Relatório Quadrimestral Indicadores Nacionais do Setor Elétrico:

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1 Projeto Provedor de Informações Econômico-Financeiro do Setor de Energia Elétrica Relatório Quadrimestral Indicadores Nacionais do Setor Elétrico: Dezembro de 2012 a Março de 2013 Adriana Maria Dassie RIO DE JANEIRO 1

2 ÍNDICE ÍNDICE DE GRÁFICOS...3 ÍNDICE DE TABELAS...4 ABREVIATURAS E SIGLAS...5 SUMÁRIO EXECUTIVO...6 INDICADORES DO SETOR ELÉTRICO CAPACIDADE INSTALADA MATRIZ ELÉTRICA LEILÕES Leilão de Energia Nova Leilão de Transmissão GERAÇÃO Geração Hídrica Geração Térmica Geração Nuclear Itaipu FLUXO DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE OS SUBSISTEMAS Intercâmbio Internacional NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS Noticias Energia armazenada por subsistema Energia Natural Afluente por Subsistema CARGA Carga de Energia no Sistema Interconectado Carga de Demanda no Sistema Interconectado CONSUMO Consumo Total Consumo por Região e Classe de Consumo MERCADO SPOT Notícias...34 REFERENCIAS...36 GLOSSÁRIO DOS TERMOS TÉCNICOS

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

4 ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, (MW)...8 Tabela 2: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, (em %)...9 Tabela 3: Matriz de Energia Elétrica (março de 2013) Tabela 4: Demanda Máxima Instantânea (MW)

5 ABREVIATURAS E SIGLAS ABRATE Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica ACR Ambiente de Contratação Regulada ANDE Administración Nacional de Eletricidad ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica BEN Balanço Energético Nacional CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco CIEN Companhia de Interconexão Energética COPPE Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia EPE Empresa de Pesquisa Energética GESEL Grupo de Estudos do Setor Elétrico IE Instituto de Economia INMET Instituto Nacional de Meteorologia ONS Operador Nacional do Sistema SIN Sistema Interconectado Nacional UFRJ Universidade Federal do Rio de Janeiro 5

6 SUMÁRIO EXECUTIVO Este relatório tem como objetivo central sistematizar e analisar os principais indicadores do setor elétrico brasileiro. Para isso foram selecionados o que a literatura especializada no setor considera como os principais e mais importantes dados e indicadores. Este conjunto de informações está apresentado no formato de tabelas e gráficos. A estrutura do relatório Indicadores Nacionais do Setor Elétrico está dividida em nove seções: Capacidade Instalada; Matriz Energética; Leilões; Geração; Fluxo de Energia; Nível dos Reservatórios; Carga de Energia e Mercado Spot. Em cada seção são apresentadas as análises dos principais resultados verificados no setor elétrico brasileiro, no período que abrange os meses de dezembro de 2012 a março de 2013, comparando com o período homólogo dos anos anteriores. 6

7 INDICADORES DO SETOR ELÉTRICO 1 Capacidade Instalada De acordo com o Banco Informações de Geração da ANEEL o Brasil contava, no dia 20 de março de 2013, com um total de empreendimentos em operação, gerando KW de potencia, ver Tabela 3. Segundo dados do último Balanço Energético Nacional (BEN) de 2012, com base nos dados de 2011, o Brasil apresenta uma matriz de geração elétrica de origem predominantemente renovável, sendo que a geração interna hidráulica responde por montante superior a 70,% da oferta. Somando as importações, que essencialmente também são de origem renovável, pode-se afirmar que aproximadamente 86% da eletricidade no Brasil é originada de fontes renováveis. Ainda de acordo com o BEN 2012, em 2011, o acréscimo de capacidade de geração foi de aproximadamente MW. A capacidade instalada das centrais de geração de energia elétrica do Brasil alcançou MW, na soma das centrais de serviço público e autoprodutoras. Deste total, as centrais hidráulicas representam 70,0%, ao passo que centrais térmicas respondem por 26,7%, da capacidade total. As usinas nucleares participam com 1,7% sendo o restante (1,2%) de origem eólica, como mostra as Tabelas 1 e 2. A Tabela 1 apresenta a evolução da capacidade instalada de geração elétrica no Brasil no período de 1974 a Os dados são apresentados por fonte geradora e por tipo de produtor (serviço público e/ou produtores independentes e autoprodutores). 7

8 Ano Tabela 1: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, (MW) HIDRO TERMO EÓLICA NUCLEAR SP e/ou PIE APE Total SP e/ou PIE APE Total SP e/ou PIE APE Total SP e/ou PIE SP e/ou PIE APE Total ,1-0, ,1-0, Fonte: GESEL-IE-UFRJ, com base nos dados do BEN 2010 SP Serviço Público PIE Produtores Independentes APE - Autoprodutor Inclui metade da Usina de Itaipu TOTAIS A Tabela 2 apresenta a participação percentual por tipo de fonte no total da capacidade instalada. Destaca-se a diminuição gradativa da participação da capacidade instalada de hidrelétricas desde 1996, quando esta fonte representava 87,4% do total instalado no país. Segundo dados do ano de 2011 (BEN 2012), a participação hídrica foi de 70,0%. A partir do racionamento, ocorrido em 2001, a participação hídrica na matriz elétrica brasileira vem diminuindo, isto porque vem ocorrendo uma diversificação na matriz. A diversificação acontece para diminuir o risco de novos racionamentos, já que as novas usinas hidrelétricas, que estão sendo construídas, já não podem ter grandes reservatórios, o que diminui a sua capacidade de armazenamento de água comprometendo sua capacidade de gerar nos períodos secos. 8

9 Tabela 2: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, (em %) Ano SP e/ou PIE APE TOTAIS Hidro Termo Eólica Nuclear Hidro Termo Eólica Hidro Termo Eólica Nuclear ,2 15, ,7 79,3-75,7 24, ,7 13, ,4 81,6-77,8 22, ,6 12, ,2 79,8-79,3 20, ,3 12, ,2 79,8-79,7 20, ,4 12, ,9 80,1-80,3 19, ,9 13, ,1 80,9-80,2 19, ,6 11, ,5 80,5-82,6 17, ,3 10, ,1 80,9-83,6 16, ,8 10, ,7 80,3-84,3 15, ,2 9, ,6 80,4-84,7 15, ,4 9, ,6 80,4-85,0 15, ,3 9,1-1,6 19,0 81,0-84,1 14,4-1, ,2 9,2-1,6 19,0 81,0-84,1 14,5-1, ,7 8,8-1,5 19,3 80,7-84,8 13,8-1, ,9 8,7-1,4 19,5 80,5-85,2 13,5-1, ,4 8,2-1,3 19,0 81,0-85,9 12,8-1, ,3 8,4-1,3 19,0 81,0-85,9 12,9-1, ,4 8,3-1,3 19,0 81,0-86,1 12,7-1, ,0 7,8-1,3 19,0 81,0-86,7 12,1-1, ,9 7,8-1,2 18,0 82,0-86,4 12,4-1, ,1 7,7-1,2 17,7 82,3-86,6 12,2-1, ,3 7,6-1,2 19,2 80,8-86,9 12,0-1, ,7 7,2-1,1 19,0 81,0-87,4 11,6-1, ,3 7,6-1,1 23,6 76,4-87,2 11,8-1, ,1 7,8-1,1 23,1 76,9-87,0 12,0-1, ,8 8,2-1,0 21,6 78,4-86,5 12,5-1, ,5 9,6-2,9 19,2 80,8-82,8 14,4-2, ,5 10,6-2,8 18,9 81,1-82,0 15,4-2, ,5 13,9-2,6 20,6 79,4-79,2 18,4-2, ,9 14,6-2,5 19,4 80,6-78,4 19,3-2, ,3 17,3-2,4 21,5 78,5-76,0 21,7-2, ,3 17,4 0,0 2,3 23,1 76,9 0,0 76,1 21,8 0,0 2, ,3 16,2 0,3 2,3 20,0 80,0 0,0 76,0 21,7 0,2 2, ,7 15,8 0,3 2,2 31,5 68,5 0,0 76,5 21,2 0,2 2, ,8 16,6 0,4 2,2 32,0 68,0 0,0 75,3 22,4 0,4 1, ,6 16,7 0,6 2,1 30,3 69,7 0,0 74,7 22,9 0,6 1, ,1 18,0 0,9 2,1 21,8 78,2 0,0 71,2 26,2 0,8 1, ,5 18,0 1,4 2,1 25,0 75,0 0,0 70,0 26,7 1,2 1,7 Fonte: GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do BEN 2010 SP - Serviço Público PIE - Produtor Independente APE Autoprodutor Inclui metade da Usina de Itaipu Ainda de acordo com a Tabela 2 houve um aumento de 3,2% na participação térmica (APE), de 2010 para 2011, o que contribui com a elevação na participação total de termelétricas na capacidade instalada, de 26,2% em 2010 para 26,7% em Em relação à capacidade instalada proveniente de fonte eólica, a potência instalada aumentou 53,7% em 2011, m relação a O parque eólico nacional cresceu 498 MW, alcançando 1426 MW ao final de

10 2 Matriz Elétrica De acordo com os resultados do BEN, 2012, divulgado pela EPE, a participação de renováveis na produção de eletricidade ampliou-se em 2,6 pontos percentuais em 2011, atingindo 88,9%. Houve redução na produção de bioeletricidade (a partir da biomassa da cana). Em decorrência das condições hidrológicas favoráveis, em 2011, a produção de hidroeletricidade aumentou 6,2%. O destaque ficou por conta da expansão da geração de energia eólica, mais de 24,3%. Em termos de repartição da oferta interna de energia as renováveis tiveram uma participação de 44,1% (biomassa da cana (15,7%), hidráulica e eletricidade (14,7%), lenha e carvão vegetal (9,7%) e lixívia e outras renováveis (4,1%)) e, as não renováveis de 55,9%: petróleo e derivados (38,6%), gás natural (10,1%), carvão mineral (5,6%) e urânio (1,5%)). Gráfico 1: Matriz de Energia Elétrica, novembro de 2012 (%) Fonte: BIG - Aneel De acordo com o BIG está prevista para os próximos anos uma adição de KW na capacidade de geração do país, proveniente dos 159 empreendimentos atualmente em construção e mais 549 outorgados. 10

11 A potência instalada proveniente de fontes hídricas representava 64,62% do total do país, somando aproximadamente KW. As usinas abastecidas por gás representavam 10,33% do total, subdividido em gás natural (9,04% do total da matriz energética) e de processo (1,29% também do total da matriz). A energia nuclear representava 1,53% da matriz energética brasileira, com duas usinas instaladas (Angra 1 e 2). A biomassa registrou participação de 7,82%, enquanto que as Eólicas corresponderam a 1,50% da potência instalada no país. As fontes mais poluentes, petróleo e carvão, registraram, respectivamente, 5,90% e 2,04% da capacidade instalada, em março de 2013, conforme a Tabela 3. Tabela 3: Matriz de Energia Elétrica (março de 2013) Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados da ANEEL 11

12 3 Leilões É por meio de licitação na modalidade de leilões que as concessionárias, as permissionárias e as autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN), devem garantir o atendimento a totalidade de seu mercado no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), de acordo com o Decreto nº 5.163/2004, artigo 11º e Lei nº /2004, artigo 2º Leilão de Energia Nova 1 Foi realizado no dia 14 de dezembro de 2012 o 15 Leilão de Energia Nova. Trata-se do leilão A-5 de 2012, que promoveu a licitação de empreendimentos novos de geração com previsão de entrega de energia para No dia 12 de dezembro de 2012, foi ajuizada liminar (processo ), concedida pelo Juiz Federal Murilo Mendes, na Justiça Federal do Mato Grosso, impedindo a participação da Usina Hidrelétrica (UHE) Sinop no certame. O processo de autoria do Ministério Público Federal, Ministério Público do Estado de Mato Grosso e Sindicato Rural de Sinop foi motivado por suposta irregularidade nos EIA/RIMA do projeto da hidrelétrica. A liminar foi suspensa pela Advocacia Geral da União. Foram comercializados 66,2 mil GWh de energia, equivalentes à 302,2 MW médios. Observou-se uma queda na quantidade de energia comercializada quando comparado ao Leilão A-5 de 2011 (no anterior foram comercializados 555,2 MW médios), comprovando a baixa demanda de contratação pelas distribuidoras. A maior parte da energia em MWh foi comercializada na modalidade por quantidade, correspondendo a 60% do montante total. O restante dos contratos, na modalidade por disponibilidade, foi proveniente de geradores eólicos. Não houve contratos de energia termelétrica a gás natural ou biomassa. Toda a energia hidrelétrica está localizada no estado de Amapá, sendo dividida entre os rios Jari (ampliação da UHE Santo Antônio do Jari) e Araguari (UHE

13 Cachoeira Caldeirão). Os parques eólicos estão distribuídos entre a região Nordeste (Maranhão e Bahia) e Sul (Rio Grande do Sul). O preço médio ponderado de toda a energia comercializada no certame foi de R$ 91,25/MWh. O menor preço foi o da Ampliação da UHE Santo Antônio do Jari (R$ 82,00/MWh), arrematada pelo seu preço máximo. O preço ponderado das hidrelétricas por quantidade foi de R$ 93,46/MWh. Destaca-se o preço médio ponderado das eólicas (R$ 87,94/MWh), recorde histórico nos leilões de energia regulada. Toda a energia hidrelétrica vendida no certame foi arrematada pela empresa EDP. Das eólicas, a grande maioria foi vendida pela empresa Bioenergy, correspondendo a 76,5% deste total. Não houve interesse pelas UHEs Sinop, Ribeiro Gonçalves e pelo Complexo BaixoParnaíba, hidrelétricas enquadradas no Caso 1, licitadas juntamente com a UHE Cachoeira Caldeirão. Do lado dos compradores, destacam-se as distribuidoras Copel D, que obteve 13,26% da energia comercializada, Celg D (11,94%) e RGE D (9,96%). No total, estas três distribuidoras compraram ,5 MWh de energia. 3.2 Leilão de Transmissão 2 No dia 19 de dezembro de 2012 foi realizado o Leilão de Transmissão 007/2012, o quarto leilão de transmissão do ano. Nele foram licitados os direitos de construção, montagem, operação e manutenção de oito Lotes, totalizando 4.442,5 quilômetros de linhas de transmissão (LT) e oito subestações (SE) com um total de MVA de potência de transformação. Ao fim do leilão, a Receita Anual Permitida (RAP) para os lotes licitados foi de 352,4 milhões, contra os 450,1 milhões estabelecidos como limite máximo pela reguladora. O que representa um desconto médio de 21,7%. Entre os proponentes, a concessionária que obteve maior número de vitórias foi a Abengoa Concessões Brasil Holding S.A., ficando com três (A, E, F) dos oito Lotes

14 licitados, num total de 287,3 km de linhas de transmissão, distribuídos em nove estados. O maior desconto apresentado no leilão foi de 39,4%, oferecido pela CPFL, para o Lote C, composto pela subestação Piracicaba, localizada no estado de São Paulo. Os Lotes A e G, que tratam de instalações de transmissão para o escoamento da energia oriunda da UHE Belo Monte, foram concedidos às Concessionárias Abengoa e Consórcio Paranaíba, respectivamente. A maior disputa do leilão ocorreu na licitação do Lote F, onde foram apresentados 308 lances, dos quais 305 foram no formato viva-voz. A Abengoa foi a vencedora do Lote F, com uma RAP de 30,8 milhões. O Lote H, composto pelas linhas de transmissão Rio Branco I Feijó, Feijó Cruzeiro do sul e pelas subestações Feijó e Cruzeiro do Sul (que têm como objetivo reduzir a geração térmica a diesel, através da interligação das regiões central e oeste do Estado do Acre ao Sistema Interligado Nacional - SIN) não foi licitado por não haver interessados e deverá ser ofertado nos próximos certames a serem realizados pela Aneel. 14

15 4 Geração A presente seção apresenta o quadro geral de Geração de Energia no Sistema Interligado Nacional desde o ano 2000, para se ter um panorama de como se comportou o sistema frente a crise energética de 2001 e se já houve a recuperação dos níveis de geração registrados no período anterior a crise. Neste relatório, em especial, a análise será centrada no período de dezembro de 2012 a março de Esta seção apresenta primeiramente os dados de geração total e por fonte, e em seguida apresenta os dados por fonte para cada subsistema e, por fim, os dados de geração de Itaipu, energia nuclear e eólica. As centrais de geração elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro geraram, ,92 GWh de energia elétrica de dezembro de 2012 a fevereiro de Este volume de energia representou expansão de 1,26 pontos em relação ao montante gerado no SIN no mesmo período de 2011/2012, quando o volume de energia foi de ,16 GWh. No período analisado a energia hídrica foi responsável por 66,97% do total gerado no âmbito do SIN ( ,67 GWh). Já as fontes térmicas foram responsáveis por 16,28% do total gerado (24.868,91 GWh), enquanto que as fontes nucleares representaram 2,18% do volume gerado no sistema interligado (3.332,57 GWh). Itaipu foi responsável por 13,97% da geração (21.334,58 GWh). E, a geração eólica representou 0,60% ou 911,19 GWh da geração total. 15

16 Gráfico 2: Evolução Mensal da Geração de Energia Elétrica, por fonte, no SIN (GWh) , , , , , ,00 10, Geração Hidráulica Geração de Itaipu Geração Térmica Geração Nuclear Geração Eólica Total Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 4.1 Geração Hídrica No período de dezembro de 2012 a fevereiro de 2013 a geração de energia elétrica, a partir de fontes hídricas, alcançou ,67 GWh. Este valor é 14,83 pontos abaixo da quantidade gerada no período equivalente de 2011/2012, quando o total gerado por esta fonte foi de ,92 GWh. Isso ocorreu em virtude da falta de chuvas no período húmido. O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi responsável por 44,08% do volume total de energia hídrica gerada no SIN no período de analisado (45.086,00 GWh). O Subsistema Sul teve participação de 12,85% do total gerado por fontes hídricas no mesmo período. O volume gerado foi de ,93 GWh. O Gráfico 3 apresenta a evolução mensal da geração de energia elétrica no SIN. Gráfico 3: Geração Mensal de Energia Hídrica por Subsistema a partir de Jan-2000, (GWh) , , , , , , , , , , Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 16

17 As centrais hidrelétricas do Subsistema Nordeste geraram ,70 GWh no período, o que em termos percentuais equivale a 10,84% do total do SIN. E no Subsistema Norte, a geração foi de ,47 GWh, no período, o que equivale a 11,38% do total gerado. 4.2 Geração Térmica As centrais de geração térmica do SIN geraram ,91 GWh, no período de dezembro de 2012 a fevereiro de Este valor foi 276,01 pontos superior ao gerado no período análogo (6.613,78 GWh). Este resultado é conseqüência do acionamento de centrais térmicas para suprir a demanda devido à queda no nível dos reservatórios. O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi responsável por 69,69% de toda a energia térmica gerada durante o período. O subsistema registrou geração de ,10 GWh, Enquanto o subsistema Sul gerou 3.656,39 GWh no mesmo período. Este volume representou uma participação de 19,39% do total gerado por fontes térmicas, conforme o Gráfico 4. Gráfico 4: Geração de Energia Térmica por Subsistema a partir de Jan-2000 (GWh) , , , , , , , , , ,00 0, Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS O Nordeste registrou 37,72% no montante de energia elétrica gerada no período. O volume total de energia gerada pelo subsistema foi de 7.114,09 GWh. E o subsistema Norte participou com apenas 954,32 GWh. 17

18 4.3 Geração Nuclear O Setor Nuclear Brasileiro possui duas Usinas em operação atualmente, as usinas de Angra 1 (657 MW) e Angra 2 (1.350 MW), ambas localizadas na região Sudeste, no município de Angra dos Reis, no estado do Rio de Janeiro. A Usina de Angra 3 começou a ser construída em 2010, o que aumentará a capacidade instalada nuclear brasileira para MW de potência. As duas usinas nucleares já instaladas e em operação produziram 2.984,32 GWh de eletricidade no período de dezembro de 2012 a fevereiro de 2013, conforme o Gráfico 5. Este montante significou redução de 26,17 pontos em comparação com o total gerado no mesmo período anterior, quando foram gerados 4.042,59 GWh de energia na usinas nucleares de Angra. Através do Gráfico 5 observa-se que a geração de energia nuclear em Angra apresenta oscilação constante. A exceção fica por conta dos períodos nos quais existem eventos extraordinários, como a necessidade do desligamento das usinas para manutenção dos equipamentos ou então para troca das pastilhas de urânio, que servem como combustível. Gráfico 5: Geração de Energia Nuclear, a partir de Jan10 a Fev13 (em GWh) 1.600, , , ,00 800,00 600,00 400,00 200,00 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 4.4 Itaipu A Usina Hidrelétrica de Itaipu, a maior hidrelétrica em operação no mundo, é um empreendimento binacional desenvolvido em conjunto pelo Brasil e pelo Paraguai. 18

19 A capacidade instalada da usina é de MW, com 20 unidades geradoras de 700 MW cada. No Gráfico 6 pode-se observar a evolução e comparação do montante de energia gerada na Usina Binacional de Itaipu entre de janeiro a dezembro dos anos de 2010 a Gráfico 6: Energia Gerada pela Usina de Itaipu, a partir de Jan-10 a Fev-13 (em GWh) 9.000, , , , , ,00 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS A energia gerada pela central de Itaipu no período de dezembro de 2012 a fevereiro de 2013 foi de ,58 GWh, o que corresponde. Este montante é 2,92 pontos menor do que o gerado no mesmo período do ano anterior (21.953,20 GWh). 19

20 5 Fluxo de Energia Elétrica entre os Subsistemas Com o aumento das afluências da UHE Tucuruí e o retorno à operação das unidades geradoras remanescentes da fase 2 da usina, a exportação do subsistema Norte-Interligado foi aumentada para MW médios durante o mês de janeiro de 2013, frente a 515 MW médios verificados no mês anterior, complementando as necessidades energéticas dos demais subsistemas do SIN, e atingindo MW médios na última quinzena do mês. A exportação da região Acre-Rondônia também foi superior, sendo verificados 68 MW médios no mês de janeiro, frente aos 28 MW médios verificados no mês anterior. Diante das condições hidrometeorológicas bastante desfavoráveis, o subsistema Nordeste recebeu energia em um montante de 362 MW médios, atingindo MW médios na última quinzena do mês, e invertendo o fluxo verificado em dezembro e na primeira quinzena do mês que apontava para a priorização do replecionamento dos reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste. O intercâmbio de energia do subsistema Sudeste/Centro-Oeste para o Sul foi reduzido significativamente no mês de janeiro, sendo verificados MW médios, ante os MW médios verificados em dezembro de Gráfico 7: Intercâmbio de Eletricidade entre as Regiões Brasileiras, a partir de Jan-2000 (em GWh) 3.000, , ,00 0, , , , , , Sul / Sudeste/Centro-Oeste Norte/ Sudeste/Centro-Oeste Norte/ Nordeste Sudeste/Cento-Oeste / Nordeste Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 20

21 5.1 Intercâmbio Internacional Visando aproveitar melhor as disponibilidades de recursos energéticos regionais, o Brasil dispõe de um conjunto de interligações de seu sistema elétrico com os sistemas elétricos da Argentina, do Uruguai e do Paraguai. Estas interligações são utilizadas nas situações em que há folga de recursos energéticos e de geração em um país e necessidade em outro, ou para atender a emergências. Para tanto, existe um conjunto de regras, definidas em acordos internacionais, que normatizam os procedimentos para cada situação. Em dezembro, houve intercâmbio internacional da Venezuela para o Brasil com um montante de 98 MW médios, ligeiramente inferior ao verificado no mês anterior. Não houve intercâmbio internacional de energia entre Brasil e Argentina ou Uruguai contabilizado no mês de janeiro de Gráfico 8: Intercâmbio de Eletricidade Internacionais, a partir de Jan-2000 (em GWh) 3.000, , ,00 0, , , Internacional - S Exportação - N Importação - NE Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 21

22 6 Nível dos Reservatórios Este tópico aborda a evolução das condições dos reservatórios das hidrelétricas do sistema hidrelétrico brasileiro no período de janeiro a abril de 2011, desagregando-os pelos quatro subsistemas: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Norte e Nordeste. Esses indicadores visam oferecer elementos para a análise da disponibilidade de energia nos reservatórios e do nível máximo possível em cada subsistema. A partir destes dados, pode-se avaliar, com mais precisão, para o curto e médio prazo, a capacidade de geração de energia das hidrelétricas nacionais Noticias 3 Apesar de estar chovendo razoavelmente nos estados de São Paulo e Minas Gerais e também nas cabeceiras dos rios que abastecem os principais reservatórios das hidrelétricas, as usinas termelétricas continuarão funcionando para dar mais confiabilidade ao sistema e poupar a energia hídrica tendo em vista que os reservatórios, embora venham recuperando gradativamente, ainda não atingiram o nível adequado, de acordo com o NOS. No Triângulo Mineiro, as chuvas são satisfatórias e intensas em Itumbiara, Nova Ponte, Emborcação e Furnas. Embora admita que o pior já está passando e que os níveis dos principais reservatórios já se afastaram do ponto crítico da Curva de Aversão ao Risco (CAR), o ONS informa que ainda é necessária mais chuva para chegar ao nível considerado adequado. Em Brasília, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, disse que as chuvas estão dentro do previsto. O período de chuva é sempre entre janeiro, fevereiro, março e abril. Não temos problema com nossos reservatórios, vamos preencher todos e garantir o suprimento de energia para todo ano e pelos anos seguintes. Só

23 o fato de nós estarmos acrescentando cerca de 9 mil MW de energia total este ano, já é uma segurança mais para a frente, disse. Hoje, cerca de 60 usinas térmicas (movidas a gás natural, carvão, óleos diesel e combustível, além da Usina Nuclear de Angra 2) estão disponibilizando cerca de 13 mil megawatts médios de energia para o Sistema Interligado Nacional (SIN), de um total de aproximadamente 58 mil megawatts médios demandados. Com base no nos dados do ONS, é possível constatar que, desde o último dia 09/01, o volume de água nos reservatórios da subestação Sudeste/Centro-Oeste (que responde por mais de 60% da demanda energética do país) subiu cinco pontos percentuais, passando de 28,3% para 33,3%. O mesmo crescimento percentual foi verificado no subsistema Norte, que fechou o domingo (20/01), em 45,4% da capacidade. Na Região Sul, o nível se manteve praticamente estável, com uma alta de 2,3 pontos percentuais em relação ao dia 9, mas com uma redução de 0,06 ponto percentual em relação ao dia 10. Já o nível dos reservatórios do subsistema Nordeste, que vinha caindo fechou esse domingo (20/01) com uma pequena alta de 0,2 ponto percentual em comparação ao último dia Energia armazenada por subsistema A energia armazenada é a valoração energética do volume armazenado de água em um reservatório pela produtividade das usinas hidrelétricas localizadas à sua jusante. A importância deste dado é a possibilidade de analisar a capacidade de geração em um determinado subsistema. O total de energia armazenada no Sistema Interligado Nacional durante o período de dezembro de 2012 a fevereiro de 2013 foi de ,82 GWh. Este montante foi 47,76% inferior ao registrado no período anterior equivalente ( ,92 GWh). O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrou ,88 GWh de energia armazenada no período. O Subsistema Sul registrou ,36 GWh. O Subsistema Norte registrou ,34 GWh, e o Subsistema Nordeste registrou ,24 GWh. 23

24 O Gráfico 9 abaixo apresenta a evolução do nível dos reservatórios desde janeiro de O nível dos reservatórios do Sul vem apresentando queda desde fevereiro deste ano e está queda prosseguiu até outubro, já que no período quase não choveu. Gráfico 9: Armazenamento de Energia Mensal por Subsistema, desde Jan (%) 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0, Sudeste/CO Sul Norte Nordeste Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS 6.3 Energia Natural Afluente por Subsistema O conceito de Energia Natural Afluente se refere à energia que se obtém quando a vazão natural afluente a um ponto de observação é turbinada nas usinas situadas à jusante do ponto. A energia natural afluente a uma bacia é a soma das energias naturais afluentes a todos os pontos de observação existentes na bacia. No período de dezembro de 2012 a fevereiro de 2013, o Sistema Interligado Nacional registrou energia natural afluente total da ordem de ,33 MW médios, o que representou redução de 24,33 pontos em comparação com o mesmo período analisado, quando o volume registrado foi de ,08 MW médios. A região Sudeste registrou 65,88% da energia natural afluente do SIN, no período analisado. No período equivalente do ano anterior a participação havia sido de 64,48%. Na região Norte o registro foi de 12,12% no período contra 12,33% no período anterior. A região Nordeste registrou 11,46% contra 17,08% no período anterior. E na região Sul, a energia natural afluente registrada no período, foi de 24

25 10,54% do total no período analisado de 2012 contra 6,11% no período equivalente de Gráfico 10: Energia Natural Afluente por Região, desde Maio-2001 (em MW médios) , , , , , , , , , ,00 0, Sudeste Sul Norte Nordeste Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS 25

26 7 Carga 7.1 Carga de Energia no Sistema Interconectado A Carga de Energia refere-se à quantidade de energia requisitada pelo Sistema num determinado período de tempo, composta do consumo mais as perdas. A carga de energia do Sistema Interligado Nacional registrada, entre dezembro de 2012 e fevereiro de 2013, foi de ,9 MW médios, o que representou um aumento de 3,18 em comparação com período anteriormente equivalente, quando a carga de energia do SIN foi de ,1 MW médios, conforme o Gráfico 11. Os valores de carga de energia do SIN verificados em fevereiro/13 acarretaram uma variação positiva de 2,8% em relação aos valores verificados no mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês de janeiro/13, verifica-se uma variação positiva de 4,6%. No acumulado dos últimos 12 meses o SIN apresentou uma variação positiva de 4,3% em relação ao mesmo período anterior. O desempenho da carga no mês de fevereiro/13 teve como destaque o subsistema NE, cuja alta taxa de crescimento pode ser explicada, principalmente pela ocorrência de temperaturas elevadas e escassez de chuvas. Por outro lado, no subsistema SE/CO, apesar da ocorrência de elevadas temperaturas, a taxa de crescimento reflete a influência do comportamento da indústria, que segundo os dados de Utilização da Capacidade Instalada divulgados pela Fundação Getúlio Vargas, deve ser inferior ao ocorrido no mês anterior. O Nível de Utilização da Capacidade Instalada (NUCI) da Indústria, segundo a FGV, recuou de 84,4% para 84,1% entre janeiro/13 e fevereiro/13, retornando ao patamar de dezembro de 2012, porém mantendo-se um pouco acima da média histórica dos últimos cinco anos de 83,6%. 26

27 Gráfico 11: Evolução da Carga de Energia no Sistema Interconectado, a partir de Jan , , , , , , ,0 0, Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS Carga de Demanda no Sistema Interconectado No Sistema Interligado, a carga de demanda em janeiro foi 3,5% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 2,3% inferior ao valor verificado no mês anterior. No SE/CO, a carga de demanda verificada em janeiro foi 3,5% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,9% superior ao valor verificado no mês anterior. No Sul, a carga de demanda verificada em janeiro foi 5,7% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 1,0% inferior ao valor ocorrido no mês anterior. No Nordeste, a carga de demanda verificada em janeiro foi 4,7% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 1,7% inferior ao valor ocorrido no mês anterior. No Norte, a carga de demanda verificada em janeiro foi 1,2% inferior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,1% superior ao ocorrido no mês anterior. 27

28 Gráfico 12: Evolução da Carga de Demanda no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000 (em GWh) , , , , , , , , , Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do NOS A Tabela 4 apresenta os valores máximos de demanda independente do seu horário de ocorrência. Tabela 4: Demanda Máxima Instantânea (MW) Fonte: Boletim Mensal ONS

29 8 Consumo A importância deste indicador, que mede o consumo faturado total, por setor e por região, está na possibilidade de uma análise mais desagregada das tendências e características do consumo de energia elétrica no Brasil. Ele também indica as necessidades de investimentos. Este tópico está organizado da seguinte forma: primeiro, serão apresentadas as tabelas e gráficos de consumo faturado total, depois por região e consumo faturado por setor e por fim o consumo total por subsistema. De acordo com o novo PDE nos próximos dez anos a demanda total de energia do país deverá crescer em mais de 60%. Em 2020 dois terços do consumo total virão dos setores industrial e de transportes. No que diz respeito especificamente à energia elétrica, o plano considera que a eletricidade economizada nos próximos 10 anos será equivalente a produção de uma hidrelétrica de MW (capacidade superior a das usinas do Complexo do Rio Madeira) Consumo Total O consumo de energia elétrica na rede em janeiro de 2013 alcançou GWh, representando aumento de 5,4% sobre o mesmo mês de No cumulado de 12 meses, o consumo ultrapassou 450 mil GWh, com crescimento de 3,9% sobre igual período do ano anterior. O consumo residencial avançou 11,4%, impulsionado pela ocorrência de temperaturas muito elevadas. O consumo do setor de comércio e serviços apresentou aumento semelhante, de 11,1%. Além do efeito da temperatura, houve influência também da expansão da área de estabelecimentos comerciais inaugurados no final de 2012, notadamente shopping centers. O consumo das indústrias recuou 2%, refletindo performance do setor mínerometalúrgico. Segundo o Centro das Indústrias do Estado do Ama z o n a s ( Cieam), somente no último trimestre de 2012 foram produzidos em torno de 1 milhão de condicionadores, volume cerca de 200% maior do que produzido em igual período de A classe residencial acumula, em 12 meses, consumo de GWh, 29

30 com crescimento de 6% sobre igual período de Metade dessa alta se deve à ligação de novos consumidores (média mensal de 147,9 mil). Entre os estados, destacam-se os incrementos no Pará (6%) e Maranhão (5,8%). A outra metade Está relacionada ao aumento do consumo médio por residência, que atingiu 159,9 kwh por mês e que está associado à disponibilidade de renda das famílias. Gráfico 13: Evolução do Consumo por Segmento e Total, a partir de Set-2006 (GWh) Residencial Industrial Comercial Outros Total Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE 8.2- Consumo por Região e Classe de Consumo Região Norte A retração da produção na indústria do alumínio explica a queda de 8,4% no consumo industrial da região Norte, embora deva se destacar também que o consumo nos sistemas isolados, concentrado na Zona Franca de Manaus, encolheu 2,9% em janeiro. 30

31 Gráfico 14: Região Norte Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set (GWh) Residencial Industrial Comercial Outros Total Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE Região Nordeste No Nordeste, o consumo industrial de energia aumentou 1,4% em janeiro, com queda apenas no Maranhão, em razão do comportamento da indústria do alumínio. Bahia, Ceará, Pernambuco e Alagoas, que concentram mais de 60% do consumo regional, apresentaram taxas de crescimento elevadas, acima de 10% nos dois últimos casos. Gráfico 15: Região Nordeste Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh) Residencial Industrial Comercial Outros Total Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE Região Sudeste O desempenho da cadeia minero-metalúrgico explica a queda do consumo industrial de energia no Sudeste. Somados, os recuos do consumo em Minas Gerais e São Paulo totalizaram 215 GWh, anulando o crescimento de 1,6% registrado no Rio de Janeiro. 31

32 A região Sudeste, que concentra metade da demanda de energia das famílias brasileiras, observou-se expansão de 19% do consumo no Espírito Santo e de 17,2% em Minas Gerais. No Espírito Santo, a temperatura superou 30 C em quase todos os dias do período de faturamento. Em Minas Gerais, a temperatura máxima ficou acima da esperada para janeiro (28 C) em 70% do tempo frequência duas vezes maior do que a do mesmo mês em No Rio de Janeiro, onde o consumo cresceu 16,3%, a temperatura máxima na capital chegou a ficar em média, no início do verão, 7 C acima da esperada. Gráfico 16: Região Sudeste Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh) Residencial Industrial Comercial Outros Total Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE Região Centro-Oeste No Centro - Oeste, o crescimento de 1,8% no consumo de energia está associado à expansão da indústria ligada à atividade agropecuária nos estados do Mato Grosso e Mato Grosso do Sul (expansão de 20%), compensando a queda de 8,8% registrada em Goiás, devida ao comportamento da indústria local do ramo mínerometalúrgico. 32

33 Gráfico 17: Região Centro-Oeste Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh) Região Sul Residencial Industrial Comercial Outros Total Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE No Sul, houve retração de 2% no consumo industrial da região. Gráfico 18: Região Sul Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set (GWh) Residencial Industrial Comercial Outros Total Fonte: Elaborado pelo Gesel-IE/UFRJ com base nos dados da EPE 33

34 9 MERCADO SPOT O cálculo da média mensal do preço do MAE por submercado considera os preços semanais por patamar de carga leve, médio e pesado, ponderado pelo número de horas em cada patamar e em cada semana do mês Notícias 5 O preço da energia elétrica de fonte convencional para entrega no curto prazo para o submercado Sudeste/Centro-Oeste encerrou o período de 12 de janeiro a 14 de fevereiro de mês base da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) - a R$ 408,95/MWh, alta de 56,28% em comparação ao patamar de fechamento do mês anterior. Este valor é determinado pela somatória do índice BRIX Convencional e do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Em média, a energia elétrica de fonte convencional para entrega no mês de janeiro (submercado SE-CO) foi negociada na plataforma BRIX a R$ 414,27. Apesar de alguns reservatórios já darem sinais de recuperação e o PLD médio acumulado de fevereiro ter recuado para R$ 187,88, a volatilidade continua sendo fator de atenção para os agentes do mercado livre, comenta Marcelo Mello, CEO da BRIX. Esta volatilidade decorre do fato das previsões de vazão consideradas pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) em dezembro e janeiro ter sido superiores à Energia Natural Afluente (ENA) verificada posteriormente, completa. Entre 12 de janeiro e 14 de fevereiro de 2013, o índice BRIX Convencional, que evidencia o prêmio sobre o PLD negociado na plataforma para energia de fonte convencional, oscilou entre um desconto de R$ 20,95 MWh e um prêmio de R$ 4,62 MWh, encerrando o período em R$ 5,02 MWh negativo. A média do índice BRIX Convencional no período ficou em R$ 0,92. O PLD médio mensal publicado pela CCEE para o submercado Sudeste/Centro-Oeste foi de R$ 413,95 MWh em janeiro

35 Já o índice BRIX Incentivada 50, que representa o preço de energia negociado na plataforma para contratos de fonte incentivada com 50% de desconto na Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de Distribuição (TUSD), fechou o período de 12 de janeiro a 14 de fevereiro de 2013 a R$ 424,00 MWh, alta de 60,70% ante o valor de fechamento do mês anterior. Gráfico 19: Evolução do Preço Médio Mensal de Energia no Mercado Spot, a partir de Maio de 2003 (em R$/MWh) Sudeste/Centro-Oeste Sul Nordeste Norte Fonte: Gesel-IE-UFRJ, com base nos dados da CCEE As variações do PLD estão atreladas, entre outros fatores, à previsão de afluências no país estimativa do volume de água que deve chegar, futuramente, aos reservatórios. 35

36 REFERENCIAS [1] Capacidade Instalada [2] Carga [3] Consumo [4] Geração [5] Intercambio de Eletricidade entre os subsistemas [6] Leilões [7] Matriz Elétrica [8] Mercado Spot ode=0&_afrwindowid=v5z1gel4_26#%40%3f_afrwindowid%3dv5z1gel4_26%26_af rloop%3d %26_afrwindowmode%3d0%26_adf.ctrlstate%3dv5z1gel4_

37 [9] Reservatórios

38 GLOSSÁRIO DOS TERMOS TÉCNICOS Carga de um Sistema Elétrica - Montante total dos requisitos de demanda de potência associados a uma empresa ou subsistema em determinado instante. Carga Própria de Demanda - Montante total dos requisitos de demanda de potência associados a uma empresa ou subsistema integralizada em um período predeterminado. Carga Própria de Energia - Montante total de energia requisitado por uma empresa ou subsistema em determinado período. EAR - Energia Armazenada do Sistema (em % da capacidade máxima de armazenamento). mês). ENA - Energia Natural Afluente (em % da média do registro histórico para o Energia Armazenada - Valoração energética do volume armazenado em um reservatório pela produtividade das usinas hidroelétricas à sua jusante. Energia Natural Afluente - Valoração energética da afluência natural a um reservatório pela produtividade das usinas hidroelétricas à jusante. GW - Gigawatt = 109 watts (Potência ativa). GWh - Gigawatt Hora = 109 watts por hora (Energia). Hz - Hertz (Freqüência). Instalações - Usinas, subestações e linhas de transmissão. Intercâmbio - Fluxo de energia elétrica entre áreas do sistema, quando não explicitado refere-se a energia ativa. kv - Quilovolt = 103 volts (Tensão). 38

39 Limite de Confiabilidade - Valor de uma ou mais grandezas a partir do qual estão esgotados todos os recursos para atendimento com segurança, do sistema ou de uma área. MLT - Média de Longo Termo. MVA - Megavolt Ampère (Potência aparente). Mvar - Megavar (Potência reativa). MW - Megawatt = 106 watts (Potência Ativa). MWh - Megawatt Hora = 106 watts x hora (Energia). MWh/h - Megawatt Hora por Hora (Potência média na hora). MWmed - Megawatt Médio : 1 MWmed-ano = MWh/ano (Energia média no intervalo de tempo considerado). MWmês - Megawatt Mês : 1 MW mês =730 MWh/mês (Medida de armazenamento). Operador - Designação genérica dos operadores de sistema e de instalações. especificado. Ponta de Carga - Valor máximo de carga durante um intervalo de tempo Produção Hidráulica/Térmica - Total de energia elétrica gerada (hidráulica, térmica ou ambas), medida nas saídas dos geradores de uma usina, durante um intervalo de tempo especificado. RAP Receita Anual Permitida Rede Básica - Instalações pertencentes ao Sistema Interligado identificadas segundo regras e condições estabelecidas pela ANEEL. 39