Setembro 2013 · Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico

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 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

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Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Setembro– 2013

http://www.mme.gov.br/

http://www.mme.gov.br/see/menu/publicacoes.html



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



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



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



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


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.



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



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





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







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



Precipitação 01-29/09/2013: 135,4 mm


Precipitação 01-29/09/2013: 127,8 mm




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


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%



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%


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%


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



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



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%


% E

AR


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%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

9.87

3 M

Wm

ês


30-09-2013: 95,7%

*

*



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%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 5

1.85

9 M

Wm

ês


30-09-2013: 30,9%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% 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


30-09-2013: 52,8%

*



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.



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

6



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

**

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 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

*

*



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

%

*

*



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


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



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


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)


2011 2012 2013

Rec

ord

e

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000


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



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


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


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



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



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



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

**



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%

*



Figura 23. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul.

* Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.


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%

*



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



Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013.


Figura 26. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.



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



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).


Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.


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


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

*



* 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.


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


Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000


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

*



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


Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.


0

1.200.000

2.400.000

3.600.000

4.800.000

6.000.000


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


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



Figura 33. 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 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.


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

*



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

*

*



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


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.


* 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

*



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

*

*



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


CM

O (

R$

/ MW

h)


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



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.


0

40.000

80.000

120.000

160.000

200.000


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



Figura 37. Encargos Setoriais: Segurança Energética.


Figura 38. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.


0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000


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


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



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

*



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.


*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


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

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9.8

39

2.0

12

Mo

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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

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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

*



Figura 40. DEC do Brasil.


Figura 41. FEC do Brasil.


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


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


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



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

Documents

Setembro 2013 · Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico