Tocantins;
UTE Pioneiros II, 2 máquinas (unidades 1 e 2 ), total de 35,0 MW, em São Paulo;
PCH Mucuri, 2 máquinas (unidades 1 e 2), total de 19,1 MW, em Minas Gerais;
UEE Arizona I, 14 máquinas (unidades 1 a 14), total de 28,0 MW, no Rio Grande do Norte.
* Nesta seção estão incluídos todos os empreendimentos de geração cuja entrada em operação comercial foi autorizada por meio de despacho da ANEEL.
set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13
MW
h
Geração Verificada e Garantia Física Total
Geração hidráulica Geração térmica Outros
44.8
74.8
83
46.9
77.8
99
45.1
63.7
96
46.0
73.7
37
56.3
32.3
51
42.1
99.3
70
46.6
91.1
57
44.3
58.5
69
45.5
03.1
79
43.9
61.0
10
45.8
51.7
74
46.4
29.3
98
0
14.000.000
28.000.000
42.000.000
56.000.000
70.000.000
Garantia física Total
42.1
15.4
29
44.7
68.9
26
42.4
71.6
20
44.7
41.2
34
44.1
50.8
44
41.5
68.2
27
45.4
19.1
79
43.3
27.8
11
43.7
82.0
80
41.9
54.9
74
43.6
35.0
96
44.6
23.6
30
*
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 28
Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.
Fonte: MME / ANEEL / ONS
8.2. Previsão da Expansão da Geração
Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW).
Fonte: 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 Ambiente de Contratação Regulada (ACR), com a entrada em operação conforme datas de tendência atualizadas na reunião do
Grupo de Monitoramento da Expansão da Geração, do dia 18/09/2013, 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 setembro de 2013 foram concluídos e incorporados ao Sistema Interligado Nacional – SIN 668,0 km de linhas de transmissão:
LT 230 kV Integradora / Xinguara 2 C1, com 78 km, da Empresa ATLÂNTICO, em Mato Grosso do Sul.
LT 230 kV Anastácio / Corumbá 2 C1 e C2, total de 590 km, da Empresa LTC, em Mato Grosso do Sul.
Fonte
Hidráulica
Térmica
Gás
Petróleo
Nuclear
Carvão Mineral
Biomassa
Eólica
Solar Fotovoltaica
TOTAL
0,0
228,0
0,0
383,1
0,0
720,3
1.169,0
0,0
228,0 2.947,7
0,0 675,2
0,0
Realizado em
Ago/2013 (MW)Acumulado em 2013 (MW)
157,1 1.371,0
0,0
28,0 248,8
413,1 4.567,4
Fonte Previsão 2013 Previsão 2014 Previsão 2015
Hidráulica 1.524,5 3.640,4 3.877,0
Térmica 1.094,7 1.236,5 240,8
Gás 504,5 1.156,5 200,8
Petróleo 208,2 0,0 0,0
Nuclear 0,0 0,0 0,0
Carvão Mineral 365,0 0,0 0,0
Biomassa 17,0 80,0 40,0
Eólica 673,6 3.152,6 3.574,0
Solar Fotovoltaica 0,0 0,0 0,0
TOTAL 3.292,8 8.029,5 7.691,8
*
*
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 29
Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.
Fonte: MME / ANEEL / ONS
9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão
Foram incorporados ao SIN, na Rede Básica, os seguintes transformadores:
2º transformador 230/138 kV – 55 MVA na SE Rio Branco I (ELETRONORTE), no Acre;
2º transformador 230/69 kV – 83 MVA na SE Alegrete 2 (CEEE-GT), no Rio Grande do Sul;
3º transformador 230/13,8 kV – 50 MVA na SE Goiânia Leste (CELG -GT), em Goiás;
3º transformador 230/138 kV – 100 MVA na SE Sinop (ELETRONORTE), em Mato Grosso;
1º e 2º transformadores 230/138 kV, total de 200 MVA na SE Corumbá 2 (LTC), em Mato Grosso do Sul;
5º transformador 230/69 kV – 165 MVA na SE Quinta (CEEE-GT), no Rio Grande do Sul;
1º transformador 230/138 kV – 150 MVA na SE Xinguara 2 (ATLANTICO), no Pará.
Foram incorporados ao SIN os seguintes equipamentos de compensação de potência reativa:
Banco de Capacitor (BC4) 230kV – 50 MVAr, na SE Itabira 2 (CEMIG-GT), em Minas Gerais;
Compensador Estático (CE1) 230kV – 50 MVAr, na SE Anastácio (LTC), em Mato Grosso do Sul;
3 Reatores de Barra (RT1, RT2, RT3) 230kV, total de 55 MVAr, na SE Corumbá 2 (LTC), em Mato Grosso do Sul;
2 Reatores de Linha (RT1 e RT2) 230kV, total de 40 MVAr, na SE Corumbá 2 (LTC), em Mato Grosso do Sul.
Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão.
Fonte: MME / ANEEL / ONS
* O MME, por meio da SEE/DMSE, monitora os empreendimentos de transmissão autorizados e leiloados pela ANEEL.
Tensão (kV)
230
345
440
500
525
600 (CC)
750
TOTAL
1.432,7
5,0
668,0
9.147,7
Realizado em Set/13 (km) Acumulado em 2013 (km)
668,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2.960,0
4.750,0
0,0 0,0
0,0 0,0
Transformação (MVA)
TOTAL
Realizado em Set/13 (MVA) Acumulado em 2013 (MVA)
803,0 10.277,0
*
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9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão
Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.
Fonte: MME / ANEEL / ONS / EPE
9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação
Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação.
Fonte: 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 20/09/2013, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.
10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO
Na primeira semana operativa de setembro passou a ser adotado o mecanismo “Valor Condicionado ao Risco” – CVaR no Programa Mensal de Operação Eletroenergética – PMO, e ao longo do mês o despacho contemplou apenas geração térmica por ordem de mérito, inflexibilidade e restrição elétrica e foram programadas por garantia de suprimento energético apenas as UTEs a GNL com despacho antecipado.
No mês foi verificado um total de 11.114 MW médios de geração térmica despachada pelo ONS, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios. Desse total, cerca de 1.416 MW médios foram programados por restrição elétrica, dos quais aproximadamente 803 MW médios no subsistema Nordeste e que incluem restrições locais para intervenção em equipamentos.
Com a utilização do mecanismo de aversão a risco CVaR os CMOs variaram entre R$ 171,42 / MWh, menor valor do mês, ocorrido no subsistema Sul, e R$ 272,00 / MWh, ocorrido em todos os subsistemas, considerando o valor médio de todos os patamares de carga. Destaca-se o descolamento do CMO do subsistema Sul nas semanas operativas de 31/08 a 06/09, de 07/09 a 13/09 e de 28/09 a 04/10, em função do atingimento dos limites de transmissão sendo mais acentuado nesse último período, quando o Sul descolou R$ 89,28 / MWh dos demais subsistemas. Na semana operativa de 21/09 a 27/09 verificou-se descolamento do CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste (R$ 258,61 / MWh), Sul (R$ 244,36 / MWh) e Norte-Nordeste (R$ 263,79 / MWh).
Tensão (kV) Previsão 2013 Previsão 2014 Previsão 2015
230 1.603,0 5.064,0 677,0
345 79,0 121,0 0,0
440 0,0 152,0 0,0
500 1.073,0 2.749,0 4.088,0
525 0,0 1.665,0 0,0
600 (CC) 0,0 2.375,0 0,0
750 0,0 0,0 0,0
TOTAL* 2.755,0 12.126,0 4.765,0
Transformação (MVA) Previsão 2013 Previsão 2014 Previsão 2015
TOTAL 14.367,0 28.309,0 8.916,0
*
*
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10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação
Figura 34. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte: ONS
* 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 35. Evolução do CMO e do despacho térmico no mês.
Fonte: ONS
0
150
300
450
600
750
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
CM
O (
R$
/ MW
h)
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
Ano 2009 Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013
30-09-2013 : R$ 260,70 / MWh
0
100
200
300
400
500
600
31/08-06/09/2013 07/09-13/09/2013 14/09-20/09/2013 21/09-27/09/2013 28/09-04/10/2013
258,
02
266,
54
272,
00
258,
61
260,
70
246,
17
257,
28
272,
00
244,
36
171,
42
258,
02
266,
54
272,
00
263,
79
260,
70
258,
02
266,
54
272,
00
263,
79
260,
70
CM
O (
R$
/ M
Wh
)
Evolução do CMO e do Despacho Térmico
SE/CO S NE N-Interligado
205645 578 695 739
1.900
1.524 1.738 1.6002.111
1.396
1.999 2.014 2.017 2.018
5.984 6.286 6.572 6.7076.338
10.026
11.00211.364 11.526 11.674
-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
CMO
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 32
11. ENCARGOS SETORIAIS
O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em agosto de 2013 foi de R$ 262,3 milhões, 47,2% inferior ao mês anterior, composto pelos encargos: Restrição de Operação (R$ 6,6 milhões), que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; Segurança Energética (R$ 251,5 milhões), que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica devido à geração complementar para garantia do suprimento energético; e Serviços Ancilares (R$ 4,2 milhões), 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.
Ressalta-se que parcela expressiva do ESS deve-se à garantia de Segurança Energética, que representou 95,9% de todo o ESS no referido mês e foi inferior ao verificado no mês anterior principalmente em função da elevação do CMO no mês de agosto.
Destaca-se que a Resolução Normativa ANEEL nº 576/2013 revoga todas as disposições normativas atinentes à CAR, inclusive “o despacho fora da ordem de mérito por ultrapassagem da CAR”.
Figura 36. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
0
40.000
80.000
120.000
160.000
200.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
119.
353
113.
698
104.
665
89.6
39
103.
163
94.6
97
125.
775
174.
915
131.
686
113.
125
103.
002
114.
794
77.2
86
106.
145
106.
658
91.2
94
55.4
19
90.7
21
68.2
07
63.6
53
68.4
93
58.4
67
35.7
78
37.4
80
14.1
62
87.8
32
63.4
63
43.7
52
30.2
15
49.1
10
61.0
80
6.58
7
En
carg
o (
10³
R$)
Restrição de Operação
2011 2012 2013
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 33
Figura 37. Encargos Setoriais: Segurança Energética.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
Figura 38. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.
Dados contabilizados até agosto de 2013. Fonte: CCEE
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
5.97
9
981
76.9
35
11.1
32
2.06
5
27.1
01
17.0
42
48.3
53
232.
980
549.
915
828.
037
548.
088
957.
600
562.
818
831.
574
523.
380
697.
990
429.
436
251.
514
En
carg
o (
10³
R$)
Segurança Energética
2011 2012 2013
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
5.44
0
3.32
0
6.87
9
4.02
2
7.12
7
5.94
3
9.42
1
3.37
8
6.80
7
4.23
0
6.69
8
6.39
4
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
5.63
2
6.44
7 5.05
4
6.85
0
4.91
3
7.23
9
7.85
7
7.56
7
7.67
0
6.06
4
4.23
2
En
carg
o (
10³
R$)
Serviços Ancilares
2011 2012 2013
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12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
No mês de setembro de 2013 o número de ocorrências e o montante de carga interrompida foram inferiores aos valores verificados no mesmo período de 2012. A seguir destacam-se as ocorrências de maior impacto:
• Dia 09/09, às 11h44: Desligamento acidental de parte dos disjuntores conectados ao barramento 02BP de
69 kV e dos transformadores 230/69 kV TR1, TR2 e TR3 da SE Natal II (Chesf) no lado de 69 kV. Houve
interrupção de 229 MW de carga da Cosern na região metropolitana de Natal, no Rio Grande do Norte. Causa:
Atuação acidental da proteção de falha do disjuntor 69 kV 12J6, durante testes nos transformadores de
corrente do alimentador de 69 kV Igapó 02J6.
• Dia 16/09, às 13h16: Desligamento acidental da Barra 4B de 88 kV da SE Nordeste (CTEEP). Houve
interrupção de 540 MW de cargas da EDP Bandeirante, no estado de São Paulo. Causa: Atuação da proteção
de falha do disjuntor DJ 52-17, após atuação da proteção de sobrecorrente de neutro, durante serviços de
manutenção deste disjuntor.
• Dia 30/09, às 14h41: Desligamento das LT 500 kV Silves/Lechuga C1 e C2 (Manaus Transmissora de Energia)
e usinas da região de Manaus. Durante tentativa de energização da LT 500 kV Silves/Lechuga C2, ocorreu
nova interrupção de carga. Houve interrupção de 670 MW de cargas na região metropolitana de Manaus.
Causa: Falha no sincronismo dos sistemas de 500 kV com Manaus no momento do paralelismo. O ONS, MME,
ANEEL e agentes envolvidos estão providenciando o relatório de análise da ocorrência.
12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro
Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências em 2013.
Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia
Tabela 18. Evolução do número de ocorrências em 2013.
* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 minutos Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia
** 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
SIN** 0 0 0 0 0 0 0 0 0
S 0 0 0 0 0 0 394 224 0
SE/CO 861 432 130 0 243 0 611 411 624
NE 563 341 174 0 213 213 152 8.710 588
N-Int*** 0 138 443 0 272 212 1.430 494 800
Isolados 816 0 515 184 222 0 0 0 0
TOTAL 2.240 910 1.262 184 950 425 2.587 9.839 2.012 0 0 0
Carga Interrompida no SEB (MW)
Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
SIN** 0 0 0 0 0 0 0 0 0
S 0 0 0 0 0 0 1 2 0
SE/CO 4 2 1 0 2 0 2 1 2
NE 2 1 1 0 1 2 1 2 3
N-Int*** 0 1 2 0 1 1 3 1 2
Isolados 3 0 2 1 2 0 0 0 0
TOTAL 9 4 6 1 6 3 7 6 7 0 0 0
Número de Ocorrências
*
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 35
Figura 39. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências.
Fonte: ONS, Eletronorte e Amazonas Energia
12.2. Indicadores de Continuidade
Tabela 19. Evolução do DEC em 2013.
Dados contabilizados até agosto de 2013 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte: ANEEL
Tabela 20. Evolução do FEC em 2013.
Dados contabilizados até agosto de 2013 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte: 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
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
4.4
35
2.2
05
4.9
65
35
6
1.1
37
88
9
33
1
1.4
47
6.9
73
18
.50
9
2.3
80
1.7
62
2.2
40
91
0 1.2
62
18
4
95
0
42
5
2.5
87
9.8
39
2.0
12
Mo
tna
nte
de
ca
rga
inte
rro
mp
iad
a (M
W)
Ocorrências no SEB
2012 2013
10
9
19
2
5
32
5
13 13
8 89
4
6
1
6
3
7 6 7
0
4
8
12
16
20
Nú
me
ro d
e O
co
rrê
nci
as
2012 2013
Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezAcum.
Ano **
Limite
Ano
Brasil 1,93 1,67 1,72 1,49 1,32 1,22 1,18 1,23 11,76 15,17
S 1,31 1,36 1,09 1,04 1,04 1,03 1,26 1,22 9,35 14,07
SE 1,43 1,10 1,19 0,69 0,82 0,68 0,84 0,68 7,45 9,97
CO 3,10 2,69 2,68 2,04 1,53 1,47 1,46 1,47 16,39 17,95
NE 2,08 1,61 1,61 1,95 1,46 1,42 1,44 1,47 13,03 18,51
N 5,19 5,78 6,71 5,41 5,06 4,68 3,04 4,24 41,04 39,82
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2013
Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezAcum.
Ano **
Limite
Ano
Brasil 1,05 0,95 0,98 0,86 0,76 0,74 0,70 0,77 6,82 12,46
S 0,85 0,94 0,76 0,67 0,70 0,66 0,75 0,78 6,11 11,95
SE 0,72 0,59 0,58 0,38 0,44 0,41 0,49 0,42 4,05 8,17
CO 2,00 1,87 2,12 1,49 1,19 1,14 1,16 1,43 12,39 16,28
NE 0,99 0,82 0,89 0,94 0,72 0,72 0,69 0,77 6,55 13,30
N 3,24 3,12 3,65 3,38 3,06 3,04 2,49 2,67 24,93 38,42
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2013
*
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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Setembro/2013 36
Figura 40. DEC do Brasil.
Dados contabilizados até agosto de 2013 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte: ANEEL
Figura 41. FEC do Brasil.
Dados contabilizados até agosto de 2013 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte: ANEEL
1,93
3,61
5,32
6,82
8,13
9,35
10,54
11,76
DEC Acumulado 2013
0
5
10
15
20
25
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2009 2010 2011 2012 2013 Limite2013
18
,77
18
,36
18
,40
18
,65
1,9
3
1,6
7
1,7
2
1,4
9
1,3
1
1,2
2
1,1
8
1,2
3
15
,17
DE
C (
h)
DEC - Brasil
2009 2010 2011 2012 Limite 2013DEC Anual
DEC Mensal 2013
1,052,00
2,983,84
4,605,35
6,056,82
FEC Acumulado 2013
0
4
8
12
16
20
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez
2009 2010 2011 2012 2013 Limite2013
11,7
3
11,3
0
11,1
5
11,1
0
1,0
5
0,9
5
0,9
8
0,8
6
0,7
6
0,7
4
0,7
0
0,7
7
12
,46
FE
C (
nú
me
ro d
e in
terr
up
çõe
s)
FEC - Brasil
2009 2010 2011 2012 Limite 2013FEC Anual
FEC Mensal 2013
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GLOSSÁRIO
ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia
Elétrica
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
BIG – Banco de Informações de Geração
CAG – Controle Automático de Geração
CAR – Curva de Aversão ao Risco
CVaR – Conditional Value at Risk
CC - Corrente Contínua
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
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
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
OCTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico
OC1A – Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre
OPGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica
PCH - Pequena Central Hidrelétrica
PIE - Produtor Independente de Energia
POCP – Procedimentos Operativos de Curto Prazo
Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica
S - Sul
SE - Sudeste
SEB - Sistema Elétrico Brasileiro
SEE - Secretaria de Energia Elétrica
SEP – Sistemas Especiais de Proteção
SI - Sistemas Isolados
SIN - Sistema Interligado Nacional
SPE - Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético
UEE - Usina Eólica
UHE - Usina Hidrelétrica
UNE - Usina Nuclear
UTE - Usina Termelétrica
VU - Volume Útil
ZCAS – Zona de Convergência do Atlântico Sul
ZCOU – Zona de Convergência de Umidade
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