Relatório Quadrimestral Indicadores Nacionais do Setor Elétrico:

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

ÍNDICE ÍNDICE DE GRÁFICOS...3 ÍNDICE DE TABELAS...4 ABREVIATURAS E SIGLAS...5 SUMÁRIO EXECUTIVO...6 INDICADORES DO SETOR ELÉTRICO...9 1 CAPACIDADE INSTALADA...9 2 MATRIZ ELÉTRICA...12 3 LEILÕES...14 3.1 - Noticias...14 3.2 - Leilão de Ajuste...15 4 GERAÇÃO...17 4.1 Geração Hídrica...18 4.2 Geração Térmica...18 4.3 Geração Nuclear...21 4.4 Itaipu...22 5 FLUXO DE ENERGIA ELÉTRICA ENTRE OS SUBSISTEMAS...23 5.1 Intercâmbio Internacional...24 6 NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS...27 6.1 - Noticias...27 6.2 Energia armazenada por subsistema...29 6.3 Energia Natural Afluente por Subsistema...30 7 CARGA...32 7.1 Carga de Energia no Sistema Interconectado...32 7.2 - Carga de Demanda no Sistema Interconectado...34 8 CONSUMO...36 8.1 - Consumo Total...36 9 MERCADO SPOT...44 9.1 - Notícias...44 9.2 - BRIX - Brazilian Intercontinental Exchange...47 REFERENCIAS...49 GLOSSÁRIO DOS TERMOS TÉCNICOS...51 2

ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1: Matriz de Energia Elétrica, novembro de 2012 (%)... 12 Gráfico 2: Evolução Mensal da Geração de Energia Elétrica, por fonte, no SIN (GWh)... 17 Gráfico 3: Geração Mensal de Energia Hídrica por Subsistema a partir de Jan-2000, (GWh)... 18 Gráfico 4: Geração de Energia Térmica por Subsistema a partir de Jan-2000 (GWh)... 19 Gráfico 5: Geração de Energia Nuclear, a partir de Jan-2000 (em GWh)... 21 Gráfico 6: Energia Gerada pela Usina de Itaipu, a partir de Jan-2000 (em GWh)... 22 Gráfico 7: Intercâmbio de Eletricidade entre as Regiões Brasileiras, a partir de Jan-2000 (em GWh)... 24 Gráfico 8: Intercâmbio de Eletricidade Internacionais, a partir de Jan-2000 (em GWh)26 Gráfico 9: Armazenamento de Energia Mensal por Subsistema, desde Jan- 2000 (%). 30 Gráfico 10: Energia Natural Afluente por Região, desde Maio-2001 (em MW médios)... 31 Gráfico 11: Evolução da Carga de Energia no Sistema Interconectado, a partir de Jan- 2000... 33 Gráfico 12: Evolução da Carga de Demanda no Sistema Interconectado, a partir de Jan- 2000 (em GWh)... 35 Gráfico 13: Evolução do Consumo por Segmento e Total, a partir de Set-2006 (GWh)37 Gráfico 14: Região Norte Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)... 38 Gráfico 15: Região Nordeste Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)... 39 Gráfico 16: Região Sudeste Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)... 40 Gráfico 17: Região Centro-Oeste Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set- 2006 (GWh)... 41 Gráfico 18: Região Sul Consumo Setorial de Eletricidade, a partir de Set-2006 (GWh)... 43 Gráfico 19: Evolução do Preço Médio Mensal de Energia no Mercado Spot, a partir de Maio de 2003 (em R$/MWh)... 46 3

ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 2011 (MW)... 10 Tabela 2: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 2011 (em %)... 11 Tabela 3: Matriz de Energia Elétrica (Novembro de 2012)... 13 Tabela 4: Demanda Máxima Instantânea (MW)... 35 4

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

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 janeiro a junho de 2012, comparando com o período homólogo dos anos anteriores. O primeiro item, sobre Capacidade Instalada, trata da capacidade total de energia instalada, assim como o número de usinas térmicas, hídricas, nucleares ou de outras fontes de energia. Já a seção Matriz Energética apresenta um quadro geral dos empreendimentos que estão em operação. Estão disponibilizados dados sobre a capacidade total de geração das unidades em operação, e a participação de cada fonte de energia no total. A terceira seção analisa os Leilões de Energia ocorridos no período analisado, que para este período foram realizados três leiloes: Leilão de Transmissão, Leilão de Energia de Reserva e Leilão de Energia Nova. A quarta e quinta seções analisam o volume de energia gerado no Sistema Interligado Nacional, provenientes das principais fontes de energia no país: Hídricas, Térmicas e Nucleares. Os dados apresentados também contemplam de que forma os subsistemas (Sudeste/Centro-Oeste; Sul; Norte e Nordeste) participam do volume total de energia geral e os resultados dos intercâmbios de energia realizados entre eles. Pela importância no quadro geral do SIN, a 6

Hidrelétrica Binacional de Itaipu será tratada individualmente em uma das subseções. O comportamento dos reservatórios das hidrelétricas que compõem o sistema elétrico brasileiro será tratado na sexta seção. Estão disponíveis dados sobre armazenamento total de energia nos reservatórios por subsistema; percentual de capacidade máxima dos reservatórios; energia natural afluente por subsistema. A carga de energia, registrada no Sistema Interligado Nacional, é importante indicador sobre a demanda de energia elétrica no país e, está na sétima seção do presente relatório. O oitavo tópico do relatório é referente ao consumo faturado por classes de consumo e por subsistemas. E a última seção apresenta os preços médios mensais da energia comercializada no mercado spot nos quatro subsistemas do SIN. De acordo com a ANEEL a capacidade instalada no Brasil em 2011 chegou a 117.134,72 MW provenientes de 2608 usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas, nucleares, pequenas centrais hidrelétricas e centrais geradoras hidrelétricas. A energia das hidrelétricas predomina e responde por 66,91% da capacidade instalada do país, seguida das termelétricas, com 26,67%, e das pequenas centrais hidrelétricas, com 3,3%. Compõem ainda a matriz 1,71% de potência de usinas nucleares, 1,22% de eólicas e 0,18% das centrais geradoras. 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%. 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%)). As centrais de geração elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN) brasileiro geraram, 199.446,79 GWh de energia elétrica de julho a outubro de 2012. Este 7

volume de energia representou expansão de 2,70 pontos em relação ao montante gerado no SIN no mesmo período de 2011, quando o volume de energia foi de 194.201,23 GWh. No período a energia hídrica foi responsável por 72,33% do total gerado no âmbito do SIN (144.260,44 GWh). O total de energia armazenada no Sistema Interligado Nacional durante o período de julho a outubro de 2012 foi de 445.651,68 GWh. Este montante foi 24,99% inferior ao registrado no mesmo período de 2011 (594.136,35 GWh). A carga de energia do Sistema Interligado Nacional registrada, entre julho e outubro de 2012, foi de 229.774,4 MW médios, o que representou um aumento de 3,11 em comparação com o mesmo período de 2011, quando a carga de energia do SIN foi de 222.852,5 MW médios, O consumo total de eletricidade na rede das concessionárias do país apresentou elevação de 2,4% em agosto, relativamente ao mesmo mês do ano anterior. Essa expansão segue sendo impulsionada pelo avanço do consumo do setor de comércio e serviços, que aumentou 7,3% na mesma base de comparação e 7,0% em 12 meses. O consumo das residências, por sua vez, assinalou crescimento de 4,5% no mês, mantendo a taxa anualizada no mesmo patamar. Os Preços de Liquidação de Diferenças (PLD) estão nos patamares mais altos desde janeiro de 2008, quando atingiram níveis recordes, em torno de R$ 570 por MWh. Nesta segunda semana de outubro, o PLD foi reajustado de R$ 180,5 para R$ 235 MWh na região Sudeste e Centro-Oeste. No Nordeste, o preço subiu de R$ 180,5 para R$ 256. 8

INDICADORES DO SETOR ELÉTRICO 1 Capacidade Instalada De acordo com a ANEEL a capacidade instalada no Brasil em 2011 chegou a 117.134,72 MW provenientes de 2608 usinas hidrelétricas, termelétricas, eólicas, nucleares, pequenas centrais hidrelétricas e centrais geradoras hidrelétricas. A energia das hidrelétricas predomina e responde por 66,91% da capacidade instalada do país, seguida das termelétricas, com 26,67%, e das pequenas centrais hidrelétricas, com 3,3%. Compõem ainda a matriz 1,71% de potência de usinas nucleares, 1,22% de eólicas e 0,18% das centrais geradoras. Ao longo de 2011 entraram em operação comercial empreendimentos cuja potência equivale a 4.199,3 MW. Dos quais 1.142,8 MW são de hidrelétricas, 432,7 MW de pequenas centrais hidrelétricas (PCH), 498,3 MW de eólicas e 2.125,5 MW de UTES, divididas entre térmicas movidas a combustível fóssil (1.206,45 MW) e à biomassa (919,05 MW). 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 4.735 MW. A capacidade instalada das centrais de geração de energia elétrica do Brasil alcançou 117.135 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 2011. Os dados são apresentados por fonte geradora e 9

por tipo de produtor (serviço público e/ou produtores independentes e autoprodutores). Ano Tabela 1: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 2011 (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 1974 13.224 500 13.724 2.489 1.920 4.409 - - - - 15.713 2.420 18.133 1975 15.815 501 16.316 2.436 2.216 4.652 - - - - 18.251 2.717 20.968 1976 17.343 561 17.904 2.457 2.223 4.680 - - - - 19.800 2.784 22.584 1977 18.835 561 19.396 2.729 2.214 4.943 - - - - 21.564 2.775 24.339 1978 21.104 561 21.665 3.048 2.259 5.307 - - - - 24.152 2.820 26.972 1979 23.667 568 24.235 3.573 2.411 5.984 - - - - 27.240 2.979 30.219 1980 27.081 568 27.649 3.484 2.339 5.823 - - - - 30.565 2.907 33.472 1981 30.596 577 31.173 3.655 2.441 6.096 - - - - 34.251 3.018 37.269 1982 32.542 614 33.156 3.687 2.503 6.190 - - - - 36.229 3.117 39.346 1983 33.556 622 34.178 3.641 2.547 6.188 - - - - 37.197 3.169 40.366 1984 34.301 622 34.923 3.626 2.547 6.173 - - - - 37.927 3.169 41.096 1985 36.453 624 37.077 3.708 2.665 6.373 - - - 657 40.818 3.289 44.107 1986 37.162 624 37.786 3.845 2.665 6.510 - - - 657 41.664 3.289 44.953 1987 39.693 636 40.329 3.910 2.665 6.575 - - - 657 44.260 3.301 47.561 1988 41.583 645 42.228 4.025 2.665 6.690 - - - 657 46.265 3.310 49.575 1989 44.172 624 44.796 4.007 2.665 6.672 - - - 657 48.836 3.289 52.125 1990 44.934 624 45.558 4.170 2.665 6.835 - - - 657 49.761 3.289 53.050 1991 45.992 624 46.616 4.203 2.665 6.868 - - - 657 50.852 3.289 54.141 1992 47.085 624 47.709 4.018 2.665 6.683 0,1-0,1 657 51.760 3.289 55.049 1993 47.967 624 48.591 4.127 2.847 6.974 0,1-0,1 657 52.751 3.471 56.222 1994 49.297 624 49.921 4.151 2.900 7.051 1-1 657 54.105 3.524 57.629 1995 50.680 687 51.367 4.197 2.900 7.097 1-1 657 55.534 3.587 59.121 1996 52.432 687 53.119 4.105 2.920 7.025 1-1 657 57.194 3.607 60.801 1997 53.987 902 54.889 4.506 2.920 7.426 1-1 657 59.150 3.822 62.972 1998 55.857 902 56.759 4.798 2.995 7.788 6-6 657 61.312 3.897 65.209 1999 58.085 912 58.997 5.198 3.309 8.507 19-19 657 63.959 4.221 68.180 2000 60.095 968 61.063 6.548 4.075 10.623 19-19 2.007 68.628 5.043 73.671 2001 61.439 972 62.409 6.751 3.730 10.481 21-21 2.007 70.177 4.700 74.877 2002 63.323 1.150 64.473 9.714 4.099 13.813 22-22 2.007 75.066 5.249 80.315 2003 66.494 1.206 67.698 11.292 4.838 16.130 22-22 2.007 79.815 6.042 85.857 2004 67.658 1.427 69.087 14.405 5.151 19.556 27 2 29 2.007 84.097 6.582 90.679 2005 69.471 1.583 71.059 14.627 5.143 19.770 27 2 29 2.007 86.132 6.733 92.865 2006 72.007 1.672 73.679 13.886 6.486 20.372 235 2 237 2.007 88.136 8.159 96.295 2007 73.622 3.249 76.869 14.206 7.023 21.229 245 2 247 2.007 90.078 10.274 100.352 2008 74.235 3.310 77.545 14.766 8.233 22.999 396 2 398 2.007 91.404 11.545 102.949 2009 74.853 3.757 78.610 16.276 9.074 25.350 600 2 602 2.007 93.735 12.834 106.569 2010 76.631 1.072 80.703 17.108 11.654 28.762 926 2 928 2.007 96.671 15.728 112.400 2011 78.023 4.436 82.459 17.906 13.337 31.243 1.424 2 1.426 2.007 99.359 17.775 117.135 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. 10

Tabela 2: Capacidade Instalada de Geração Elétrica do Brasil, 1974 2011 (em %) Ano SP e/ou PIE APE TOTAIS Hidro Termo Eólica Nuclear Hidro Termo Eólica Hidro Termo Eólica Nuclear 1974 84,2 15,8 - - 20,7 79,3-75,7 24,3 - - 1975 86,7 13,3 - - 18,4 81,6-77,8 22,2 - - 1976 87,6 12,4 - - 20,2 79,8-79,3 20,7 - - 1977 87,3 12,7 - - 20,2 79,8-79,7 20,3 - - 1978 87,4 12,6 - - 19,9 80,1-80,3 19,7 - - 1979 86,9 13,1 - - 19,1 80,9-80,2 19,8 - - 1980 88,6 11,4 - - 19,5 80,5-82,6 17,4 - - 1981 89,3 10,7 - - 19,1 80,9-83,6 16,4 - - 1982 89,8 10,2 - - 19,7 80,3-84,3 15,7 - - 1983 90,2 9,8 - - 19,6 80,4-84,7 15,3 - - 1984 90,4 9,6 - - 19,6 80,4-85,0 15,0 - - 1985 89,3 9,1-1,6 19,0 81,0-84,1 14,4-1,5 1986 89,2 9,2-1,6 19,0 81,0-84,1 14,5-1,5 1987 89,7 8,8-1,5 19,3 80,7-84,8 13,8-1,4 1988 89,9 8,7-1,4 19,5 80,5-85,2 13,5-1,3 1989 90,4 8,2-1,3 19,0 81,0-85,9 12,8-1,3 1990 90,3 8,4-1,3 19,0 81,0-85,9 12,9-1,2 1991 90,4 8,3-1,3 19,0 81,0-86,1 12,7-1,2 1992 91,0 7,8-1,3 19,0 81,0-86,7 12,1-1,2 1993 90,9 7,8-1,2 18,0 82,0-86,4 12,4-1,2 1994 91,1 7,7-1,2 17,7 82,3-86,6 12,2-1,1 1995 91,3 7,6-1,2 19,2 80,8-86,9 12,0-1,1 1996 91,7 7,2-1,1 19,0 81,0-87,4 11,6-1,1 1997 91,3 7,6-1,1 23,6 76,4-87,2 11,8-1,0 1998 91,1 7,8-1,1 23,1 76,9-87,0 12,0-1,0 1999 90,8 8,2-1,0 21,6 78,4-86,5 12,5-1,0 2000 87,5 9,6-2,9 19,2 80,8-82,8 14,4-2,7 2001 86,5 10,6-2,8 18,9 81,1-82,0 15,4-2,6 2002 83,5 13,9-2,6 20,6 79,4-79,2 18,4-2,4 2003 82,9 14,6-2,5 19,4 80,6-78,4 19,3-2,3 2004 80,3 17,3-2,4 21,5 78,5-76,0 21,7-2,2 2005 80,3 17,4 0,0 2,3 23,1 76,9 0,0 76,1 21,8 0,0 2,2 2006 81,3 16,2 0,3 2,3 20,0 80,0 0,0 76,0 21,7 0,2 2,1 2007 81,7 15,8 0,3 2,2 31,5 68,5 0,0 76,5 21,2 0,2 2,0 2008 80,8 16,6 0,4 2,2 32,0 68,0 0,0 75,3 22,4 0,4 1,9 2009 80,6 16,7 0,6 2,1 30,3 69,7 0,0 74,7 22,9 0,6 1,9 2010 79,1 18,0 0,9 2,1 21,8 78,2 0,0 71,2 26,2 0,8 1,8 2011 78,5 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 2011. Em relação à capacidade instalada proveniente de fonte eólica, a potência instalada aumentou 53,7% em 2011, m relação a 2010. O parque eólico nacional cresceu 498 MW, alcançando 1426 MW ao final de 2011. 11

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 Banco de Informação de Geração (BIG), da Aneel, o Brasil possuía, até 14 de novembro de 2012, 2.709 usinas em operação totalizando uma capacidade instalada de 119.700.086 kw, incluindo o Sistema Interligado Nacional e os Sistemas Isolados. 12

Entraram em operação 59 novas usinas no período de julho de 2012 a novembro de 2012. Esta quantidade equivale a 1.267 MW de nova capacidade instalada em operação. Em relação às unidades instaladas, no período, o destaque foi para as hidrelétricas (22) e para as térmicas a óleo diesel, 22 novas unidades. A potência instalada proveniente de fontes hídricas representava 65,3% do total do país, somando aproximadamente 83.450 MW. As usinas abastecidas por gás representavam 10,5% do total, subdividido em gás natural (9,0% do total da matriz energética) e de processo (1,5% também do total da matriz). A energia nuclear representava 1,6% da matriz energética brasileira, com duas usinas instaladas (Angra 1 e 2). A biomassa registrou participação de 7,7%, enquanto que as Eólicas corresponderam a 1,4% da potência instalada no país. As fontes mais poluentes, petróleo e carvão, registraram, respectivamente, 5,7% e 1,5% da capacidade instalada, em novembro de 2012, conforme a Tabela 3. Tabela 3: Matriz de Energia Elétrica (Novembro de 2012) Empreendimentos em Operação Capacidade Instalada Tipo Participação em (%) N. de Usinas (MW) Hidro 1.023 83.450 65,3 Natural 105 11.550 9,0 Gás Processo 40 1.832 1,5 Total 145 13.382 10,5 Óleo Diesel 952 3.414 2,7 Petróleo Óleo Residual 34 3.925 3,1 Total 986 7.340 5,7 Bagaço de Cana 360 8.079 6,3 Licor Negro 14 1.235 1,0 Biomassa Madeira 45 379 0,3 Biogás 19 79.000 0,1 Casca de Arroz 8 32.608 0,0 Total 446 9.805 7,7 Nuclear 2 2.007 1,6 Carvão Mineral 10 1.945 1,5 Eólica 82 1.763 1,4 Paraguai - 5.650 5,5 Importação Argentina - 2.250 2,2 Venezuela - 200 0,2 Uruguai - 70 0,1 Total - 8.170 6,5 Total 2.706 127.867 100,0 Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados da ANEEL 13

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 10.848/2004, artigo 2º. 3.1 - Noticias A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) realizará em 05 de dezembro o Leilão de Transmissão nº 07/2012. Serão licitados oito lotes, compostos de 4.445 quilômetros (km) em linhas de transmissão e de subestações com um total de 1.940 mega-volt-amperes (MVA) de potência. As novas instalações vão demandar investimentos da ordem de R$ 4,3 bilhões em 11 estados, com geração de 8.623 empregos diretos. O prazo de conclusão das obras será de 22 a 36 meses e os contratos de concessão são de 30 anos. Serão licitadas 15 linhas de transmissão e oito subestações, nos estados de Tocantins, Goiás, Acre, Piauí, Maranhão, Bahia, Ceará, Paraíba, Rio Grande do Norte, Minas Gerais e São Paulo. A Receita Anual Permitida de referência (RAP) * máxima a ser paga aos empreendedores, determinada no edital, é de R$ 476,1 milhões, já considerando a extinção da Reserva Global de Reversão (RGR) a partir de 2013, conforme determina a Medida Provisória Nº 579/2012. Serão vencedores os proponentes que apresentarem o menor valor de RAP por lote. Neste leilão, está vedada a participação, individualmente ou em consórcio no qual detenha cota superior a 49%, de empresas com histórico de sistemático atraso na implantação de empreendimentos de transmissão nos últimos três anos, caracterizado por tempo médio de atraso na entrada em operação comercial de instalações superior a seis meses em relação às datas fixadas nos respectivos contratos de concessão ou atos autorizativos. Também não poderão participar empresas que tenham recebido três ou mais penalidades por atraso na execução 14

de obras de transmissão nos últimos três anos, já transitadas em julgado na esfera administrativa. A lista com as empresas que não poderão participar do leilão devido a essas restrições será divulgada junto com a publicação do edital do leilão. O Ministério de Minas e Energia voltou a adiar a data para a realização de novos leilões para geração de energia nova. As mudanças constam de portarias publicadas na edição do dia 21 de setembro do Diário Oficial da União. O próximo leilão A-3 passou de 11 de outubro para 12 de dezembro de 2012. Já o leilão chamado de A-5 mudou de 25 de outubro para 14 de dezembro. Os adiamentos dos leilões se devem à sobrecontratação das distribuidoras de energia elétrica concessionárias que atuam na ponta, fornecendo a energia gerada pelas usinas aos consumidores. Isso quer dizer que as distribuidoras já contrataram energia suficiente para atender os seus mercados nos próximos anos e, por isso, não têm informado ao governo necessidade de novos aportes que justifiquem os leilões. 3.2 - Leilão de Ajuste Foi realizado no dia 27 de setembro de 2012 o 14º Leilão de Ajuste pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Os leilões de ajuste têm como objetivo a complementação pelas distribuidoras dos montantes de energia para o abastecimento de seu mercado consumidor, limitados a um por cento do total da carga total contratada para o atendimento do mercado regulado (segundo Resolução Normativa da Aneel nº 411/2010). Serão leiloados lotes de energia de 0,5 Megawatts (MW) médios para os seguintes períodos de suprimento: Período de suprimento de 03 meses (P03M) início de suprimento no dia 1 de outubro de 2012 e término no dia 31 de dezembro de 2012; Período de suprimento de 12 meses (P12M) início de suprimento no dia 1 de janeiro de 2013 e término no dia 31 de dezembro de 2013. 15

O 14º Leilão de Ajuste, que movimentou no total R$ 18,789 milhões, com preço médio de R$ 133,03 por MWh, o que representa deságio médio de 17,85% em relação aos valores de referência estabelecidos. Neste leilão, foram feitas ofertas para atendimento aos submercados Nordeste e Sudeste. Os preços de venda médios foram de R$ 138,13 por MWh e R$130,73 por MWh, respectivamente. No total, foram negociados 128 lotes, que somam 141.248 MWh, segundo a CCEE. Entre as distribuidoras, somente a Energisa e a Light compraram energia no certame. A baixa participação foi considerada normal pela CCEE, uma vez que as demais concessionárias já possuem contratos suficientes para atender à demanda de seus mercados. 16

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 julho a outubro de 2012. 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, 199.446,79 GWh de energia elétrica de julho a outubro de 2012. Este volume de energia representou expansão de 2,70 pontos em relação ao montante gerado no SIN no mesmo período de 2011, quando o volume de energia foi de 194.201,23 GWh. No período a energia hídrica foi responsável por 72,33% do total gerado no âmbito do SIN (144.260,44 GWh). Já as fontes térmicas foram responsáveis por 9,16% do total gerado (18.277,73 GWh), enquanto que as fontes nucleares representaram 2,92% do volume gerado no sistema interligado (5.826,21 GWh). Itaipu foi responsável por 14,93% da geração (29.774,06 GWh). E, a geração eólica representou 0,66% ou 1.308,35 GWh da geração total. Gráfico 2: Evolução Mensal da Geração de Energia Elétrica, por fonte, no SIN (GWh) 60.010,00 50.010,00 40.010,00 30.010,00 20.010,00 10.010,00 10,00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Geração Hidráulica Geração de Itaipu Geração Térmica Geração Nuclear Geração Eólica Total Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 17

4.1 Geração Hídrica No período de julho a outubro de 2012 a geração de energia elétrica, a partir de fontes hídricas, alcançou 144.260,44 GWh. Este valor é 4,07 pontos abaixo da quantidade gerada no mesmo período de 2011, quando o total gerado por esta fonte foi de 150.388,59 GWh. O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi responsável por 28,31% do volume total de energia hídrica gerada no SIN no período de 2012 analisado (65.21,83 GWh). O Subsistema Sul teve participação de 10,24% do total gerado por fontes hídricas no mesmo período. O volume gerado foi de 23.584,09 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) 46.000,00 41.000,00 36.000,00 31.000,00 26.000,00 21.000,00 16.000,00 11.000,00 6.000,00 1.000,00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS As centrais hidrelétricas do Subsistema Nordeste geraram 15.495,44 GWh no período, o que em termos percentuais equivale a 3,73% do total do SIN. E no Subsistema Norte, a geração foi de 10.201,99 GWh, no período, o que equivale a 4,43% do total gerado. 4.2 Geração Térmica As centrais de geração térmica do SIN geraram 18.277,70 GWh, no período de julho a outubro de 2012. Este valor foi 87,56 pontos superior ao gerado no mesmo período de 2011 (9.745,16 GWh). Este resultado é conseqüência do acionamento 18

de centrais térmicas para suprir a demanda devido à queda no nível dos reservatórios. O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi responsável por 60,84% de toda a energia térmica gerada durante o periodo de 2012. O subsistema registrou geração de 11.119,80 GWh, Enquanto o subsistema Sul gerou 3.844,99 GWh no mesmo período. Este volume representou uma participação de 21,04% do total gerado por fontes térmicas, conforme o Gráfico 4. Gráfico 4: Geração de Energia Térmica por Subsistema a partir de Jan-2000 (GWh) 8.000,00 7.000,00 6.000,00 5.000,00 4.000,00 3.000,00 2.000,00 1.000,00 0,00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS O Nordeste registrou 17,80% no montante de energia elétrica gerada no periodo. O volume total de energia gerada pelo subsistema foi de 3.252,96 GWh. E o subsistema Norte participou com apenas 56,29 GWh. Quase 1 um mês depois de o ONS ser obrigado a acionar todas as térmicas existentes no País para preservar o nível dos reservatórios, algumas usinas ainda têm tido dificuldade para produzir o volume programado. Há unidades que não conseguiram produzir um único MW nesse período, o que fez a Aneel iniciar uma rígida fiscalização nas usinas. 1 http://www.portalpch.com.br/index.php/noticias-e-opniao/noticias-gerais-do-segmento/167-19-11-2012- usinas-termoeletricas-ficam-abaixo-das-metas-de-geracao-de-energia 19

Essas termoelétricas, movidas a óleo combustível, diesel e carvão, são contratadas para ficar em stand by para qualquer emergência no sistema elétrico, a exemplo da seca que o país vive atualmente. Para ficarem paradas à espera de um chamado do ONS, elas ganham uma receita fixa mensal. Quando são acionadas, além da renda mensal, recebem também pelo custo do combustível, que é extremamente elevado - acima de R$ 500 o MW hora. Todo esse dinheiro sai do bolso dos brasileiros quando pagam a conta de luz. Mas, como já ocorreu em 2007, quando faltou gás natural para atender às usinas, nem todas as térmicas estão preparadas para produzir energia elétrica quando são solicitadas. No início, a diferença entre os volumes programados pelo ONS e o que realmente foi gerado era da ordem de 2 mil MW médios - equivalente à geração de uma usina como a de Santo Antônio, no Rio Madeira. Hoje esse volume caiu bastante, para algo em torno de 800 e 500 MW médios. Mas a queda não é resultado apenas da melhora no desempenho das usinas. Como algumas não estavam operando, o ONS retirou as unidades da programação. Desde o dia 27 de outubro todas as termoelétricas disponíveis no sistema elétrico brasileiro entraram em operação ao mesmo tempo para tentar recuperar o volume de água dos reservatórios. Segundo dados do ONS, em algumas regiões, as represas estão com o pior nível de armazenamento dos últimos 11 anos. A expectativa do ONS é que as chuvas de novembro e dezembro consigam elevar o volume de água nos reservatórios de forma mais consistente. As termoelétricas apenas vão parar de operar se o nível dos reservatórios subirem acima da meta de segurança. Isso significa aumento na conta de luz do brasileiro. As usinas que começaram a gerar energia são movidas a óleo combustível e diesel, caras e poluentes. "As térmicas vão ajudar a recompor os reservatórios. A situação só vai se complicar se nos próximos dois meses não chover o suficiente", explica o professor da UFRJ, Nivalde Castro, coordenador do GESEL. Em 2007 e 2008, o País também sofreu um stress no armazenamento de água. Na ocasião, além de várias térmicas não poderem gerar por falta de combustível, as chuvas só começaram em fevereiro. 20

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 3.412 MW de potência. As duas usinas nucleares já instaladas e em operação produziram 5.826,21 GWh de eletricidade no período de julho a outubro de 2012, conforme o Gráfico X. Este montante significou 2,92% de toda a energia gerada no SIN durante o período e representou aumento de 17,01 pontos em comparação com o total gerado no mesmo período do ano anterior, quando foram gerados 4.979,17 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 Jan-2000 (em GWh) 1.600,00 1.400,00 1.200,00 1.000,00 800,00 600,00 400,00 200,00 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro 2008 2009 2010 2011 2012 Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 21

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. A capacidade instalada da usina é de 14.000 MW, com 20 unidades geradoras de 700 MW cada. No Gráfico 6 pode-se observar a evolução do montante de energia gerada na Usina Binacional de Itaipu a partir de janeiro de 2000. Gráfico 6: Energia Gerada pela Usina de Itaipu, a partir de Jan-2000 (em GWh) 9.000,00 8.000,00 7.000,00 6.000,00 5.000,00 4.000,00 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro 2008 2009 2010 2011 2012 Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS A energia gerada pela central de Itaipu no período foi de 29.774,06 GWh, o que corresponde a 14,93% do total gerado no SIN. Este montante é 5,62 pontos maior do que o gerado no mesmo período do ano anterior (28.190,87 GWh). 22

5 Fluxo de Energia Elétrica entre os Subsistemas Os dados presentes nos gráficos permitem a análise dos intercâmbios e da destinação da energia elétrica entre os subsistemas do SIN e do intercambio internacional a partir de janeiro de 2000. Durante o mês de agosto de 2012 a região Norte passou a receber energia da região Sudeste / Centro Oeste, com montante de 226 MW médios. Com o fornecimento elevado da região Sul verificado nos primeiros dez dias, na média do mês, a região forneceu energia para a região Sudeste/Centro-Oeste, totalizando 414 MW médios. O intercâmbio de energia da região Sudeste/Centro-Oeste para o Acre/Rondônia foi de 86 MW médios, superior ao verificado no mês anterior. O recebimento pela região Nordeste, foi de 2.057 MW médios, ainda em montante elevado, porém inferior ao verificado no mês anterior, devido à redução de recebimento nos últimos vinte dias do mês. A região Sul exportou valores elevados de energia nos primeiros dez dias do mês de agosto, da ordem de 2.400 MW médios, e somente passou a receber montantes da ordem de 1.050 MW médios nos últimos dez dias do mês. Esses intercâmbios praticados e a ocorrência de baixo volume de precipitação na região contribuíram para o deplecionamento de 10,5 pontos percentuais verificado em seu armazenamento equivalente, que atingiu 63,4% EAR ao final de agosto. O Gráfico 7 apresenta a evolução dos intercâmbios de eletricidade entre as regiões brasileiras. 23

Gráfico 7: Intercâmbio de Eletricidade entre as Regiões Brasileiras, a partir de Jan-2000 (em GWh) 3.000,00 2.000,00 1.000,00 0,00-1.000,00-2.000,00-3.000,00-4.000,00-5.000,00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 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 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. O intercâmbio de energia elétrica para a Argentina pode ser proveniente das estações conversoras Garabi 1 e Garabi 2, de propriedade da CIEN (Companhia de Interconexão Energética), compostas cada uma por dois conversores de frequência 50/60 Hz, com capacidade de 550 MW. O ponto de entrega da conversora Garabi 1 está localizado na SE Santo Ângelo e o ponto da conversora Garabi 2 na SE Itá. Também para a argentina o intercâmbio de energia elétrica pode ser proveniente da estação conversora de frequência Uruguaiana, de propriedade da Eletrosul, 50/60 Hz, com capacidade de 50 MW, interligando Paso de Los Libres, na Argentina, à subestação Uruguaiana localizada no Estado do Rio Grande do Sul. 24

O intercâmbio de energia elétrica para o Paraguai é realizado por meio da conversora de frequência Acaray, 50/60 Hz, de propriedade da ANDE, que está localizada entre a SE Foz do Iguaçu, no estado do Paraná, e a Central Hidrelétrica Acaray. A Resolução Autorizativa ANEEL nº 91/2005 autoriza a COPELG a importar e exportar energia elétrica, mediante intercâmbio elétrico entre o Brasil e o Paraguai, via conversora Acaray. Intercâmbio de energia elétrica com o Uruguai é realizado por meio da estação conversora de frequência de Rivera, de propriedade da UTE. Esta conversora, 50/60 HZ, tem capacidade de 70 MW e interliga a SE Livramento 2, no estado do Rio Grande do Sul, ao Uruguai. Em julho houve intercâmbio internacional de energia do Brasil para o Uruguai, com um montante de 71 MW médios. Houve também o intercâmbio internacional da Venezuela para o Brasil, com um montante de 85 MW médios. No mês de agosto houve intercâmbio internacional de energia do Brasil para o Uruguai, na modalidade de suprimento por usinas térmicas não despachadas para o SIN, no valor de 71 MW médios, via conversora de Rivera. Não houve intercâmbio internacional de energia hidráulica. Em relação ao saldo da energia emergencial, há um crédito a favor do Uruguai de 2.073,13 MWh. Em relação ao saldo da energia de oportunidade, há um crédito a favor do Brasil de 889,44 MWh. No mês de agosto, em relação ao saldo da energia emergencial, há um crédito a favor da Argentina de 12.213,77 MWh (Interligações Garabi 1 e Garabi 2). Pela conversora de Uruguaiana, em relação à modalidade de energia emergencial, há um saldo acumulado de 1.111,13 MWh a favor do Brasil. Em outubro de 2011 houve correção nas informações acarretando um pequeno aumento no saldo acumulado. 25

Gráfico 8: Intercâmbio de Eletricidade Internacionais, a partir de Jan-2000 (em GWh) 3.000,00 2.000,00 1.000,00 0,00-1.000,00-2.000,00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Internacional - S Exportação - N Importação - NE Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ com base nos dados do ONS 26

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. 6.1 - Noticias 2 O sistema Sudeste/Centro-Oeste representa 70% da geração de energia do Brasil. Para se ter uma ideia, os reservatórios dessa região operam atualmente com 42% da capacidade total. A Bacia do Rio Grande, que equivale a 27% desse sistema, é a mais prejudicada pela falta de chuvas. Nela estão localizadas a hidrelétrica Água Vermelha, onde o volume da represa está em 13% de todo o potencial, e a Marimbondo, com 12% do total. Em 2011, nesta mesma época do ano, as usinas da região estavam com 61% do volume total. A situação chegou nesse patamar porque o clima foi influenciado por dois anos pelo fenômeno La Niña, que diminui o volume de chuva no Brasil. No último verão, que representa o período úmido em boa parte das regiões, choveu abaixo da média no Sudeste, Centro-Oeste, Norte e Nordeste e por isso não houve uma recuperação total dos reservatórios. Entre fevereiro e abril deste ano foi observada uma das piores secas dos últimos 20 anos. No Tocantins, por exemplo, esse ano os reservatórios começaram a baixar em março, quando isso normalmente ocorre entre abril e maio. 2 http://www.consumocomatitude.com.br/web/index.php/consumo-com-atitude/clima-faz-preco-daenergia-subir-mais-de-800-no-mercado-livre-em-um-ano/ 27

Os verões de La Niña também são caracterizados por chuvas abaixo da média no sistema Sul, que desde novembro de 2011 tem seus reservatórios em condições críticas, insuficientes para atender a demanda da região. O Norte/Nordeste também foi prejudicado por causa da água do oceano Atlântico que próximo à costa da região estava mais fria, o que impede a atuação do sistema meteorológico chamado de Zona de Convergência Intertropical, responsável por trazer as chuvas para o Nordeste. Nessa situação, o Sudeste/Centro-Oeste, maior responsável pela produção de energia do país, ficou sobrecarregado. Depois de um início de ano ruim para o setor de energia, havia uma grande expectativa para a instalação do El Niño no inverno. Mas o fenômeno não se configurou com intensidade suficiente e por isso não choveu o quanto deveria entre agosto e setembro na região Sul. O El Niño de 2012 é fraco e as frentes frias ficaram estacionadas entre a Argentina e o Uruguai, provocando chuvas nesses países. Além disso, no começo da Primavera houve registro de chuva forte no Rio Grande do Sul, mas os maiores acumulados aconteceram no extremo sul do Estado e não houve aproveitamento pela Bacia do rio Uruguai. Porém, de acordo com ONS, para entrar no nível de risco as hidrelétricas do Sudeste/Centro-Oeste só precisam baixar mais 12% o volume de água dos reservatórios. Se isso acontecer, todas as termoelétricas deverão ser acionadas para atender o mercado. Em 2000 e 2001, quando os reservatórios ficaram em torno de 20% de sua capacidade, a população sofreu com os racionamentos e apagões. Nos últimos dez anos, não foi registrado nenhum valor acima de R$ 300,00 no mês de outubro, como está atualmente. O maior valor registrado pela CCEE na última década foi de R$ 569,00/MW, em janeiro de 2001. No entanto, os consumidores finais não precisam se preocupar. Os valores comercializados pelo mercado livre não chegam ao bolso da população, que paga uma média do custo de energia anual. A previsão para os próximos meses é que com a chegada do período úmido, as chuvas se consolidem em boa parte do Brasil. Há uma expectativa de chuvas 28

dentro da média a partir da segunda quinzena de outubro para o Sul, Sudeste e Centro-Oeste. O problema é que a situação não deve se regularizar, pois segundo o climatologista da Somar, Paulo Etchichury deveria chover acima da média para os níveis dos reservatórios se recuperarem. Além disso, a distribuição das chuvas é muito importante, os grandes volumes de chuva devem ocorrer dentro das bacias hidrográficas, afirma Paulo. 6.2 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 julho a outubro de 2012 foi de 445.651,68 GWh. Este montante foi 24,99% inferior ao registrado no mesmo período de 2011 (594.136,35 GWh). O Subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrou 315.152,43 GWh de energia armazenada no período. O Subsistema Sul registrou 31.559,28 GWh. O Subsistema Norte registrou 25.454,85 GWh, e o Subsistema Nordeste registrou 73.485,12 GWh. O Gráfico 9 abaixo apresenta a evolução do nível dos reservatórios desde janeiro de 2000. 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. 29

Gráfico 9: Armazenamento de Energia Mensal por Subsistema, desde Jan- 2000 (%) 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 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 julho a outubro de 2012, o Sistema Interligado Nacional registrou energia natural afluente total da ordem de 115.674,03 MW médios, o que representou redução de 40,59 pontos em comparação com o mesmo período de 2011, quando o volume registrado foi de 194.720,72 MW médios. A região Sudeste registrou 62,65% da energia natural afluente do SIN, no período analisado. No período equivalente do ano anterior a participação havia sido de 46,48%. Na região Norte o registro foi de 4,80% no período contra 3,07% no período anterior. A região Nordeste registrou 6,89% contra 5,47% no período anterior. E na região Sul, a energia natural afluente registrada no período, foi de 25,66% do total no período analisado de 2012 contra 44,98% no período equivalente de 2011. 30

Gráfico 10: Energia Natural Afluente por Região, desde Maio-2001 (em MW médios) 100.000,00 90.000,00 80.000,00 70.000,00 60.000,00 50.000,00 40.000,00 30.000,00 20.000,00 10.000,00 0,00 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Sudeste Sul Norte Nordeste Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS Em termos de incremento no volume de energia natural afluente houve decréscimo em todas as regiões, quando comparado os meses de julho a outubro de 2012 ao período equivalente do ano anterior. No Sudeste a redução foi de 19,94 pontos, Sul 66,10 pontos, Norte 7,05 pontos, Nordeste 25,17 pontos e no total a redução foi de 40,59 pontos. 31

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 julho e outubro de 2012, foi de 229.774,4 MW médios, o que representou um aumento de 3,11 em comparação com o mesmo período de 2011, quando a carga de energia do SIN foi de 222.852,5 MW médios, conforme o Gráfico 11. Os valores de carga de energia do SIN verificados em outubro/12 acarretaram uma variação positiva de 5,9% em relação aos valores verificados no mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12, verifica-se uma variação positiva de 2,5%. No acumulado dos últimos 12 meses o SIN apresentou uma variação positiva de 3,7% em relação ao mesmo período anterior. Os principais fatores que influenciaram o desempenho da carga do SIN durante o mês de outubro/12 foram o comportamento da indústria, cujos resultados sinalizam a continuidade da recuperação gradual no ritmo de atividade do setor e a ocorrência de dois dias úteis a mais que no mesmo mês do ano anterior. Adicionalmente, foram observadas, durante a maior parte do mês, temperaturas acima da média histórica e das registradas durante o mesmo período do ano anterior. Para o Subsistema Sudeste/Centro-Oeste os valores de carga de energia verificados em outubro/12 ocasionaram uma variação positiva de 7,1% em relação aos valores do mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12, verifica-se uma variação positiva de 3,5%. No acumulado dos últimos 12 meses o Sudeste/Centro-Oeste apresentou uma variação positiva de 3,1% em relação ao mesmo período anterior. A taxa de crescimento em relação ao mesmo período do ano anterior pode ser explicada principalmente pela recuperação da atividade do setor industrial da região, que representa cerca de 60% do total da carga de energia do setor industrial do país e a ocorrência de elevadas temperaturas 32

durante o mês, que acarretou um aumento da carga de refrigeração, afetando diretamente o consumo das classes residencial e comercial. Além disso, também contribuiu para esse desempenho o maior número de dias úteis, em relação ao mesmo mês do ano anterior. Gráfico 11: Evolução da Carga de Energia no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000 70.000,0 60.000,0 50.000,0 40.000,0 30.000,0 20.000,0 10.000,0 0,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Sudeste/CO Sul Norte Nordeste SIN Fonte: Elaborado pelo GESEL-IE-UFRJ, com dados do ONS No Subsistema Sul os valores de carga de energia verificados em outubro/12 acarretaram uma variação positiva de 5,5% em relação aos valores do mesmo mês do ano anterior. Com relação a setembro/12, verifica-se uma variação positiva de 2,1%. No acumulado dos últimos 12 meses o Sul apresentou um crescimento de 4,3% em relação ao mesmo período anterior. A variação de carga observada durante o mês de outubro/12 em relação ao mesmo mês do ano anterior reflete a continuidade do bom desempenho observado nas atividades econômicas da região, ocorrência de temperaturas acima das registradas durante o mesmo período do ano anterior e o maior número de dias úteis. No Subsistema Nordeste os valores de carga de energia verificados em outubro/12 acarretaram uma variação positiva de 3,9% em relação aos valores do mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12, verifica-se uma variação negativa de 0,1%. No acumulado dos últimos 12 meses o Nordeste apresentou um crescimento de 6,5% em relação ao mesmo período anterior. A variação de carga em relação ao mesmo mês do ano anterior é explicada principalmente pela 33

continuidade do bom desempenho observado nas atividades econômicas da região, suportada principalmente, pela carga de energia das classes comercial e residencial, reflexo do incremento da renda familiar e o avanço do emprego. Cabe ressaltar que em algumas capitais dessa região ocorreram temperaturas máximas inferiores às observadas no mesmo mês do ano anterior. No Subsistema Norte os valores de carga de energia verificados em outubro/12 ocasionaram uma variação positiva de 1,0% em relação aos valores do mesmo mês do ano anterior. Com relação ao mês de setembro/12, verifica-se uma variação negativa de 0,5%. No acumulado dos últimos 12 meses o Norte apresentou uma variação positiva de 2,4% em relação ao mesmo período anterior. O desempenho da carga de energia desse subsistema reflete principalmente o desempenho da produção dos grandes consumidores eletrointensivos conectados à Rede Básica, que detêm uma participação de cerca de 50% na carga desse subsistema, sendo que 2/3 pertencem ao setor metalúrgico e são voltados, basicamente, para o mercado externo de commodities. A taxa de crescimento de outubro em relação ao mesmo mês do ano anterior, inferior às ocorridas nos outros subsistemas, foi influenciada, dentre outros fatores, pela redução temporária da carga de energia de dois grandes consumidores industriais da rede básica, dos setores de alumínio e níquel. 7.2 - Carga de Demanda no Sistema Interconectado No Sistema Interligado, a carga de demanda em outubro foi 3,2% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,8% inferior ao valor verificado no mês anterior. No SE/CO, a carga de demanda verificada em outubro foi 3,1% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,3% superior ao valor verificado no mês anterior. No Sul, a carga de demanda verificada em outubro foi 5,3% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,9% inferior ao valor ocorrido no mês anterior. 34

No Nordeste, a carga de demanda verificada em outubro foi 2,2% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 0,1% inferior ao valor ocorrido no mês anterior. No Norte, a carga de demanda verificada em outubro foi 0,8% superior ao ocorrido no mesmo mês do ano anterior e 1,1% superior ao ocorrido no mês anterior. Gráfico 12: Evolução da Carga de Demanda no Sistema Interconectado, a partir de Jan-2000 (em GWh) 82.000,0 72.000,0 62.000,0 52.000,0 42.000,0 32.000,0 22.000,0 12.000,0 2.000,0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 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 3 3 http://www.ons.org.br/analise_carga_demanda/201210_outubro.aspx# 35