MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto 215 Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto 215 Ministério de Minas e Energia Ministro Carlos Eduardo de Souza Braga Secretário-Executivo Luiz Eduardo Barata Ferreira Secretário de Energia Elétrica Ildo Wilson Grüdtner Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE Domingos Romeu Andreatta Coordenação Geral de Monitoramento do Desempenho do Sistema Elétrico Thiago Pereira Soares Equipe Técnica André Grobério Lopes Perim Bianca Maria Matos de Alencar Braga Guilherme Silva de Godoi Igor Souza Ribeiro João Daniel de Andrade Cascalho Jorge Portella Duarte José Brito Trabuco Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215
SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO... 1 2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS... 2 2.1. Precipitação Acumulada Brasil... 2 2.2. Precipitação Acumulada Principais Bacias... 3 2.3. Energia Natural Afluente Armazenável... 4 2.4. Energia Armazenada... 6 3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA... 9 3.1. Principais Intercâmbios Verificados... 9 4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA... 1 4.1. Consumo de Energia Elétrica... 1 4.2. Unidades Consumidoras... 12 4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil... 12 4.4. Demandas Máximas... 13 4.5. Demandas Máximas Mensais... 13 5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO... 15 6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO... 16 7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA**... 17 7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro... 17 7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional... 18 7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados... 18 7.4. Geração Eólica... 19 7.5. Energia de Reserva... 2 7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física... 22 8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO... 25 8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração... 25 8.2. Previsão da Expansão da Geração... 26 9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO... 27 9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão... 27 9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão... 27 9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão... 28 Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215
9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação... 28 1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO... 29 1.1. Evolução do Custo Marginal de Operação... 29 1.2. Despacho Térmico... 3 11. ENCARGOS SETORIAIS... 3 12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO... 32 12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro... 32 12.2. Indicadores de Continuidade... 33 Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215
LISTA DE FIGURAS Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 1/5/215 a 31/5/215 Brasil.... 2 Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 1/5 a 3/5/215 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 1. EAR: Subsistema Norte-Interligado.... 8 Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).... 9 Figura 12. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.... 11 Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN.... 13 Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.... 13 Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.... 14 Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.... 14 Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado.... 14 Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.... 15 Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.... 16 Figura 2. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.... 17 Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste.... 19 Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul.... 19 Figura 23. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 214.... 2 Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 215.... 21 Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.... 21 Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).... 22 Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.... 22 Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa.... 23 Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo... 23 Figura 3. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás... 24 Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão... 24 Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN.... 25 Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.... 29 Figura 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês.... 3 Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação... 31 Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética.... 31 Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.... 31 Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências.... 33 Figura 39. DEC do Brasil.... 34 Figura 4. FEC do Brasil.... 34 Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215
LISTA DE TABELAS Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.... 6 Tabela 2. Principais limites de intercâmbio.... 9 Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe.... 11 Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo.... 11 Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe.... 12 Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema.... 13 Tabela 7. Matriz de capacidade instalada** de geração de energia elétrica do Brasil.... 15 Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB.... 16 Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN... 18 Tabela 1. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.... 18 Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.... 26 Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW).... 26 Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.... 27 Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão.... 27 Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.... 28 Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação.... 28 Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências.... 32 Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.... 32 Tabela 19. Evolução do DEC em 215.... 33 Tabela 2. Evolução do FEC em 215.... 33 Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215
1. INTRODUÇÃO Em agosto de 215 os valores de afluências brutas foram inferiores à média de longo termo MLT em todos os subsistemas, com destaque para o verificado no Nordeste, que apresentou o pior valor de afluência para agosto considerando o histórico de 83 anos. No mês, foram verificados 13.315 MWmédios de geração térmica programada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios. A variação da energia armazenada equivalente em relação ao final de julho de 215 apresentou a seguinte distribuição por subsistema: -3,1 pontos percentuais (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, -19,9 p.p. no Sul, -4,1 p.p. no Nordeste e -13, p.p. no Norte. No dia 5 de agosto de 215, foi realizada a 158ª reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE. Na ocasião, dentre outros assuntos, a EPE apresentou a análise realizada em julho de 215, elaborada em conjunto com o ONS e agentes do setor, da segunda revisão quadrimestral das previsões de carga de energia elétrica para o período 215-219. Conforme destacado, para 215, o consumo total verificado no primeiro semestre foi,2% inferior à previsão da primeira revisão quadrimestral. Já para o período 215-219, há projeções de crescimento, considerando um aumento do PIB de 1,8% a.a., conforme estudos realizados. Além disso, o ONS realizou apresentação sobre a expectativa de armazenamento dos reservatórios versus a geração térmica em função do CVU das usinas, resultando, após discussões, na decisão do Comitê em desligar usinas térmicas com CVU superior a R$ 6 / MWh, a partir do dia 8 de agosto de 215. No dia 7 de agosto de 215, foi publicado no Diário Oficial da União o Despacho nº 2.411, de 28 de julho, o qual atesta a plena interligação do Sistema Amapá ao Sistema Interligado Nacional SIN, a partir de 1º de agosto de 215, nos termos da Portaria MME nº 258/213. No dia 28 de agosto de 215, foi realizado o 7º Leilão de Energia de Reserva, que resultou na contratação de 834 MW de energia solar fotovoltaica, contribuindo para a diversificação da matriz de geração de energia elétrica brasileira e para a continuidade do Brasil como país referência em fontes renováveis no mundo. Entraram em operação comercial no mês 285,55 MW de capacidade instalada de geração e 13 MVA de transformação na Rede Básica. No ano a expansão do sistema totalizou 3.884,9 MW de capacidade instalada de geração, 934,7 km de linhas de transmissão de Rede Básica e 9.33, MVA de transformação na Rede Básica. No mês de agosto de 215 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 138.668 MW. Em comparação com o mesmo mês em 214, houve expansão de 2.731 MW de geração de fonte hidráulica, de 2.359 MW de fontes térmicas e de 2.728 MW de geração eólica. No mês de julho de 215, a geração hidráulica correspondeu a 68,2% do total gerado no país. A participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, reduziu 2,9 p.p. com destaque para as variações de -2,3 p.p. de geração a gás, -1,1 de geração a petróleo e +,6 p.p. de geração nuclear. Os fatores de capacidade médios da geração eólica das regiões Nordeste e Sul, no mês de junho de 215, aumentaram 6,4 p.p. e,2 p.p. frente ao mês anterior, atingindo, respectivamente, 44,1%, e 25,4%. No acumulado dos últimos doze meses, com relação ao mesmo período anterior, houve aumento de 2,4 p.p. no fator de capacidade global das usinas eólicas da região Nordeste, enquanto que as da região Sul registraram recuo de 3,8 p.p. No dia 9 de agosto de 215, foi atingido recorde de produção eólica no SIN, com 3.921 MWmédios no dia, segundo dados do ONS. Com relação ao mercado consumidor, no acumulado dos últimos doze meses (agosto de 214 a julho de 215), o consumo total, considerando as perdas, cresceu,2% em relação ao mesmo período anterior, tendo apresentado retração de 2,6% entre julho de 215 e o mesmo mês de 214. As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 31 de agosto de 215, exceto quando indicado. O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste é composto pelos estados das Regiões Sudeste e Centro-Oeste, Acre e Rondônia. O Subsistema Sul é composto pelos estados da Região Sul. O Subsistema Nordeste é composto pelos estados da Região Nordeste, exceto o Maranhão. O Subsistema Norte-Interligado é composto pelos estados do Pará, Tocantins, Maranhão, Amazonas e Amapá. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 1
2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS Nas duas primeiras semanas do mês de agosto, os sistemas frontais ficaram restritos ao Rio Grande do Sul, ocasionando chuva fraca apenas na bacia do rio Jacuí. Nas duas últimas semanas, o rápido avanço de três frentes frias pelas regiões Sul e Sudeste provocou chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu e precipitação de intensidade fraca em pontos isolados das bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. Apesar da ocorrência de precipitação nas duas últimas semanas do mês de agosto, as bacias hidrográficas de interesse do SIN apresentaram anomalia negativa de precipitação. As temperaturas mínimas do mês estiveram acima do normal para a época do ano, principalmente na região Sul do país, atingindo desvios de até +5ºC. As temperaturas máximas do mês de agosto estiveram acima da média climatológica em grande parte do Brasil, com destaque para a região Sul, com desvios de até +5ºC. As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 92 %MLT 16.268 MW médios no Sudeste/Centro- Oeste (32º pior valor*), 79 %MLT 8.158 MW médios no Sul (4º melhor valor*), 5 %MLT 1.731 MW médios no Nordeste (pior valor*) e 76 %MLT 1.776 MW médios no Norte-Interligado (7º melhor valor*). Ressalta-se que, apesar de ter ocorrido ENA bruta de 79 %MLT no subsistema Sul, foi armazenável apenas 68 %MLT. * considerando um histórico de afluências para o mês em 83 anos (1931 a 213). 2.1. Precipitação Acumulada Brasil Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 1/8/215 a 31/8/215 Brasil. Fonte: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 2
2.2. Precipitação Acumulada Principais Bacias Sub-Bacia do Rio Grande Sub-Bacia Paranaíba Bacia do Rio Paranapanema Precipitação 1-3/8/215*: 9,4 mm MLT de agosto: 28,7 mm Precipitação 1-3/8/215*: 4,8 mm MLT de agosto: 18,7 mm Precipitação 1-3/8/215*: 29,7 mm MLT de agosto: 69,9 mm Bacia do Rio Tiete Sub-Bacia do Paraíba do Sul Bacia do Tocantins Precipitação 1-3/8/215*: 18,7 mm MLT de agosto: 38,7 mm Precipitação 1-3/8/215*: 17,2 mm MLT de agosto: 37,2 mm Precipitação 1-3/8/215*: 2,2 mm MLT de agosto: 15,6 mm Bacia do São Francisco Sub-Bacia do Rio Iguaçu Bacia do Rio Uruguai Precipitação 1-3/8/215*: 4,3 mm MLT de agosto: 14,3 mm Precipitação 1-3/8/215*: 34, mm MLT de agosto: 118,1 mm Precipitação 1-3/8/215*: 7,2 mm MLT de agosto: 143, mm Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 1/8 a 3/8/215 nas principais bacias, referenciadas à média histórica. Fonte: CPTEC * A data refere-se ao último dado acumulado do mês de agosto disponibilizado em dia útil. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 3
1.16 13.468 5.25 1.366 11.233 7.428 8.22 6.716 1.937 6.56 19.66 12.87 11.945 17.27 6.247 7.22 1.989 13.929 7.79 7.95 6% 61% 16% 12% 76% 68% 125% 82% 96% ENA (MW med) 14% 124% 162% 127% 92% 11% 185% 129% 15% 156% 194% 29.345 21.438 21.234 34.252 33.621 42.461 33.293 36.369 22.36 29.891 23.534 22.973 18.54 26.471 15.518 16.92 14.887 13.197 18.279 34.239 87% 84% 62% 91% 36% 87% 67% 38% 74% 92% 9% 125% 52% 99% 58% 61% 8% 83% ENA (MW med) 87% 77% Ministério de Minas e Energia 8. 2.3. Energia Natural Afluente Armazenável Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 64. 48. 32. 16. jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez MLT 55.958 58.546 54.671 41.439 29.92 25.526 21.177 17.683 17.538 21.1 26.982 4.916 MLT ENA 214 ENA 215 2. Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Subsistema Sul Fonte dos dados: ONS 16. 12. 8. 4. jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez MLT 7.271 8.35 6.999 6.584 8.561 9.928 1.915 1.327 11.999 13.256 9.358 7.382 MLT ENA 214 ENA 215 Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul. Fonte dos dados: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 4
1.19 6.26 1.457 7.27 8.633 1.632 8.782 1.774 8.28 8.398 4.169 5.149 2.331 2.767 1.529 1.776 1.243 1.429 2.37 4.694 77% 78% 88% 83% 76% 79% 76% 83% 8% 6% 94% 54% ENA (MW med) 57% 83% 59% 8% 12% 8% 68% 69% 1.991 3.541 3.886 4.17 3.885 5.338 4.727 6.761 3.12 4.388 2.33 2.557 1.835 1.947 1.876 1.696 1.617 1.227 2.235 6.536 25% 41% 26% 26% 42% 46% 54% 49% 52% 36% 28% 4% 39% 6% 53% 49% 36% 56% 64% ENA (MW med) 77% Ministério de Minas e Energia 2. Subsistema Nordeste 16. 12. 8. 4. jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez MLT 14.16 14.892 14.829 12.74 7.313 4.824 3.974 3.461 3.95 3.392 5.552 1.211 MLT ENA 214 ENA 215 2. Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste. Subsistema Norte-Interligado Fonte dos dados: ONS 16. 12. 8. 4. jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez MLT 1.38 13.476 15.677 15.615 1.498 5.478 3.334 2.337 1.87 1.932 3.65 5.855 MLT ENA 214 ENA 215 Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado. Fonte dos dados: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 5
2.4. Energia Armazenada No mês de agosto de 215 houve redução no nível de armazenamento do reservatório equivalente de todos os subsistemas. Apesar do armazenamento de apenas 18,4% no subsistema Nordeste ao final do mês de agosto de 215, este valor é 1,5 ponto percentual acima do verificado na mesma época do ano de 21. Neste mês, houve contribuição de aproximadamente 13.315 MWmédios de produção térmica, valor da mesma ordem do verificado no mês anterior. Houve redução de 3,1 p.p. no armazenamento equivalente do subsistema Sudeste/Centro-Oeste durante o mês de agosto, atingindo 34,3 %EAR, valor 4, p.p. superior ao verificado no final de agosto de 214 (3,3 %EAR), e 1,9 p.p. superior ao armazenamento no mesmo mês de 21 (23,4 %EAR). As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu foram exploradas em todos os períodos de carga, sendo que nos períodos de carga leve sua geração foi dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul Sudeste/Centro-Oeste. Na região Sul, em função das condições hidroenergéticas, a geração das usinas hidrelétricas foi explorada em todos os períodos de carga de modo a minimizar e/ou evitar a ocorrência de vertimentos para controle do nível de armazenamento de seus reservatórios, respeitando-se as restrições operativas das usinas e os limites elétricos vigentes na interligação Sul Sudeste/Centro-Oeste. Nesse contexto, houve um deplecionamento do reservatório equivalente em 19,9 p.p em comparação com julho de 215, atingindo 76,9 %EAR ao final do mês, valor 3,4 p.p. superior ao armazenamento do final do mês de agosto de 214 (73,5 %EAR). No subsistema Nordeste houve deplecionamento de 4,1 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 18,4 %EAR ao final do mês de agosto, valor 8,9 p.p. inferior ao verificado ao final de agosto de 214 (27,3 %EAR) e 1,5 p.p. superior ao armazenamento no mesmo mês de 21 (16,9 %EAR). Foi mantida a geração hidráulica em valores mínimos, sendo a geração térmica e eólica locais e o recebimento de energia da ordem de 795 MWmédios responsáveis pelo fechamento do balanço energético do subsistema. A defluência da UHE Três Marias foi elevada para o patamar de 35 m³/s no dia 22 de agosto e para 4 m³/s a partir do dia 28 de agosto, em uma operação integrada da cascata do Rio São Francisco, de forma a prover maior equalização entre os armazenamentos dos reservatórios das UHEs Três Marias e Sobradinho, visando a garantia dos usos múltiplos. A defluência das UHEs Sobradinho e Xingó permaneceu no patamar de 9 m³/s ao longo deste mês. O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 62,6 %EAR ao final do mês de agosto, apresentando deplecionamento de 13, p.p em comparação ao mês anterior, e 2,1 p.p. inferiores em relação ao armazenamento do final de agosto de 214 (64,7 %EAR). A geração da UHE Tucuruí foi minimizada nos períodos de carga leve e dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN, respeitando-se a ordem de prioridade definida para a geração das usinas hidrelétricas do SIN. Com relação aos principais reservatórios do SIN, as maiores variações percentuais de energia armazenada no mês de agosto de 215 referem-se ao deplecionamento de 16,4 p.p. na UHE Tucuruí (atingindo 77,6% v.u.), de 8,8 p.p. na UHE Capivara (atingindo 89,7% v.u.), de 4,7 p.p. na UHE Três Marias (atingindo 27,2% v.u.) e de 4, p.p. na UHE Sobradinho (atingindo 12,7% v.u.). Por sua vez, ao final do mês de agosto, a UHE Ilha Solteira encontrava-se com armazenamento de cerca de 35,6% v.u., referenciado ao seu volume útil máximo, considerando operação individual, o que corresponde a um replecionamento de 9,3 p.p. em relação ao armazenamento verificado em julho de 215. Subsistema Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN. Energia Armazenada no Final do Mês (% EAR) Capacidade Máxima (MWmês) % EAR da Capacidade Total Sudeste/Centro-Oeste 34,3 25.224 67,3 Sul 76,9 19.975 14,7 Nordeste 18,4 51.859 9,1 Norte 62,6 14.812 8,9 TOTAL 291.87 1, Fonte dos dados: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 6
% EAR Capacidade Máxima = 19.975 MWmês % EAR Capacidade Máxima = 25.224 MWmês Ministério de Minas e Energia 1% Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 8% 6% 4% 2% 31-8-215: 34,3% % jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Período Chuvoso Período Seco Ano 211 Ano 212 Ano 213 Ano 214 Ano 215 Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Chuvoso Fonte dos dados: ONS 1% Subsistema Sul 8% 6% 4% 2% 31-8-215: 76,9% % jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Período Chuvoso Período Seco Ano 211 Ano 212 Ano 213 Ano 214 Ano 215 Figura 8. EAR: Subsistema Sul. Chuvoso Fonte dos dados: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 7
% EAR Capacidade Máxima = 14.812 MWmês % EAR Capacidade Máxima = 51.859 MWmês Ministério de Minas e Energia 1% Subsistema Nordeste 8% 6% 4% 2% 31-8-215: 18,4% % jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Período Chuvoso Período Seco Ano 211 Ano 212 Ano 213 Ano 214 Ano 215 Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste. Chuvoso Fonte dos dados: ONS 1% Subsistema Norte-Interligado 8% 6% 31-8-215: 62,6% 4% 2% % jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Período Chuvoso Período Seco Ano 211 Ano 212 Ano 213 Ano 214 Ano 215 Figura 1. EAR: Subsistema Norte-Interligado. Chuvoso Fonte dos dados: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 8
3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA 3.1. Principais Intercâmbios Verificados Do subsistema Norte-Interligado, houve exportação de energia de 582 MWmédios no mês de agosto para complementação do balanço energético dos demais subsistemas, da mesma ordem dos 56 MWmédios verificados no mês anterior. O subsistema Nordeste permaneceu recebedor em agosto, em um total de 795 MWmédios, inferior aos 1.511 MWmédios verificados no mês anterior, e dos quais houve contribuição do subsistema Sudeste/Centro-Oeste em 213 MWmédios. julho. O subsistema Sul exportou 3.7 MWmédios no mês de agosto, ante a exportação de 2.46 MWmédios em No complexo do Rio Madeira, em agosto, a UHE Jirau gerou cerca de 1.25 MWmédios e a UHE Santo Antônio gerou cerca de 1.699 MWmédios, contribuindo para o suprimento eletroenergético do SIN. No período foram escoados cerca de 2.497 MWmédios pelo primeiro bipolo em corrente contínua da LT 6 kvcc Coletora Porto Velho- Araraquara. Além disso, a região metropolitana de Manaus importou 331 MWmédios do SIN no mês de agosto pela interligação Tucuruí-Manaus. A importação da Venezuela para suprimento ao estado de Roraima foi de 115 MWmédios, superior à verificada no mês anterior, no valor de 98 MWmédios. No mês de agosto, não houve intercâmbio internacional de energia. Tabela 2. Principais limites de intercâmbio. Item Fluxo Limite de Intercâmbio* (MW) Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios). 1 2 3 4 5 6 FVB** 2 EXPN 4.55 RECN EXPNE 4. RNE 4.3 (FNS + FSENE) 5.1 EXPSE 4.3 RSUL 7.5 FSUL 5.74 INT Arg 2.1 INT Urug 7 (Carga do Norte - Geração de 5 UGs de Tucuruí) Fonte dos dados: ONS / Eletronorte Fonte dos dados: ONS / Eletronorte * Os limites de intercâmbio apresentados referem-se à carga pesada, conforme revisão quadrimestral do PMO de maio de 215. ** Valor contratual. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 9
Legenda da seção 3.1. FVB Intercâmbio internacional com a Venezuela (atendimento a Roraima) EXPSE RSUL Exportação do Sudeste/Centro-Oeste Recebimento pela região Sul EXPN Exportação do Norte-Interligado FSUL Exportação da região Sul RECN Importação do Norte-Interligado INTArg Intercâmbio internacional com a Argentina EXPNE Exportação do Nordeste INTUrug Intercâmbio internacional com o Uruguai RNE Importação do Nordeste FNS Fluxo da interligação Norte Sul no sentido do Norte / Nordeste para o Sudeste/Centro-Oeste FSENE Fluxo da interligação Sudeste/Centro-Oeste - Nordeste com recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste Fluxo da interligação Sudeste/Centro-Oeste - Nordeste com recebimento pelo Sudeste/Centro-Oeste 4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA 4.1. Consumo de Energia Elétrica * Em julho de 215, o consumo de energia elétrica atingiu 45.149 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, registrando aumento de 3,7% em comparação ao verificado no mês anterior e redução de 2,6% em relação ao consumo de julho de 214. No acumulado dos últimos 12 meses (agosto de 214 a julho de 215), o consumo residencial registrou crescimento de 1,4% em relação ao mesmo período anterior. Já em comparação a julho de 214, foi registrada retração de 5,%. Em relação ao consumo comercial, foi registrado crescimento 3,4% no acumulado de 12 meses e manutenção do mesmo patamar verificado em julho de 214. Esse desempenho foi resultante principalmente do cenário econômico adverso e da elevação nas tarifas de energia, com impactos negativos no consumo da baixa tensão. Destaca-se que, em julho de 215, houve diminuição de 7% do consumo residencial no Sudeste, que representa metade do consumo brasileiro desta classe. Nessa região, houve recuo do consumo em todos os estados, com destaque para o Rio de Janeiro (-11%), que apresentou a maior retração, mesmo com o registro de altas temperaturas ao longo do mês. Já em relação ao comércio, a queda das vendas e atividades desse setor resultou na retração de 2,% e,3% do consumo das regiões Sudeste e Sul, respectivamente. No Nordeste, houve retração de 2,4% do consumo residencial e expansão de 2,1% do consumo comercial. Seguindo tendência verificada desde 214, o consumo industrial registrou retração de 3,4%, em relação a julho de 214, tendo havido queda do consumo de energia por essa classe em todas as regiões do país, com exceção do Norte. O cenário adverso se manteve para a maior parte dos segmentos da indústria e, consequentemente, dos dez setores industriais que mais demandam energia elétrica, o consumo registrou expansão apenas no setor de extração de minerais metálicos (+13,3%), sendo a queda verificada nos demais superior a 1,%. Assim, por exemplo, nos setores metalúrgico, automotivo, químico e têxtil houve recuo do consumo em 6,8%, 3,1%, 6,7% e 8,9%, respectivamente. Por fim, o consumo de energia da classe rural registrou retração de 2,3% em comparação ao mesmo mês de 214 e acumula em 12 meses crescimento de 4,7% em relação ao mesmo período anterior. * Referência: http://www.epe.gov.br/resenhamensal/forms/eperesenhamensal.aspx Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 1
Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. Valor Mensal Acumulado 12 meses Jul/15 GWh Evolução mensal (Jul/15/Jun/15) Evolução anual (Jul/15/Jul/14) Ago/13-Jul/14 (GWh) Ago/14-Jul/15 (GWh) Evolução Residencial 1.123 -,7% -5,% 13.96 131.945 1,4% Industrial 14.58 -,6% -3,4% 182.562 175.43-3,9% Comercial 6.773-2,7%,% 87.67 9.623 3,4% Rural 2.32 1,% -2,3% 24.838 26. 4,7% * Demais classes 3.8-1,2% -,1% 47.389 47.577,4% Perdas 8.364 31,1% -1,5% 97.39 99.487 2,2% Total 45.149 3,7% -2,6% 569.882 571.35,2% * Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: EPE Consumo de Energia Elétrica em Jul/215 Consumo de Energia Elétrica em 12 meses 18,5% 8,4% 4,5% 15,% 22,4% 31,1% 17,4% 8,3% 4,6% 15,9% 23,1% 3,7% Residencial Industrial Comercial Rural Demais classes Perdas Figura 12. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: EPE 1 Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo. Valor Mensal Consumo médio em 12 meses Jul/15 kwh/nu Evolução mensal (Jul/15/Jun/15) Evolução anual (Jul/15/Jul/14) Ago/13-Jul/14 (kwh/nu) Ago/14-Jul/15 (kwh/nu) Evolução Consumo médio residencial 151-1,% -6,8% 163 164,7% Consumo médio industrial 25.141,1% 1,4% 26.332 26.141 -,7% Consumo médio comercial 1.355 9,9% 9,9% 1.281 1.51 17,9% Consumo médio rural 47,9% -4,1% 465 51 7,7% Consumo médio demais classes * 5.54-1,6% -2,2% 5.32 5.274 -,9% Consumo médio total 474 -,4% -4,3% 516 56-1,9% * Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: EPE Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 11
47.522 51.662 51.832 44.287 47.44 46.4 48.21 48.882 5.12 45.715 46.717 46.416 45.959 46.992 45.758 44.7 44.159 43.532 45.88 46.219 45.149 47.18 47.139 46.245 47.515 48.485 49.965 47.12 48.37 48.354 49.325 Carga (GWh) 97,9% 99,1% 97,5% 99,% 99,% 97,7% 97,6% 99,% 99,1% 99,% 99,% 99,% 99,1% 97,6% 99,% 99,% 97,8% 99,1% 99,1% 99,% 99,% 99,% 98,9% 99,% 99,% 98,9% 98,9% 99,% 99,% 99,1% 99,1% Ministério de Minas e Energia 4.2. Unidades Consumidoras Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. Número de Unidades Consumidoras Jul/14 Período Jul/15 Evolução Residencial (NUCR) 65.122.49 67.29.37 2,9% Industrial (NUCI) 583.388 559.159-4,2% Comercial (NUCC) 5.519.839 4.999.916-9,4% Rural (NUCR) 4.242.998 4.323.361 1,9% * Demais classes 738.263 751.819 1,8% Total (NUCT) 76.26.897 77.663.292 1,9% * Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até julho de 215. 4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil * Fonte dos dados: EPE 55. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil 5. 45. 4. 35. 3. Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 213 SIN 214 SIN 215 SIN 213 SI 214 SI 215 SI Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: EPE * Os valores apresentados referem-se ao consumo total de energia elétrica no Brasil e os percentuais referentes à parcela do SIN. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 12
46.873 5.14 51.894 48.549 51.261 49.76 48.99 49.791 48.338 44.875 47.618 45.365 44.714 45.575 43.578 45.61 44.911 43.144 43.72 45.119 42.484 44.951 45.11 43.356 45.581 45.512 46.784 49.26 47.837 46.56 48.941 45.729 Demanda (MW) Recorde 74.783 83.962 85.391 78.32 85.78 83.968 77.939 81.217 81.27 72.766 78.762 77.299 72.379 74.676 72.322 73.15 74.33 72.3 72.423 73.743 7.555 73.347 73.991 71.288 74.119 75.162 76.296 8.12 78.13 77.111 79.924 77.912 Demanda (MW) Recorde Ministério de Minas e Energia 4.4. Demandas Máximas No mês de agosto de 215, não houve recorde de demanda no SIN e em seus subsistemas. Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. Subsistema Máxima no mês (MW) (dia - hora) Recorde (MW) (dia - hora) SE/CO 43.356 19/8/215-18h36 S 13.28 13/8/215-11h19 NE 11.74 25/8/215-14h34 N-Interligado 6.139 24/8/215-15h8 SIN 71.288 6/8/215-18h42 51.894 17.971 12.266 6.185 85.78 21/1/215-14h32 6/2/214-14h29 7/4/215-14h17 4/9/214-14h39 5/2/214-15h41 4.5. Demandas Máximas Mensais Fonte dos dados: ONS 1. Sistema Interligado Nacional 8. 6. 4. 2. 6. Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 213 214 215 Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN. Fonte dos dados: ONS Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 48. 36. 24. 12. Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 213 214 215 Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Fonte dos dados: ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 13
4.489 5.958 5.951 4.71 5.873 5.957 4.82 6.12 5.935 4.761 6.12 6.42 4.728 5.98 5.955 4.72 5.953 6.23 5.827 5.661 5.822 6.38 6.36 6.139 6.19 6.185 5.992 6.3 5.792 5.983 6.13 5.935 Demanda (MW) Recorde 11.8 11.732 12.166 11.542 11.681 12.79 11.767 11.737 12.144 11.615 11.654 12.266 11.246 11.499 11.962 1.726 11.43 11.39 1.814 1.869 1.746 1.959 1.956 11.74 11.384 11.839 11.511 11.681 11.52 11.823 11.89 11.88 Demanda (MW) Recorde Ministério de Minas e Energia 25. Subsistema Sul 2. Recorde Demanda (MW) 15. 1. 5. 15. 15.276 17.357 17.21 15.73 17.971 16.722 14.484 15.76 16.244 13.61 15.191 14.187 13.632 13.459 13.254 13.411 13.562 13.35 13.886 13.435 13.198 13.51 13.628 13.28 14.14 13.529 13.393 15.646 15.5 15.223 15.176 16.57 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 213 214 215 Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. Fonte dos dados: ONS Subsistema Nordeste 12. 9. 6. 3. 7.5 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 213 214 215 Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. Fonte dos dados: ONS Subsistema Norte-Interligado* 6. 4.5 3. 1.5 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 213 214 215 Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado. Fonte dos dados: ONS * A elevação do patamar de demanda registrada em julho de 213 deve-se à interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN em configuração provisória. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 14
5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO No mês de agosto de 215 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 138.668 MW. Em comparação com o mesmo mês em 214, houve expansão de 2.731 MW de geração de fonte hidráulica, de 2.359 MW de fontes térmicas** e de 2.728 MW de geração eólica, considerando os Ambientes de Contratação Regulada e Livre (ACR e ACL). Tabela 7. Matriz de capacidade instalada*** de geração de energia elétrica do Brasil. Fonte Ago/214 Capacidade Instalada (MW) Nº Usinas Ago/215 Capacidade Instalada (MW) % Capacidade Instalada Evolução da Capacidade Instalada Ago/215 - Ago/214 Hidráulica 87.622 1.21 9.353 65,2% 3,1% Térmica 39.48 2.827 41.767 3,1% 6,% Gás Natural 14.33 145 12.915 9,3% -9,7% Biomassa 12.56 511 13.57 9,4% 8,3% Petróleo 7.669 2.115 1.38 7,3% 3,9% Carvão 3.389 23 3.614 2,6% 6,6% Nuclear 1.99 2 1.99 1,4%,% * Outros - 31 153,1% - Eólica 3.89 268 6.537 4,7% 71,6% Solar 12 26 11,% -8,5% Capacidade Total - Brasil 13.851 4.322 138.668 1,% 6,% * Inclui outras fontes fósseis (,147 MW). ** A partir de julho de 215, na matriz de capacidade instalada são incluídas as usinas fiscalizadas pela SFG/ANEEL, mas que não estão em conformidade com a SCG/ANEEL e que, por isso, não são apresentadas no BIG/ANEEL. Algumas delas são térmicas com combustíveis desconhecidos e que por isso, são incluídas como Outros. Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada apresentada pela ANEEL no Banco de Informações de Geração - BIG, que passou por reenquadramento de fontes em setembro de 214 e exclusão dos montantes referentes a micro e minigeração distribuída, regidos pela Resolução Normativa nº 482/212, em junho de 215. Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de 5.65 MW com o Paraguai e de 2 MW com a Venezuela. Fonte dos dados: ANEEL (BIG 1/9/215) Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Ago/215 Eólica 4,7% Solar <,1% Hidráulica 65,2% Gás Natural 9,3% Biomassa 9,4% Petróleo 7,3% Térmica 3,1% Carvão 2,6% Nuclear 1,4% Outros,1% Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. Fonte dos dados: ANEEL (BIG 1/9/215) Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 15
6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO* Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. Classe de Tensão (kv) Linhas de Transmissão Instaladas (km)* % Total 23 kv 53.24 41,8% 345 kv 1.33 8,1% 44 kv 6.741 5,3% 5 kv 41.197 32,5% 6 kv (CC) 12.816 1,1% 75 kv 2.683 2,1% Total SEB 126.764 1,% Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS * Considera as linhas de transmissão em operação da Rede Básica, conexões de usinas, interligações internacionais e 19, km instalados no sistema de Roraima. O valor total em operação até o final de 214 foi revisado durante 1º semestre de 215. Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Ago/215 75 kv 2,1% 6 kv (CC) 1,1% 23 kv 41,8% 5 kv 32,5% 44 kv 5,3% 345 kv 8,1% Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 16
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 agosto de 214 a julho de 215 atingiu 544.286 GWh. No mês de julho de 215, a geração hidráulica correspondeu a 68,2% do total gerado no país, 2,3 p.p. superior ao verificado no mês anterior, e a participação da produção eólica na matriz de produção de energia elétrica do Brasil aumentou,6 p.p. Por outro lado, a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, reduziu 2,9 p.p. com destaque para as variações de -2,3 p.p. de geração a gás, -1,1 de geração a petróleo e +,6 p.p. de geração nuclear. Matriz de Produção de Energia Elétrica - Jul/215 Eólica 4,4% Solar <,1% Hidráulica 68,2% Gás 1,7% Carvão 3,2% Petróleo * 4,5% Nuclear 2,8% Térmica 27,4% Biomassa 6,2% Dados contabilizados até julho de 215. Figura 2. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. Fonte dos dados: CCEE e Eletrobras *Em Petróleo estão consideradas as usinas a óleo diesel, a óleo combustível e as usinas bicombustíveis. ** A produção acumulada de energia elétrica não inclui a autoprodução. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 17
7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional Fonte Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN. Jul/15 (GWh) Valor mensal Evolução mensal (Jul/15 / Jun/15) Evolução anual (Jul/15 / Jul/14) Ago/13-Jul/14 (GWh) Acumulado 12 meses Ago/14-Jul/15 (GWh) Evolução Hidráulica 29.492 6,4% -2,9% 46.131 373.36-8,1% Térmica 11.631-7,% -1,8% 12.779 143.946 19,2% Gás 4.633-15,4% -14,1% 54.271 64.44 18,7% Carvão 1.38 8,9% 15,8% 14.762 15.622 5,8% Petróleo * 1.692-19,7% -15,% 17.791 27.575 55,% Nuclear 1.246 37,4% 48,4% 14.621 14.84-3,7% Biomassa 2.681-2,3% 1,3% 19.333 22.261 15,1% Eólica 1.893 18,2% 61,4% 8.358 16.91 12,2% Solar,86 4,7% - 3,1 11,7 - TOTAL 43.18 2,9% -,8% 535.271 534.164 -,2% ** * 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 julho de 215. Fonte dos dados: CCEE 7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados Entre agosto de 214 e julho de 215, em relação aos 12 meses anteriores, houve redução da geração por fontes hidráulicas e térmicas nos Sistemas Isolados. Este fato deve-se principalmente à consideração da interligação plena de Manaus ao SIN a partir de maio de 215, conforme Despacho ANEEL nº 1.365, de 5 de maio de 215. Fonte Tabela 1. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. Jul/15 (GWh) Valor mensal Evolução mensal (Jul/15 / Jun/15) Evolução anual (Jul/15 / Jul/14) Ago/13-Jul/14 (GWh) Acumulado 12 meses Ago/14-Jul/15 (GWh) Evolução Hidráulica 5-1,4% -77,4% 1.893 1.61-15,4% Térmica 261 3,5% -71,2% 1.822 8.521-21,3% Gás 4 7,% -99,% 4.42 3.566-19,3% Petróleo * 257 3,5% -47,8% 6.42 4.954-22,6% TOTAL 311 2,7% -72,4% 12.715 1.122-2,4% * Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até julho de 215. A partir de maio de 215, a geração da UHE Balbina e das UTEs Jaraqui, Ponta Negra, Manauara, Cristiano Rocha, Tambaqui, Aparecida, Mauá Blocos 1, 3, 4 e 5, Electron, Iranduba, Flores e São José passaram a ser contabilizadas pela CCEE e agregadas ao montante gerado no SIN. Fonte dos dados: Eletrobras Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 18
ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 MW ou MWmed ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 MW ou MWmed Ministério de Minas e Energia 7.4. Geração Eólica No mês de julho de 215, o fator de capacidade médio da região Nordeste aumentou 6,4 p.p. com relação ao mês anterior, atingindo 44,1%. Esse resultado foi decorrente do aumento de 374,1 MWmédios da geração verificada, associado à expansão de 175,5 MW de capacidade instalada da fonte na região. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses (agosto de 214 a julho de 215), houve avanço de 2,4 p.p. no fator de capacidade da região Nordeste em comparação ao mesmo período anterior. O fator de capacidade das usinas do Sul também aumentou,2 p.p. em relação a junho de 215, e atingiu 25,4%, com total de geração verificada no mês de 394 MWmédios. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses, o fator de capacidade da região Sul reduziu cerca de 3,9 p.p., em comparação ao mesmo período anterior. * 5. 4. Fator de Capacidade Médio Mensal de : Ago/214 a Jul/215 = 39,2% Ago/213 a Jul/214 = 36,8% Geração Eólica - Região Nordeste 1% 8% 3. 6% 2. 4% 1. 2% % Dados contabilizados até julho de 215. 1.5 1.2 Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed) Fator de Capacidade Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste. Fator de Capacidade Médio Mensal de : Ago/214 a Jul/215 = 25,2% Ago/213 a Jul/214 = 29,1% Geração Eólica - Região Sul** Fonte dos dados: CCEE 1% 8% 9 6% 6 4% 3 2% % Dados contabilizados até julho de 215. Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul. Fonte dos dados: CCEE * Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. No mês de novembro/213, o decréscimo observado na capacidade instalada das usinas eólicas no Nordeste é explicado por ajustes realizados de forma a se considerar, nesse montante, somente usinas em operação comercial. ** Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste. Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed) Fator de Capacidade Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 19
1.14,6 31,3 961,3 263,4 1.398,5 299, 1.672,6 592,9 1.725,9 1.8,2 1.736,6 1.458,9 2.39, 1.586,6 2.98,6 1.837,7 2.15,3 1.6,1 2.2,5 1.71,4 2.86,6 1.451,8 1.938,6 1.11,8 MWmed Ministério de Minas e Energia 7.5. Energia de Reserva A geração média esperada comprometida para o Contrato de Energia de Reserva - CER ** em julho de 215, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos CER, totalizou 2.76,1 MWmédios, dos quais foram entregues 87,1%, ou 1.89,9 MWmédios, e cujo restante poderá ser complementado até o término do período de apuração de cada usina ou dentro do período de contratação. No acumulado do ano, a entrega para o CER foi de cerca de 67,6% do esperado, ou 1.226,5 MWmédios. A geração eólica verificada referente aos Contratos de Energia de Reserva no mês de julho de 215 correspondeu a 85,1% da geração esperada desta fonte comprometida para o CER ** para o mês. A geração a biomassa verificada atingiu 91,7% do valor esperado comprometido para o CER desta fonte. No ano de 214, foi entregue 63,6% da geração média esperada comprometida para o CER, ou 1.15,2 MWmédios, de um total esperado de 1.737,9 MWmédios. * 2.5 Energia de Reserva - 214 2. 1.737,9 1.5 1.15,2 1. 5 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) Geração verificada comprometida com o CER média em 214 (até última contabilização) Geração esperada comprometida com o CER média em 214 (até última contabilização) Figura 23. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 214. Fonte dos dados: CCEE * Dados sujeitos a alteração pela CCEE. A geração mensal abaixo do valor esperado não necessariamente implica infração ao contrato, visto que pode ser complementada dentro do período de apuração de cada usina e, além disso, existem mecanismos de regulação e controle particulares à Energia de Reserva que permitem compensações fora da janela de apuração. Esse acompanhamento é relevante para avaliar de forma indireta o desempenho dos empreendedores na entrega de Energia de Reserva de forma macro. Além disso, destaca-se que neste Boletim são considerados os dados de energia de reserva apenas para usinas que geraram dentro dos períodos de apuração de seus contratos. ** 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. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 2
861,7 972,4 3,6 731,6 868,5, 757,6 939,2 4,6 61,4 848,3 2,1 241,3 857, 3,5 31,3 913,1 5,3 17,5 756,9 3,7 59,5 592, 7,1 471,7 564,6 3,9 658,7 873,1 4,7 813,6 962,9 4,1 763,6 1.39,1 7,2 MWmed 1.614,6 949,64 1.456,35 778,12 1.254,51 658,66 2.83,93 1.4,14 2.1,43 1.536,58 2.1,43 1.78,6 2.76,12 1.89,92 MWmed Ministério de Minas e Energia 2.5 Energia de Reserva - 215 2. 1.814,7 1.5 1.226,5 1. 5 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) Geração verificada comprometida com o CER média em 215 (até última contabilização) Geração esperada comprometida com o CER média em 215 (até última contabilização) Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 215. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE 1.5 Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses 1.2 9 6 3 ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul 214 215 Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - biomassa Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - eólica Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - hidráulica Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Biomassa Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Eólica Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Hidráulica Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 21
1.853 1.83 2.3 1.735 1.865 1.98 1.655 1.432 1.32 2.2 2.26 2.512 MWmed 1.63 1.637 1.789 1.785 1.95 2.45 2.7 2.94 2.84 2.252 2.411 2.562 39.592 42.21 42.598 42.565 42.222 47.77 46.497 45.662 42.899 4.544 38.323 39.57 MWmed 48.372 48.87 49.68 49.747 49.993 5.356 5.415 5.219 5.823 5.311 5.164 5.71 Ministério de Minas e Energia 65. 7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas * 52. 49.915 39. 42.537 26. 13. ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Garantia física média no período Garantia física das Usinas Hidrelétricas Geração média no período Geração das Usinas Hidrelétricas Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH). Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE 2.5 Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas ** 2. 2.18 1.868 1.5 1. 5 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Garantia física média no período Geração média no período Garantia Física das Usinas Eólicas Geração das Usinas Eólicas Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE * Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. ** A garantia física inclui os valores das usinas eólicas atestadas pela ANEEL aptas a entrarem em operação comercial, mas que não podem contribuir com geração devido a atrasos nas obras de transmissão associadas. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 22
2.984 2.971 2.964 3.45 2.889 2.772 2.942 2.832 2.5 1.876 2.343 1.74 MWmed 2.63 2.529 2.522 2.538 2.542 2.68 2.865 2.859 2.857 2.864 2.769 2.652 Ministério de Minas e Energia 4. 3.544 Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa 3.457 3.496 3.261 3.49 3.926 3.947 3.2 2.732 2.77 2.888 2.4 2.51 MWmed 1.6 1.347 1.288 1.455 8 3.698 3.379 3.556 2.961 2.2 665 582 71 2.122 3.18 3.744 3.571 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa Geração média no período Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE 3.5 Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo * 2.8 2.684 2.611 2.1 1.4 7 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo Geração média no período Geração das Usinas Termelétricas a Óleo Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo. * Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 23
1.676 1.539 1.624 1.819 1.925 2.66 1.879 1.943 1.769 1.546 1.76 1.855 MWmed 2.95 2.95 2.91 2.99 2.97 2.19 2.22 2.81 2.93 2.85 2.93 2.87 7.73 6.576 7.2 7.339 7.311 6.984 7.346 7.621 7.372 7.3 7.289 6.97 MWmed 6.484 6.488 6.43 6.412 6.42 6.291 6.291 6.454 6.454 6.454 7.43 7.554 Ministério de Minas e Energia 1. Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás 8. 6. 7.178 6.563 4. 2. ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás Geração média no período Geração das Usinas Termelétricas a Gás Figura 3. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás. Dados contabilizados até julho de 215 com ajuste. Fonte dos dados: CCEE 3. Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão 2.4 2.8 1.8 1.783 1.2 6 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Garantia física média no período Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão Geração média no período Geração das Usinas Termelétricas a Carvão Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 24
59.33 61.332 62.752 62.147 61.56 64.941 63.443 62.69 6.154 58.76 57.931 58.44 MWmed 67.515 67.896 68.28 68.714 68.489 68.765 67.357 67.142 69.46 7.1 7.852 71.57 Ministério de Minas e Energia 9. Geração Verificada e Garantia Física Total 72. 68.797 61.34 54. 36. 18. ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15 jun/15 jul/15 Geração hidráulica Geração térmica Outros Garantia física média no período Garantia física Total Geração média no período Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN. Dados contabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE 8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO 8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração No mês de agosto de 215, foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro SEB 285,55 MW de geração: * Usina Unidades Geradoras Capacidade Instalada Estado CEG UEE Asa Branca I UG1 a UG1 27 MW RN EOL.CV.RN.359-.1 UEE Eurus IV UG1 a UG1 27 MW RN EOL.CV.RN.359-.1 UEE Ventos de Santa Joana IX UG1 a UG16 29,6 MW PI EOL.CV.PI.31417-.1 UEE Ibirapuitã I UG1 a UG12 25,2 MW RS EOL.CV.RS.375-5.1 UTE Eldorado UG5 58 MW MS UTE.AI.MS.29193-5.1 UTE Eldorado UG6 58 MW MS UTE.AI.MS.29193-5.1 UTE São João UG1 A UG5 4,75 MW SP UTE.AI.SP.26832-1.1 UTE Floraplac UG1 2 MW PR UTE.FL.PA.32116-8.1 * Nesta seção estão incluídos todos os empreendimentos de geração (ACR e ACL) cuja entrada em operação comercial foi autorizada por meio de despacho da ANEEL. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 25
Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. Fonte Realizado em Ago/215 (MW) Acumulado em 215 (MW) Eólica 18,8 1.545,56 Hidráulica, 1.138,952 PCH + CGH, 79,952 UHE, 1.59, Solar,, Fotovoltaica,, Térmica 176,75 1.2,363 Biomassa 176,75 743,213 Carvão,, Gás Natural, 295, Nuclear,, Outros,, Petróleo, 162,15 TOTAL 285,55 3.884,875 Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS 8.2. Previsão da Expansão da Geração * Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW). Fonte Previsão ACR 215 (MW) Previsão ACR 216 (MW) Previsão ACR 217 (MW) Eólica 1.824,1 2.69,9 2.27,4 Hidráulica 2.492,77 5.721,7 4.626,18 PCH + CGH 14, 142,97 312,3 UHE 2.478,77 5.578,1 4.626,18 Solar, 1, 879,7 Fotovoltaica, 1, 879,7 Térmica 58, 313,8 1.191,4 Biomassa 58, 145, 462,3 Carvão,,, Gás Natural, 168,8 729,1 Nuclear,,, Outros,,, Petróleo,,, ** TOTAL 4.374,87 8.735,77 8.94,68 Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE / CCEE / Eletrobras * Nesta seção estão incluídos os empreendimentos monitorados pelo MME, por meio da SEE/DMSE, que correspondem aos vencedores dos leilões do ACR, com a entrada em operação conforme datas de tendência atualizadas na reunião do Grupo de Monitoramento da Expansão da Geração, do dia 2/8/215, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE. ** Os dados de previsão para o ano corrente (215) são atualizados mensalmente considerando a entrada em operação dos empreendimentos no ano ( Acumulado em 215, da tabela 11) e eventuais postergações para os anos posteriores, conforme datas de tendência. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 26
9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO 9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão No mês de agosto não foi incorporada linha de transmissão ao Sistema Interligado Nacional SIN. Classe de Tensão (kv) 23 345 44 5 6 (CC) 75 TOTAL Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. Realizado em Ago/15 (km) Acumulado em 215 (km), 383,8,,,, 13, 537,9,,,,, 934,7 * 9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão * Foram incorporados 2 novos transformadores ao SIN, num total de 13 MVA: TR3 23/69 kv 1 MVA, na SE Itabaianinha (CHESF), em Sergipe. TR1 23/138 kv 3 MVA, na SE Niquelândia (Luziânia Niquelândia), em Goiás. * O MME, por meio da SEE/DMSE, monitora os empreendimentos de transmissão autorizados e leiloados pela ANEEL. Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. Realizado em Ago/15 (MVA) Acumulado em 215 (MVA) TOTAL 13, 9.33, Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS No mês de agosto não foi incorporado equipamento de compensação de potência reativa ao SIN. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 27
9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão * Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. Classe de Tensão (kv) Previsão 215 Previsão 216 Previsão 217 23 1.671,4 4.43,7 1.689, 345, 46,8 36, 44, 643, 1,8 5 5.494, 8.42, 4.398, 6 (CC),,, 75,,, TOTAL 7.165,4 13.54,5 6.124,8 Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE 9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação. Transformação (MVA) Previsão 215 Previsão 216 Previsão 217 TOTAL 8.259, 18.53, 11.87, * Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE * Nesta seção estão incluídos os empreendimentos monitorados pelo MME, por meio da SEE/DMSE, que correspondem aos outorgados pela ANEEL, com a entrada em operação conforme datas de tendência atualizadas na reunião do Grupo de Monitoramento da Expansão da Transmissão, do dia 19/8/215, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 28
CMO (R$ / MWh) Ministério de Minas e Energia 1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO No mês de agosto de 215, houve contribuição de aproximadamente 13.315 MWmédios de produção térmica, considerando as usinas programadas pelo ONS, valor da mesma ordem do verificado no mês anterior (13.28 MWmédios). Os Custos Marginais de Operação CMOs oscilaram devido às atualizações nos parâmetros de simulação do PMO, tendo havido descolamento entre os valores do subsistema Nordeste durante praticamente todo o mês, a menos dos dias 29, 3 e 31. O valor máximo de CMO de agosto foi registrado na última semana do mês e atingiu R$ 26,37 / MWh, considerando o valor médio de todos os patamares de carga, em todos os subsistemas. Por sua vez, o valor mínimo foi de R$ 111,57 / MWh, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Norte na primeira semana operativa do mês. Destaca-se que, durante todo o período, o Preço de Liquidação das Diferenças PLD manteve-se em valores inferiores a R$ 388,48 / MWh, em todos os subsistemas para todos os patamares de carga, sendo este o seu valor máximo para 215, conforme estabelecido pela ANEEL. Além disso, os valores de geração térmica por garantia de suprimento energético verificados em agosto (4.787 MWmédios) aumentaram em comparação com julho de 215 (3.544 MWmédios) em função principalmente do comportamento do CMOs, das afluências verificadas e da carga no mês. Ressalta-se que na 158ª reunião do CMSE, realizada em 5 de agosto de 215, foi decidido pelo desligamento da geração térmica de usinas despachadas com CVU superior a R$ 6 / MWh a partir do dia 8 de agosto. Dessa forma, a geração verificada posteriormente a essa data e correspondente a usinas com CVU superiores ao patamar indicado deveu-se à existência de estoque de combustível disponível, tendo em vista as diretrizes anteriores que estavam sendo adotadas no sentido da permanência do despacho pleno de geração térmica. Além disso, a geração verificada por GSUB, razão de despacho correspondente a Geração por Substituição, é uma opção do próprio empreendedor no sentido de substituir outras usinas térmicas que foram despachadas, não representando assim custos adicionais para o sistema. 1.1. Evolução do Custo Marginal de Operação 2.5 Subsistema Sudeste/Centro-Oeste 2. 1.5 1. 5 31-8-215 : R$ 26,37 / MWh jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Ano 211 Ano 212 Ano 213 Ano 214 Ano 215 Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Fonte dos dados: ONS * Os demais subsistemas do SIN apresentam variações em relação ao Sudeste/Centro-Oeste apenas quando os limites de intercâmbio são atingidos. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 29
111,57 111,57 251,18 111,57 12,99 12,99 29,85 12,99 126,93 126,93 222,66 126,93 129,37 129,37 223,49 129,37 26,37 26,37 26,37 26,37 CMO (R$ / MWh) Despacho Térmico (MWmed) Ministério de Minas e Energia 1.2. Despacho Térmico 1. Evolução do CMO e do Despacho Térmico 2. 12.644 12.718 13.173 14.221 14.179 16. 8 12. 6.5 6.875 7.164 8.215 8.337 8. 6 1.749 2.16 1.867 1.863 2.91 1.646 1.983 1.717 1.63 2.71 1.567 1.135 1.234 1.554 1.642 4. 4-4. -8. 2-12. -16. 1/8-7/8/215 8/8-14/8/215 15/8-21/8/215 22/8-28/8/215 29/8-4/9/215 CMO SE/CO CMO S CMO NE CMO N-Interligado Geração Gás Natural Geração Nuclear Geração Carvão Geração Diesel + Óleo Geração Total Figura 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês. -2. Fonte dos dados: ONS 11. ENCARGOS SETORIAIS O Encargo de Serviço de Sistema ESS verificado em julho de 215 foi de R$ 67,4 milhões, montante 8,6% superior ao dispendido no mês anterior (R$ 617,3 milhões). O valor do mês de julho de 215 é composto por R$ 24,4 milhões referentes ao encargo Restrição de Operação, que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN e ao ressarcimento das usinas despachadas com CVU maior que o PLD e menor que o CMO; por R$ 52,5 milhões referentes ao encargo Serviços Ancilares, que está relacionado à remuneração pela prestação de serviços ao sistema como fornecimento de energia reativa por unidades geradoras solicitadas a operar como compensador síncrono, Controle Automático de Geração CAG, autorrestabelecimento (black-start) e Sistemas Especiais de Proteção SEP; e por R$ 593,5 milhões referentes aos encargos por Segurança Energética, que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica devido à geração complementar para garantia do suprimento energético. Destaca-se que o montante referente ao encargo de Serviços Ancilares foi impactado pelo Despacho ANEEL nº 1.928/215, que alocou, provisoriamente nesta rubrica, o ressarcimento à Amazonas Distribuidora de Energia dos custos de geração das usinas termelétricas localizadas na região de Manaus. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 3
7.129 5.677 9.651 5.78 4.747 1.196 7.239 7.756 12.813 7.857 7.3 14.328 7.567 9.582 17.74 7.67 8.3 64.688 6.64 7.77 52.524 4.232 8.515 4.24 5.861 3.935 5.32 4.221 5.384 5.914 12.773 Encargo (1³ R$) 561.618 174.79 1.4.52 81.265 69.466 24.619 842.995 1.495 86.594 525.883 951 383.453 77.298 411.96 543.226 437.889 196.871 593.542 259.56 149.254 142.367 12.44 65.937 17.987 Encargo (1³ R$) Ministério de Minas e Energia 5. Restrição de Operação 4. Encargo (1³ R$) 3. 2. 1. 14.16 378.685 17.359 27.36 62.757 339.953 3.218 64.131 373.691 43.825 82.49 334.43 29.42 129.283 44.674 48.794 59.144 9.428 61.445 112.44 24.429 6.773 14.845 178.688 22.49 271.55 88.778 234.862 68.356 24.31 53.398 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 213 214 215 Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação. Dados contabilizados / recontabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE 1.25. Segurança Energética 1.. 75. 5. 25. jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 213 214 215 Dados contabilizados / recontabilizados até julho de 215. 125. Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética. Serviços Ancilares Fonte dos dados: CCEE 1. 75. 5. 25. jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 213 214 215 Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. Dados contabilizados / recontabilizados até julho de 215. Fonte dos dados: CCEE Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 31
12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO No mês de agosto de 215 a quantidade de ocorrências e o montante de carga interrompida foram superiores ao verificado no mesmo mês de 214. A seguir destacam-se algumas ocorrências relevantes: Dia 2 de agosto, às 13h4min: Desligamento automático de todos os disjuntores de 23 kv conectados ao barramento principal 23 kv e dos disjuntores de 69 kv dos transformadores da SE Sobral II (CHESF). Houve interrupção de 169 MW de cargas da COELCE, no estado do Ceará. Causa: Atuação acidental do esquema contra falha do disjuntor 23 kv 14T1, devido ao contato entre uma fio e um borne do relé temporizador do esquema de falha, durante intervenção. Dia 11 de agosto, às 1h46min: Desligamento automático do Elo CC do Madeira Bipolo 1, do Back-to-Back 1 e também da interligação do sistema Acre/Rondônia com o restante do SIN. Houve interrupção de 535 MW de cargas, sendo 425 MW da CERON em Rondônia, e 11 MW da ELETROACRE no estado do Acre. Causa: Desligamento das LTs 23 kv Ji-Paraná/Pimenta Bueno, C1 e C2, por atuação da proteção de perda de sincronismo, após desligamento no Sistema Acre/Rondônia. Dia 31 de agosto, às 15h13min: Desligamento automático das LTs em 23 kv Abunã/Rio Branco I C1 e C2 e, em seguida, da LT 23 kv Ariquemes/Ji-Paraná C2, dos Back to Back 1 e 2 e da UHE Samuel, bem como dos transformadores PVTF4-1 e 2 da SE Porto Velho. Houve interrupção de 448 MW de cargas, sendo 37 MW da CERON em Rondônia, e 141 MW da ELETROACRE no estado do Acre. Causa: Desligamento das LTs 23 kv Ji-Paraná/Pimenta Bueno, C1 e C2, por atuação da proteção de perda de sincronismo, após desligamento no Sistema Acre/Rondônia. 12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro * Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências. Carga Interrompida no SEB (MW) Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 215 214 SIN** 4.453 1.34 5.487 6.795 S 128 181 19 483 91 1.21 SE/CO 1.555 465 756 255 14 15 144 3.42 8.923 NE 1.68 189 934 315 3.46 3.45 N-Int*** 222 1.47 429 12 31 1.796 3.915 6.119 Isolados TOTAL 6.136 465 2.586 1.483 1.792 1.268 784 2.255 16.77 26.443 Tabela 18. Evolução do número de ocorrências. Número de Ocorrências Fonte dos dados: ONS, Eletronorte Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 215 214 SIN** 1 1 2 1 S 1 1 1 3 6 6 SE/CO 5 2 2 1 1 1 1 13 29 NE 5 1 1 2 9 15 N-Int*** 1 4 3 1 2 8 19 27 Isolados TOTAL 7 2 8 6 6 4 5 11 49 78 * Critério para seleção das interrupções: corte de carga 1 MW por tempo 1 minutos Fonte dos dados: ONS, Eletronorte ** Perda de carga simultânea em mais de uma região. *** O Sistema Manaus se encontra interligado ao SIN em configuração provisória. Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 32
3.488 6.136 9.725 465 1.78 2.586 1.45 1.483 828 1.792 1.264 1.268 74 784 1.286 2.255 1.319 1.35 1.252 2.438 Montante de carga interrompida (MW) Número de Ocorrências Ministério de Minas e Energia 2. Ocorrências no SEB 2 16. 15 16 12. 11 12 8. 4. 7 8 8 6 6 5 5 4 6 4 5 3 7 5 7 6 7 8 4 2 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 214 215 214 215 Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências. 12.2. Indicadores de Continuidade * Fonte dos dados: ONS e Eletronorte Tabela 19. Evolução do DEC em 215. Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 215 Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Acum. Ano ** Brasil 1,95 1,73 1,65 1,33 1,18 1,11 1,17 1,17 13,89 S 2,9 1,28,99,8,97,86 1,1 7,98 12,59 SE 1,36 1,18,95,71,69,64,72 6,34 9,5 CO 3,8 2,8 2,94 2,32 1,7 1,22 1,29 16,2 16,63 NE 1,73 2,2 2,37 1,85 1,54 1,53 1,37 12,58 16,68 N 4,54 3,6 3,89 3,84 3,26 2,75 3,27 25,21 34,69 Limite Ano Dados contabilizados até julho de 215 e sujeitos a alteração pela ANEEL Fonte dos dados: ANEEL Tabela 2. Evolução do FEC em 215. Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 215 Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Acum. Ano ** Brasil 1,1,85,88,71,65,64,71 5,47 1,99 S 1,2,84,7,55,63,59,71 5,23 1,29 SE,67,52,48,36,37,36,43 3,22 7,49 CO 2,18 1,66 1,75 1,55 1,2,9 1,9 1,39 14,54 NE,78,89 1,1,83,72,76,64 5,72 11,51 N 2,46 2,9 2,29 2,14 1,91 1,7 2,3 14,92 32,29 Limite Ano Dados contabilizados até julho de 215 e sujeitos a alteração pela ANEEL *Conforme Procedimentos de Distribuição PRODIST. **Nos valores de DEC e FEC acumulados são ajustadas as variações mensais do número de unidades consumidoras. Fonte dos dados: ANEEL Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 33
11,73 11,3 11,15 11,1 1,48 9,88,97,87,7,64,6,71,83 FEC (número de interrupções) 1,99 18,77 18,36 18,4 18,65 18,36 17,58 1,9 1,71 1,64 1,31 1,16 1,6 1,17 DEC (h) 13,89 Ministério de Minas e Energia 25 DEC - Brasil 2 15 1 5 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 29 21 211 212 213 214 215 Limite 215 215 - DEC Mensal DEC Anual 29 21 211 212 213 214 215 jan Limite 215 Figura 39. DEC do Brasil. Dados contabilizados até julho de 215 e sujeitos a alteração pela ANEEL Fonte dos dados: ANEEL 2 FEC - Brasil 16 12 8 4 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 29 21 211 212 213 214 215 Limite 215 215 - FEC Mensal FEC Anual 29 21 211 212 213 214 215 jan Limite 215 Figura 4. FEC do Brasil. Dados contabilizados até julho de 215 e sujeitos a alteração pela ANEEL Fonte dos dados: ANEEL Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 34
GLOSSÁRIO ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica BIG Banco de Informações de Geração CAG Controle Automático de Geração CC - Corrente Contínua CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CEG Código Único de Empreendimentos de Geração CER - Contrato de Energia de Reserva CGH Central Geradora Hidrelétrica CMO Custo Marginal de Operação CO - Centro-Oeste CUST Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CVaR Conditional Value at Risk DEC Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora DMSE - Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico EAR Energia Armazenada ENA - Energia Natural Afluente Energético EPE - Empresa de Pesquisa Energética ERAC - Esquema Regional de Alívio de Carga ESS - Encargo de Serviço de Sistema FC - Fator de Carga FEC Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora GNL - Gás Natural Liquefeito GTON - Grupo Técnico Operacional da Região Norte GW - Gigawatt (1 9 W) GWh Gigawatt-hora (1 9 Wh) h - Hora Hz - Hertz km - Quilômetro kv Quilovolt (1 3 V) MLT - Média de Longo Termo Mvar - Megavolt-ampère-reativo MW - Megawatt (1 6 W) MWh Megawatt-hora (1 6 Wh) MWmês Megawatt-mês (1 6 Wmês) N - Norte NE - Nordeste NUCR - Número de Unidades Consumidoras Residenciais NUCT - Número de Unidades Consumidoras Totais OC1A Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre OCTE Óleo Leve para Turbina Elétrica ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico OPGE Óleo Combustível para Geração Elétrica PCH - Pequena Central Hidrelétrica PIE - Produtor Independente de Energia Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica S - Sul SE - Sudeste SEB - Sistema Elétrico Brasileiro SEE - Secretaria de Energia Elétrica SEP Sistemas Especiais de Proteção SI - Sistemas Isolados SIN - Sistema Interligado Nacional SPE - Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético UEE - Usina Eólica UHE - Usina Hidrelétrica UNE - Usina Nuclear UTE - Usina Termelétrica VU - Volume Útil ZCAS Zona de Convergência do Atlântico Sul ZCOU Zona de Convergência de Umidade MME - Ministério Minas e Energia Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro Agosto/215 35