Boletim de Monitoramento Do Sistema Elétrico - Junho-2015

Ministério de Minas e Energia Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico

Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Junho/2015 pe

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

Junho – 2015


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Junho/2015

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 Esplanada dos Ministérios – Bloco “U” – 6º andar 70.065-900 – Brasília - DF http://www.mme.gov.br Boletim publicado em: http://www.mme.gov.br/mme/menu/todas_publicacoes.html

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Junho – 2015

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

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



SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO .............................................................................................................................................................. 1

2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS .................................................................................................................. 2

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil........................................................................................................................... 2

2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias ........................................................................................................ 3

2.3. Energia Natural Afluente Armazenável ................................................................................................................. 4

2.4. Energia Armazenada ............................................................................................................................................ 6

3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................................. 9

3.1. Principais Intercâmbios Verificados ...................................................................................................................... 9

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA .............................................................................................. 10

4.1. Consumo de Energia Elétrica ............................................................................................................................. 10

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 ............................................................................................................................................ 20

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



9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 28

10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO............................................................................... 29

10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação .......................................................................................................... 29

10.2. Despacho Térmico .............................................................................................................................................. 30

11. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 30

12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 32

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 32

12.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 33



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/05/2015 a 31/05/2015 – Brasil. .................................................................................. 2

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/05 a 30/05/2015 nas principais bacias, referenciadas à média histórica. .................. 3

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ...................................................................................................... 4

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul. .................................................................................................................................... 4

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste. ........................................................................................................................... 5

Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado. ............................................................................................................... 5

Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ............................................................................................................................ 7

Figura 8. EAR: Subsistema Sul. .......................................................................................................................................................... 7

Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste. ................................................................................................................................................. 8

Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado. ................................................................................................................................... 8

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios). .............................................................................................................. 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 20. 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 2014. ................................................................... 20

Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2015. ................................................................... 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 30. 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. ......................................................................................... 30

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 40. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 34



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 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 18

Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ..................................................................................... 25

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 2015. ............................................................................................................................................ 33

Tabela 20. Evolução do FEC em 2015. ............................................................................................................................................. 33


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Junho/2015 1

1. INTRODUÇÃO

Em junho de 2015 os valores de afluências brutas a todos os subsistemas foram inferiores à média de longo termo – MLT, com exceção do subsistema Sul. No subsistema Nordeste, a afluência foi a 2ª pior para o mês de junho do histórico de 83 anos. No mês, foram verificados 14.689 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 maio de 2015 apresentou a seguinte distribuição por subsistema: +0,1 ponto percentual (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, +25,6 p.p. no Sul, -1,7 p.p. no Nordeste e -2,0 p.p. no Norte.

No dia 10 de junho de 2015, foi realizada a 156ª reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Na ocasião, dentre outros assuntos, foi apresentado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL o trabalho que está sendo desenvolvido pela Agência referente à gestão das concessões de geração e transmissão de energia elétrica, com o objetivo de aperfeiçoar o processo de execução de leilões e gestão de outorgas. Além disso, o Grupo Eletrobras apresentou o estado atual das Instalações Compartilhadas de Geração – ICGs de sua responsabilidade. Conforme destacado, os empreendimentos relacionados às ICGs da Eletrobras totalizam 674 km de linhas de transmissão e 3.810 MVA de transformação em 11 subestações, correspondendo a um investimento de R$ 826 millhões.

Em função das baixas afluências incrementais à UHE Sobradinho, foi implementado no final do mês de maio e ao longo do mês de junho, um cronograma de testes de redução das vazões no rio São Francisco, que culminaram com a prática de defluências das UHEs Sobradinho e Xingó em valores da ordem de 900 m³/s desde o dia 13 de junho de 2015.

Entraram em operação comercial no mês 551,523 MW de capacidade instalada de geração, 245,9 km de linhas de transmissão 1.770,0 MVA de transformação na Rede Básica. No ano a expansão do sistema totalizou 3.015,052 MW de capacidade instalada de geração, 924,7 km de linhas de transmissão de Rede Básica e 9.000,0 MVA de transformação na Rede Básica.

No mês de junho de 2015 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 137.394 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2014, houve expansão de 3.088 MW de geração de fonte hidráulica, de 2.066 MW de fontes térmicas e de 3.077 MW de geração eólica.

No mês de maio de 2015, a geração hidráulica correspondeu a 68,6% do total gerado no país. A participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, aumentou 0,4 p.p. com destaque para as variações de +1,8 p.p. da geração a biomassa e -0,7% p.p. de geração nuclear, esta em função da saída programada da UTE Angra I para troca de combustível, a partir do dia 07 de maio. Destaca-se que, conforme Despacho ANEEL nº 1.365, de 05 de maio de 2015, a partir de maio/2015 o sistema Manaus passou a ser considerado plenamente interligado ao SIN.

Os fatores de capacidade médios da geração eólica das regiões Sul e Nordeste, no mês de maio de 2015, aumentaram 3,8 p.p. e 13,8 p.p. frente ao mês anterior, atingindo, respectivamente, 24,9%, e 36,0%. No acumulado dos últimos doze meses, com relação ao mesmo período anterior, houve redução de 1,4 p.p. no fator de capacidade na região Sul, enquanto que na região Nordeste o fator de capacidade das usinas aumentou cerca de 4,3 p.p.

Com relação ao mercado consumidor, no acumulado dos últimos doze meses (junho de 2014 a maio de 2015), o consumo total, considerando as perdas, cresceu 0,6% em relação ao mesmo período anterior. Por sua vez, este consumo, em termos anuais, apresentou retração de 2,6% entre maio de 2015 e o mesmo mês de 2014. Nesse período, houve expansão de 2,7% na quantidade de unidades consumidoras residenciais.

* As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 30 de junho de

2015, 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 e Maranhão.



2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

No mês de junho a passagem regular de frentes frias pela região Sul do País ocasionou valores significativos de precipitação nas bacias hidrográficas dessa região e anomalias positivas de precipitação na bacia do rio Jacuí.

No fechamento do mês, foram observados totais pluviométricos abaixo da média climatológica em grande parte das bacias hidrográficas de maior relevância para a geração de energia hidrelétrica no SIN, principalmente nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê, Grande, Iguaçu e Uruguai.

As temperaturas mínimas do mês variaram entre normal e acima do normal para a época do ano em praticamente todo o país, atingindo desvios de até +4ºC. As temperaturas máximas do mês de maio estiveram em torno da média climatológica em grande parte do Brasil, com anomalias negativas de até -3ºC em algumas áreas.

As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 90 %MLT – 22.973 MW médios no Sudeste/Centro-Oeste (31º pior valor*), 138 %MLT – 13.701 MW médios no Sul (21º melhor valor*), 53 %MLT – 2.557 MW médios no Nordeste (2º pior valor*) e 96 %MLT – 5.259 MW médios no Norte-Interligado (40º melhor valor*).

Ressalta-se que, apesar de ter ocorrido ENA bruta de 138 %MLT no subsistema Sul, foi armazenável apenas 129 %MLT. No subsistema Norte, foi armazenável 94 %MLT dos 96 %MLT de ENA bruta.

* considerando um histórico de afluências para o mês em 83 anos (1931 a 2013).

2.1. Precipitação Acumulada – Brasil

Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/06/2015 a 30/06/2015 – Brasil.

Fonte: ONS



2.2. Precipitação Acumulada – Principais Bacias

Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/06 a 29/06/2015 nas principais bacias, referenciadas à média histórica.

Fonte: CPTEC

* A data refere-se ao último dado acumulado do mês de junho disponibilizado em dia útil.

Sub-Bacia do Rio Grande Sub-Bacia Paranaíba Bacia do Rio Paranapanema

Precipitação 01-29/06/2015*: 18,6 mm

MLT de junho: 29,9 mm

Precipitação 01-29/06/2015*: 13,1 mm


Precipitação 01-29/06/2015*: 26,1 mm


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

Precipitação 01-29/06/2015*: 23,0 mm


Precipitação 01-29/06/2015*: 40,1 mm


Precipitação 01-29/06/2015*: 5,8 mm


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

Precipitação 01-29/06/2015*: 14,1 mm


Precipitação 01-29/06/2015*: 64,8 mm


Precipitação 01-29/06/2015*: 98,2 mm




2.3. Energia Natural Afluente Armazenável

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. Fonte dos dados: ONS

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul.

Fonte dos dados: ONS

0

16.000

32.000

48.000

64.000

80.000

29.3

45

21.2

34

33.6

21

33.2

93

22.3

06

23.5

34

18.5

04

15.5

18

14.8

87

13.1

97

18.2

79

34.2

39

21.4

38

34.2

52

42.4

61

36.3

69

29.8

91

22.9

73

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2014 ENA 2015

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

MLT 55.958 58.546 54.671 41.439 29.902 25.526 21.177 17.683 17.538 21.100 26.982 40.916

MLT

52%

36%

61%

80%

74% 92

%

87%

87%

84%

62%

67%

83%

38%

58%

77%

87%

99%

90%

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

10.1

60

5.02

5

11.2

33

8.22

0

10.9

37

19.0

66

11.9

45

6.24

7

10.9

89

13.9

29

7.70

9

7.09

5

13.4

68

10.3

66

7.42

8

6.71

6

6.50

6

12.8

07

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2014 ENA 2015


MLT 7.271 8.350 6.999 6.584 8.561 9.928 10.915 10.327 11.999 13.256 9.358 7.382

MLT

140%

60%

162%

125%

127%

194%

110%

61%

92%

105%

82%

96%

185%

124%

106%

102%

76%

129%



Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.


Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado.



MLT 14.160 14.892 14.829 12.074 7.313 4.824 3.974 3.461 3.095 3.392 5.552 10.211

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.00010

.991

3.88

6

3.88

5

4.72

7

3.01

2

2.03

3

1.83

5

1.87

6

1.61

7

1.22

7

2.23

5

6.53

6

3.54

1

4.17

0

5.33

8

6.76

1

4.38

8

2.55

7

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2014 ENA 2015

77%

26%

26% 39

%

41% 42

%

46%

54%

52%

36% 40

%

64%

25%

28%

36%

56%

60%

53%

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

10.0

19

10.4

57

8.63

3

8.78

2

8.02

8

4.16

9

2.33

1

1.52

9

1.24

3

1.42

9

2.30

7

4.69

4

6.02

6

7.27

0

10.6

32

10.7

74

8.39

8

5.14

9

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte-Interligado

ENA 2014 ENA 2015

102% 80

%

57%

59%

83%

88%

83%

77%

78% 79

% 76%

80%

60%

54%

68%

69%

80%

94%


MLT 10.038 13.476 15.677 15.615 10.498 5.478 3.334 2.337 1.807 1.932 3.065 5.855

MLT



2.4. Energia Armazenada

No mês de junho de 2015 houve elevação no nível de armazenamento do reservatório equivalente do subsistema Sul, pequeno aumento no subsistema Sudeste/Centro-Oeste e queda nos subsistemas Nordeste e Norte, mas ainda todos os subsistemas permanecem com níveis de armazenamento inferiores aos registrados na mesma época do ano de 2014. Neste mês, houve contribuição de aproximadamente 14.689 MWmédios de produção térmica, valor cerca de 800 MWmédios superior ao verificado no mês anterior.

Houve aumento de 0,1 p.p. no armazenamento equivalente do subsistema Sudeste/Centro-Oeste durante o mês de junho, atingindo 36,1 %EAR, valor 0,2 p.p. inferior ao verificado no final de junho de 2014 (36,3 %EAR), e 7,5 p.p. superiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (28,6 %EAR). As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu foram exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, 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 dimensionada visando à manutenção ou o replecionamento do nível de armazenamento de seus reservatórios, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada. Nesse contexto, houve um replecionamento do reservatório equivalente em 25,6 p.p em comparação com maio de 2015, atingindo 63,7 %EAR ao final do mês, valor 31,1 p.p. inferior ao armazenamento do final do mês de junho de 2014 (94,8 %EAR).

No subsistema Nordeste houve deplecionamento de 1,7 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 25,3 %EAR ao final do mês de junho, valor 11,3 p.p. inferior ao verificado ao final de junho de 2014 (36,6 %EAR) e 0,7 p.p. superiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (24,6 %EAR). Foi mantida a geração hidráulica em valores mínimos, sendo a geração térmica e eólica locais e o recebimento de energia da ordem de 1.537 MWmédios responsáveis pelo fechamento do balanço energético do subsistema. A defluência da UHE Três Marias foi mantida com valor da ordem de 300 m³/s, em uma operação integrada da cascata e da bacia do Rio São Francisco, continuando a assegurar o atendimento aos usos múltiplos. No dia 6 de junho foram iniciados os testes de defluência de 950 m³/s em período integral nas UHEs Sobradinho e Xingó e no dia 13 de junho foram iniciados os testes de defluência de 900 m³/s em período integral nestas usinas, permanecendo com defluência desta ordem a partir desta data.

O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 80,5 %EAR ao final do mês de junho, apresentando deplecionamento de 2,0 p.p em comparação ao mês anterior, e 11,2 p.p. inferiores em relação ao armazenamento do final de junho de 2014 (91,7 %EAR). Em função da redução nas afluências à UHE Tucuruí, e visando a política de preservação dos armazenamentos nos reservatórios de cabeceira das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, a geração desta usina foi 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, a variação percentual de energia armazenada mais relevante no mês de junho de 2015 refere-se ao replecionamento de 4,1 p.p. na UHE Itumbiara (atingindo 38,0% v.u.). Por sua vez, ao final do mês de junho, a UHE Ilha Solteira encontrava-se com armazenamento de cerca de 28,1% v.u., referenciado ao seu volume útil máximo, considerando operação individual, o que corresponde a um deplecionamento de 0,3 p.p. em relação ao armazenamento verificado em maio de 2015.

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.


SubsistemaEnergia Armazenada

no Final do Mês (% EAR)

Capacidade Máxima

(MWmês)

% EAR da Capacidade

Total

Sudeste/Centro-Oeste 36,1 205.002 66,2

Sul 63,7 19.975 11,4

Nordeste 25,3 51.859 11,7

Norte 80,5 14.812 10,7

291.648 100,0TOTAL



Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.


Figura 8. EAR: Subsistema Sul.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


Ano 2011 Ano 2012 Ano 2013 Ano 2014 Ano 2015

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 2

05.0

02 M

Wm

ês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

30-06-2015: 36,1%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

9.97

5 M

Wm

ês


30-06-2015: 63,7%



Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.


Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 5

1.85

9 M

Wm

ês


30-06-2015: 25,3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR



Cap

acid

ade

Máx

ima

= 1

4.81

2 M

Wm

ês


30-06-2015: 80,5%



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Do subsistema Norte-Interligado, houve exportação de energia de cerca de 2.728 MWmédios no mês de junho para complementação do balanço energético dos demais subsistemas, valor inferior aos 4.570 MWmédios verificados no mês anterior. Na média mensal, o subsistema Sudeste/Centro-Oeste recebeu excedentes do subsistema Norte em 1.191 MWmédios.

O subsistema Nordeste permaneceu recebedor, diminuindo sua importação de 2.049 MWmédios em maio para 1.537 MWmédios em junho. Ressalta-se que a geração hidráulica no subsistema Nordeste continuou nos valores mínimos operativos para minimizar os desestoques e aumentar as taxas de replecionamento dos reservatórios da região.

O subsistema Sul importou 200 MWmédios no mês de junho, ante a importação de 2.057 MWmédios em maio.

No complexo do Rio Madeira, em junho, a UHE Jirau gerou cerca de 1.744 MWmédios e a UHE Santo Antônio gerou cerca de 1.296 MWmédios, contribuindo para o suprimento eletroenergético do SIN. No período foram escoados cerca de 2.752 MWmédios pelo primeiro bipolo em corrente contínua da LT 600 kVcc Coletora Porto Velho-Araraquara.

Além disso, a região metropolitana de Manaus importou cerca de 119 MWmédios do SIN no mês de maio pela interligação Tucuruí-Manaus.

A importação da Venezuela para suprimento ao estado de Roraima foi de 95 MWmédios, pouco inferior à verificada no mês anterior.

No mês de junho, houve exportação emergencial de energia para a Argentina no valor de 0,41 MWmédios.

Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

Tabela 2. Principais limites de intercâmbio.

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

* Os limites de intercâmbio apresentados referem-se à carga pesada, conforme revisão quadrimestral do PMO de maio de 2015.

** Valor contratual.

Item Fluxo Limite de Intercâmbio* (MW)

FVB** 200

EXPN 4.550

RECN (Carga do Norte - Geração de 5 UGs de Tucuruí)

EXPNE 4.000

RNE 4.300

(FNS + FSENE) 5.100

EXPSE 4.300

RSUL 7.500

FSUL 5.740

INTArg 2.100

INTUrug 70

4

1

2

6

3

5



Legenda da seção 3.1.

FVB Intercâmbio internacional com a Venezuela (atendimento a Roraima)

EXPSE

Exportação do Sudeste/Centro-Oeste

RSUL 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 maio de 2015, o consumo de energia elétrica atingiu 45.758 GWh, considerando autoprodução e acrescido das perdas, registrando diminuição de 1,4% em comparação ao verificado no mês anterior e de 2,6% em relação ao consumo de maio de 2014.

No acumulado dos últimos 12 meses (junho de 2014 a maio de 2015), o consumo residencial registrou crescimento de 2,7% em relação ao mesmo período anterior. Já em comparação a maio de 2014, foi registrada retração de 2,5%. Em relação ao consumo comercial, foi registrado crescimento de 4,0% no acumulado de 12 meses e aumento de 0,5% em relação ao maio de 2014.

Contribuíram para esses resultados, dentre outros aspectos, a queda do poder aquisitivo das famílias e o aumento das tarifas de energia elétrica, aplicado a todas as distribuidoras. Somente nas regiões Sul e Sudeste, por exemplo, o impacto médio dos reajustes efetuados correspondeu a aumento de cerca de 40% das tarifas. Assim, o crescimento do consumo acumulado de energia da classe residencial é devido, em sua maioria, à expansão da base de consumidores, que aumentou 2,7% em maio de 2015 em relação ao mesmo mês do ano anterior.

Em relação ao consumo comercial, destaca-se que, nas regiões Centro-Oeste e Nordeste, foram registrados crescimentos, tendo havido expansão de 7,7% do consumo desta região. Este fato deveu-se principalmente à maturação de investimentos iniciados anteriormente, dentre os quais os shopping centers.

Seguindo tendência dos meses anteriores, o consumo industrial registrou retração de 4,2%, em relação a maio de 2014, tendo havido queda do consumo de energia por essa classe em todas as regiões do país. Nos setores metalúrgico, automotivo e químico houve recuo do consumo em 10,7%, 13,7%, e 4,8%, respectivamente. Já no setor de extrativo de minerais metálicos, houve expansão de 8,9% no consumo de energia, motivado pelo desempenho das exportações desse setor.

Por fim, o consumo de energia da classe rural aumentou 3,1% em comparação ao mesmo mês de 2014 e acumula em 12 meses crescimento de 6,7% em relação ao mesmo período anterior.

* Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx

*

http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx



Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe.

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: EPE

Figura 12. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.

Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: EPE

Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo.

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: EPE

Mai/15

GWh

Evolução mensal

(Mai/15/Abr/15)

Evolução anual

(Mai/15/Mai/14)

Jun/13-Mai/14

(GWh)

Jun/14-Mai/15

(GWh)Evolução

Residencial 10.610 -3,1% -2,5% 129.231 132.702 2,7%

Industrial 14.320 -1,7% -4,2% 184.141 176.436 -4,2%

Comercial 7.296 -7,9% 0,5% 86.732 90.227 4,0%

Rural 2.055 -2,1% 3,1% 24.448 26.076 6,7%

Demais classes 3.915 -2,5% -1,7% 47.379 47.567 0,4%

Perdas 7.562 10,3% -4,7% 97.498 99.714 2,3%

Total 45.758 -1,4% -2,6% 569.429 572.723 0,6%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

23,2%

31,3%15,9%

4,5%8,6%

16,5%

Consumo de Energia Elétrica em Mai/2015

Residencial Industrial Comercial Rural Demais classes Perdas

23,2%

30,8%15,8%

4,6%8,3%

17,4%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

Mai/15

kWh/NU

Evolução mensal

(Mai/15/Abr/15)

Evolução anual

(Mai/15/Mai/14)

Jun/13-Mai/14

(kWh/NU)

Jun/14-Mai/15

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 159 -3,2% -5,1% 163 166 1,9%

Consumo médio industrial 25.184 -1,2% -1,5% 26.332 25.857 -1,8%

Consumo médio comercial 1.301 -7,7% -1,4% 1.281 1.341 4,6%

Consumo médio rural 482 -1,6% 2,1% 465 509 9,4%

Consumo médio demais classes 5.252 -1,5% -3,4% 5.320 5.318 0,0%

Consumo médio total 491 -3,4% -4,6% 516 507 -1,8%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

*

*



4.2. Unidades Consumidoras

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe.

* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras. Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: EPE

4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

Dados contabilizados até maio de 2015. 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.

Mai/14 Mai/15

Residencial (NUCR) 64.807.485 66.589.307 2,7%

Industrial (NUCI) 584.337 568.633 -2,7%

Comercial (NUCC) 5.504.355 5.608.177 1,9%

Rural (NUCR) 4.227.092 4.266.750 0,9%

Demais classes 732.994 745.426 1,7%

Total (NUCT) 75.856.263 77.778.293 2,5%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

47.5

22

44.2

87

48.2

10

45.7

15

45.9

59

44.7

00

45.8

08

47.1

08

46.2

45

48.4

85

47.1

02

48.3

54

51.6

62

47.0

44

48.8

82

46.7

17

46.9

92

44.1

59

46.2

19

47.1

39

47.5

15

49.9

65

48.3

70

49.3

25

51.8

32

46.0

40

50.0

12

46.4

16

45.7

58

Ca

rga

(GW

h)

2013 SI 2014 SI 2015 SI

Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil

2013 SIN 2014 SIN 2015 SIN

97,7

%

97,9

%

97,8

%

97,6

%

97,6

%

97,5

% 99,0

% 99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,1

%

99,1

%

99,1

%

99,0

%

99,0

%

99,0

%

99,0

% 99,0

%

98,9

%

98,9

%

98,9

% 99,0

%

99,1

%

99,1

%

99,1

%

99,1

%

99,0

%

*

*



4.4. Demandas Máximas

No mês de junho de 2015, não houve recorde de demanda no SIN e em seus subsistemas.

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema.


4.5. Demandas Máximas Mensais

Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN.


Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.


Subsistema

11/06/2015 - 18h35 11/06/2015 - 11h14 16/06/2015 - 14h32 16/06/2015 - 14h56 11/06/2015 - 18h38

21/01/2015 - 14h32 06/02/2014 - 14h29 07/04/2015 - 14h17 04/09/2014 - 14h39 05/02/2014 - 15h41

SIN

72.300

85.70812.266

NE N-Interligado

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

43.144

51.894

13.350

SE/CO S

17.971

6.023

6.185

11.390

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000


74.7

83

78.0

32

77.9

39

72.7

66

72.3

79

73.1

05

72.4

23

73.3

47

74.1

19

76.2

96

78.0

13

79.9

24

83.9

62

85.7

08

81.2

17

78.7

62

74.6

76

74.3

30

73.7

43

73.9

91

75.1

62

80.1

20

77.1

11

77.9

12

85.3

91

83.9

68

81.2

07

77.2

99

72.3

22

72.3

00

Dem

and

a (M

W)

Sistema Interligado Nacional

2013 2014 2015

Rec

ord

e

0

12.000

24.000

36.000

48.000

60.000


46.8

73

48.5

49

48.0

99

44.8

75

44.7

14

45.6

10

43.7

20

44.9

51

45.5

81

46.7

84

47.8

37

48.9

41

50.0

14

51.2

61

49.7

91

47.6

18

45.5

75

44.9

11

45.1

19

45.1

01

45.5

12

49.0

26

46.5

60

45.7

29

51.8

94

49.7

06

48.3

38

45.3

65

43.5

78

43.1

44

Dem

and

a (M

W)


2013 2014 2015

Rec

ord

e



Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.


Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.


Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado.


* A elevação do patamar de demanda registrada em julho de 2013 deve-se à interligação do sistema elétrico de Manaus ao SIN em configuração provisória.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000


15.2

76

15.7

03

14.4

84

13.6

10

13.6

32

13.4

11

13.8

86

13.5

01

14.0

14

13.3

93

15.0

05

15.1

76

17.3

57

17.9

71

15.0

76

15.1

91

13.4

59

13.5

62

13.4

35

13.6

28

13.5

29

15.6

46

15.2

23

16.5

07

17.0

21

16.7

22

16.2

44

14.1

87

13.2

54

13.3

50

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Sul

2013 2014 2015

Rec

ord

e

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000


11.0

80

11.5

42

11.7

67

11.6

15

11.2

46

10.7

26

10.8

14

10.9

59

11.3

84

11.5

11

11.5

20

11.8

09

11.7

32

11.6

81

11.7

37

11.6

54

11.4

99

11.0

43

10.8

69

10.9

56

11.8

39

11.6

81

11.8

23

11.8

08

12.1

66

12.0

79

12.1

44

12.2

66

11.9

62

11.3

90

Dem

and

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2013 2014 2015

Rec

ord

e

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500


4.48

9

4.71

0

4.82

0

4.76

1

4.72

8

4.70

2

5.82

7

6.03

8

6.10

9

5.99

2

5.79

2

6.10

3

5.95

8

5.87

3

6.01

2

6.01

2

5.90

8

5.95

3

5.66

1

6.03

6

6.18

5

6.00

3

5.98

3

5.93

5

5.95

1

5.95

7

5.93

5

6.04

2

5.95

5

6.02

3

Dem

and

a (M

W)


2013 2014 2015

Rec

ord

e*



5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de junho de 2015 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu

137.394 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2014, houve expansão de 3.088 MW de geração de fonte

hidráulica, de 2.066 MW de fontes térmicas e de 3.077 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.

* Inclui outras fontes fósseis (0,147 MW). ** 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 2014 e exclusão dos montantes referentes a micro e minigeração distribuída, regidos pela Resolução Normativa nº 482/2012, em junho de 2015. Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de 5.650 MW com o Paraguai e de 200 MW com a Venezuela.

Fonte dos dados: ANEEL (BIG 01/07/2015)

Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.

Fonte dos dados: ANEEL (BIG 01/07/2015)

Jun/2014

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Instalada

Hidráulica 87.123 1.176 90.211 65,7% 3,5%

Térmica 38.923 2.629 40.989 29,8% 5,3%

Gás Natural 14.281 138 12.898 9,4% -9,7%

Biomassa 11.607 507 12.677 9,2% 9,2%

Petróleo* 7.656 1.959 9.810 7,1% 28,1%

Carvão 3.389 23 3.614 2,6% 6,6%

Nuclear 1.990 2 1.990 1,5% 0,0%

Eólica 3.106 258 6.183 4,5% 99,1%

Solar 10 23 11 0,01% 13,0%

Capacidade Total - Brasil 129.162 4.086 137.394 100,0% 6,4%

Jun/2015

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

Jun/2015 - Jun/2014

Hidráulica 65,7%

Gás Natural 9,4%

Biomassa 9,2%

Petróleo* 7,1%

Carvão 2,6%

Nuclear 1,5%

Eólica 4,5%

Solar 0,01%

Térmica 29,8%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Jun/2015



6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB.

Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS

* Considera as linhas de transmissão em operação da Rede Básica, conexões de usinas, interligações internacionais e 190,0 km instalados no sistema de

Roraima.

Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS

Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 kV 52.954 41,8%

345 kV 10.303 8,1%

440 kV 6.741 5,3%

500 kV 41.155 32,5%

600 kV (CC) 12.816 10,1%

750 kV 2.683 2,1%

Total SEB 126.652 100,0%

230 kV41,8%

345 kV8,1%

440 kV5,3%

500 kV32,5%

600 kV (CC)10,1%

750 kV2,1%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Jun/2015



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 junho de 2014 a maio de 2015 atingiu

546.586 GWh. No mês de maio de 2015, a geração hidráulica correspondeu a 68,6% do total gerado no país, 1,7 p.p.

inferior ao verificado no mês anterior, e a participação da produção eólica na matriz de produção de energia elétrica do

Brasil aumentou 1,3 p.p. Por outro lado, a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica,

em termos globais, aumentou 0,4 p.p. com destaque para as variações de +1,8 p.p. da geração a biomassa e -0,7 p.p.

de geração nuclear. Destaca-se que a redução observada da geração nuclear deveu-se à indisponibilidade da UTE

Angra I para troca de combustível a partir do dia 07 de maio.

Figura 20. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.

Dados contabilizados até maio de 2015. 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.

Hidráulica 68,6%Gás 13,0%

Carvão 2,6%

Petróleo * 4,7%

Nuclear 2,3%

Biomassa 5,3%

Eólica 3,5%

Solar <0,1%

Outra 27,9%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Mai/2015



7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional

Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.

* Em Petróleo estão consideradas as usinas a óleo diesel, a óleo combustível e as usinas bicombustíveis. ** Os valores de produção incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: CCEE

7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

No acumulado de junho de 2014 a maio de 2015, com relação aos 12 meses anteriores, a produção térmica a gás nos sistemas isolados aumentou em cerca de 7,4%, tendo havido redução na geração por usinas a petróleo. Além disso, destaca-se que, conforme Despacho ANEEL nº 1.365, de 05 de maio de 2015, a partir de maio/2015 o sistema Manaus passou a ser considerado plenamente interligado ao SIN.

Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.

* Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até maio de 2015.

Fonte dos dados: Eletrobras

Mai/15

(GWh)

Evolução mensal

(Mai/15 / Abr/15)

Evolução anual

(Mai/15 / Mai/14)

Jun/13-Mai/14

(GWh)

Jun/14-Mai/15

(GWh)Evolução

Hidráulica 30.279 -2,3% -3,3% 411.562 375.801 -8,7%

Térmica 11.812 3,3% -5,3% 116.601 143.253 22,9%

Gás 5.528 1,1% -2,0% 52.730 64.551 22,4%

Carvão 1.151 -9,7% -13,1% 14.556 15.421 5,9%

Petróleo * 1.752 -3,4% -10,7% 16.133 27.472 70,3%

Nuclear 1.029 -22,5% -19,6% 14.965 14.037 -6,2%

Biomassa 2.353 51,6% 3,7% 18.218 21.772 19,5%

Eólica 1.536 57,1% 179,8% 7.130 15.484 117,2%

Solar 0,84 -15,2% - 2,13 10,46 -

TOTAL 43.628 0,5% -1,6% 535.296 534.549 -0,1%

Fonte

Valor mensal Acumulado 12 meses

Mai/15

(GWh)

Evolução mensal

(Mai/15 / Abr/15)

Evolução anual

(Mai/15 / Mai/14)

Jun/13-Mai/14

(GWh)

Jun/14-Mai/15

(GWh)Evolução

Hidráulica 120 -22,0% -13,2% 1.862 1.927 3,5%

Térmica 546 -29,4% -39,7% 10.819 10.110 -6,6%

Gás 233 -42,6% -34,3% 4.278 4.593 7,4%

Petróleo * 313 -14,9% -43,2% 6.541 5.516 -15,7%

TOTAL 667 -28,2% -36,2% 12.681 12.037 -5,1%

Valor mensal

Fonte

Acumulado 12 meses

**



7.4. Geração Eólica

No mês de maio de 2015, o fator de capacidade médio da região Nordeste aumento 13,8 p.p. com relação ao mês anterior, atingindo 36,0%. Esse resultado foi decorrente do aumento de 670 MWmédios da geração verificada, associado à expansão de 162 MW de capacidade instalada da fonte na região. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses (junho de 2014 a maio de 2015), houve avanço de 4,3 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 3,8 p.p. em relação a abril de 2015, e atingiu 24,9%, com total de geração verificada no mês de 368 MWmédios. Em relação ao acumulado dos últimos doze meses, o fator de capacidade da região Sul reduziu cerca de 1,4 p.p., em comparação ao mesmo período anterior.

Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste.

Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: CCEE

Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul.


* Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade. No mês de novembro/2013, 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.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

jun

/13

jul/1

3

ago/

13

set/1

3

out/1

3

nov/

13

dez/

13

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/1

4

ago/

14

set/1

4

out/1

4

nov/

14

dez/

14

jan

/15

fev/

15

mar

/15

abr/

15

mai

/15

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Região Nordeste

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de :

Jun/2014 a Mai/2015 = 38,9%

Jun/2013 a Mai/2014 = 34,6%

0

300

600

900

1.200

1.500

jun

/13

jul/1

3

ago/

13

set/1

3

out/1

3

nov/

13

dez/

13

jan

/14

fev/

14

mar

/14

abr/

14

mai

/14

jun

/14

jul/1

4

ago/

14

set/1

4

out/1

4

nov/

14

dez/

14

jan

/15

fev/

15

mar

/15

abr/

15

mai

/15

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Região Sul**

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de :

Jun/2014 a Mai/2015 = 26,2%

Jun/2013 a Mai/2014 = 27,6%

*



7.5. Energia de Reserva

A geração média esperada comprometida para o Contrato de Energia de Reserva - CER ** em maio de 2015, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos CER, totalizou 1.254,5 MWmédios, dos quais foram entregues 106%, ou 1.329,5 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 67,8% do esperado, ou 947,1 MWmédios.

A geração eólica verificada referente aos Contratos de Energia de Reserva no mês de maio de 2015 correspondeu a 74,3% da geração esperada desta fonte comprometida para o CER ** para o mês. A geração a biomassa verificada atingiu 381,7% do valor esperado comprometido para o CER desta fonte.

No ano de 2014, foi entregue 63,6% da geração média esperada comprometida para o CER, ou 1.105,2 MWmédios, de um total esperado de 1.737,9 MWmédios.

Figura 23. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2014.

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. ** 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.


1.10

4,6

961,

3

1.39

8,5

1.67

2,6

1.72

5,9

1.73

6,6

2.03

9,0

2.09

8,6

2.01

5,3

2.02

0,5

2.08

6,6

1.93

8,6

301,

3

263,

4

299,

0

592,

9

1.00

8,2

1.45

8,9

1.58

6,6

1.83

7,7

1.60

0,1

1.70

1,4

1.45

1,8

1.10

1,8

MW

me

d

Energia de Reserva - 2014

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

1.105,2

1.737,9

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Geração verificada comprometida com o CER média em 2014

Geração esperada comprometida com o CER média em 2014

*



Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2015.


Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.



1.61

4,06

1.45

6,35

1.25

4,51

1.41

3,85

1.25

4,51

949,

64

778,

12

658,

66

1.00

5,28

1.32

9,51

MW

me

d

Energia de Reserva - 2015

Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)

947,1

1.397,4

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

Geração verificada comprometida com o CER média em 2015 (até última contabilização)

Geração esperada comprometida com o CER média em 2015 (até última contabilização)

jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai

2014 2015

460,

5

463,

0

495,

7

416,

3

467,

0

422,

1

335,

0 70,9

65,6

59,5

412,

2

484,

0

985,

2

1.11

1,9

1.32

6,3

1.16

7,7

1.21

7,9

1.01

6,0

752,

9

858,

4

706,

5

592,

0

586,

7

821,

9

13,2

11,7

15,7

16,1

16,6

13,8

14,0

20,3

6,1

7,1

6,4 23

,6

MW

me

d

Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses

Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - BiomassaGeração verificada comprometida com o CER (MWmed) - EólicaGeração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Hidráulica

0

300

600

900

1.200

1.500

Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - biomassaGeração esperada comprometida com o CER (MWmed) - eólicaGeração esperada comprometida com o CER (MWmed) - hidráulica



7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física

Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).


Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.

Dados contabilizados até maio de 2015. 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.

jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 abr/15 mai/15

40.7

28

40.7

70

39.5

92

42.2

01

42.5

98

42.5

65

42.2

22

47.7

70

46.4

97

45.6

62

42.8

99

40.5

44

MW

med

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas

Geração das Usinas Hidrelétricas

47.7

99

47.6

11

48.3

72

48.8

07

49.0

68

49.7

47

49.9

93

50.3

56

50.4

15

50.2

19

50.8

23

50.3

11

0

13.000

26.000

39.000

52.000

65.000

Garantia física das Usinas Hidrelétricas

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500


1.19

5

1.55

4

1.85

3

1.80

3

2.03

0

1.73

5

1.86

5

1.98

0

1.65

5

1.43

2

1.32

0

2.02

0

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas

Geração das Usinas Eólicas

1.23

4

1.48

3

1.60

3

1.63

7 1.78

9

1.78

5 1.95

0

2.04

5

2.00

7

2.09

4

2.08

4 2.25

2

Garantia Física das Usinas Eólicas

*

**



Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa.


Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo.

* Não inclui usinas bicombustíveis. Dados contabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados:CCEE

0

800

1.600

2.400

3.200

4.000

3.43

5

3.25

1

3.69

8

3.37

9

3.55

6

2.96

1

2.02

0

665

582

710

2.12

2

3.10

8

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa

Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa

3.33

3

3.34

4 3.54

4

3.45

7

3.49

6

3.26

1

2.73

2

1.34

7

1.28

8

1.45

5

2.70

7

3.49

0


Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa

0

700

1.400

2.100

2.800

3.500


1.81

5

2.10

7

2.98

4

2.97

1

2.96

4

3.04

5

2.88

9

2.77

2

2.94

2

2.83

2

2.00

5

1.87

6

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo

Geração das Usinas Termelétricas a Óleo

2.79

6

2.84

4

2.86

5

2.85

9

2.85

7

2.86

4

2.76

9

2.60

3

2.52

9

2.52

2

2.53

8

2.54

2

Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo

*



Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás.

Dados contabilizados até maio de 2015 com ajuste. Fonte dos dados: CCEE

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


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000


6.73

9

7.24

3

7.70

3

6.57

6

7.20

0

7.33

9

7.31

1

6.98

4

7.34

6

7.62

1

7.37

2

7.30

0

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás

Geração das Usinas Termelétricas a Gás

6.34

5

6.43

7

6.48

4

6.48

8

6.43

0

6.41

2

6.40

2

6.29

1

6.45

4

6.45

4

6.45

4 6.83

6

Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás

0

600

1.200

1.800

2.400

3.000


1.74

2

1.60

2

1.67

6

1.53

9

1.62

4

1.81

9

1.92

5

2.06

6

1.87

9

1.94

3

1.76

9

1.54

6

MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão

Geração das Usinas Termelétricas a Carvão

2.06

2

2.06

5

2.09

5

2.09

5

2.09

1

2.09

9

2.09

7

2.01

9

2.02

2

2.08

1

2.09

3

2.08

5

Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão



Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN.


8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO

8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração

No mês de maio de 2015, foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro – SEB 551,523 MW

de geração:

* 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.

Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.

0

18.000

36.000

54.000

72.000

90.000


MW

me

d

Geração Verificada e Garantia Física Total

Geração hidráulica Geração térmica Outros

66.1

12

66.3

35

67.5

15

67.8

96

68.2

80

68.7

14

68.4

89

67.5

02

67.3

57

67.1

42

69.0

46

70.0

01

Garantia física Total

58.7

06

58.3

86

58.6

24

59.3

03

61.3

22

62.7

52

62.1

47

61.0

56

64.9

41

63.4

43

62.6

09

60.1

54

Usina Unidades Geradoras Capacidade Instalada Estado CEG

UHE Jirau UG23 a UG 25 225,0 MW RO UHE.PH.RO.029736-4.01

UTE USI BIO UG1 35,0 MW PR UTE.AI.PR.031968-6.01

UTE Distrito – Bloco Soenergy UG 1 a UG13 21,320 MW RR UTE.PE.RR.031983-0.01

UTE CMPC UG 5 100,547 MW RS UTE.FL.RS.030666-5.01

UTE Biotérmica Recreio UG1 a UG6 8,556 MW RS UTE.RU.RS.030541-3.01

UTE Santa Vitória UG1 41,40 MW MG UTE.AI.MG.031268-1.01

UTE Itaú Centro Empresarial

Torre E6 UG1 a UG4 10,0 MW SP UTE.PE.SP.031872-8.01

UEE Chuí IV UG1 a UG11 22,0 MW RS EOL.CV.RS.030754-8.01

UEE Coqueiros UG11 a UG18 12,0 MW CE EOL.CV.CE.030282-1.01

UEE Riachão I UG1 a UG11 29,7 MW RN EOL.CV.RN.030870-6.01

UEE Chuí I UG1 a UG12 24,0 MW RS EOL.CV.RS.030767-0.01

UEE Chuí II UG1 a UG11 22,0 MW RN EOL.CV.RS.030790-4.01

*



Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS

8.2. Previsão da Expansão da Geração

Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW).

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 17/06/2015, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE.

** Os dados de previsão para o ano corrente (2015) são atualizados mensalmente considerando a entrada em operação dos empreendimentos

no ano („Acumulado em 2015‟, da tabela 11) e eventuais postergações para os anos posteriores, conforme datas de tendência.

Petróleo 31,320 44,040

TOTAL 551,523 3.015,052

Gás Natural 0,000 295,000

Nuclear 0,000 0,000

Biomassa 185,503 361,503

Carvão 0,000 0,000

Fotovoltaica 0,000 0,000

Térmica 216,823 700,543

UHE 225,000 984,000

Solar 0,000 0,000

Hidráulica 225,000 1.053,850

PCH + CGH 0,000 69,850

Fonte Realizado em Jun/2015 (MW) Acumulado em 2015 (MW)

Eólica 109,700 1.260,659

TOTAL 4.450,800 9.450,550 9.173,930

Nuclear 0,000 0,000 0,000

Petróleo 0,000 0,000 0,000

Carvão 0,000 0,000 0,000

Gás Natural 0,000 168,800 729,100

Térmica 157,400 268,800 1.247,400

Biomassa 157,400 100,000 518,300

Solar 0,000 10,000 879,900

Fotovoltaica 0,000 10,000 879,900

PCH + CGH 41,130 136,750 320,650

UHE 2.492,770 5.654,100 4.536,180

Eólica 1.759,500 3.380,900 2.189,800

Hidráulica 2.533,900 5.790,850 4.856,830

Fonte Previsão ACR 2015 (MW) Previsão ACR 2016 (MW) Previsão ACR 2017 (MW)

*

**



9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

9.1. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de junho de 2015, foram incorporadas as seguintes LT ao Sistema Interligado Nacional – SIN, em um total de 245,9 km:

LT 525 kV Curitiba / Curitiba Leste, com 28,9 km de extensão, da MARUMBI, no estado do Paraná;

LT 230 kV Londrina ESU / Figueira C2, com 88,0 km de extensão, da COPEL-GT, no estado do Paraná;

LT 230 kV Seccionamento (SE Curitiba Leste) D.S.J. Pinhais / Santa Monica C1, com 35,3 km de extensão, da MARUMBI, no estado do Paraná;

LT 230 kV Seccionamento (SE Curitiba Leste) D.S.J. Posto Fiscal / Uberaba C1, com 80,7 km de extensão, da MARUMBI, no estado do Paraná;

LT 440 kV Seccionamento (SE Piracicaba) Araraquara / Santa Barbara C1, com 13,0 km de extensão, da CPFL TRANSMISSÃO, no estado de São Paulo;

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


9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão

Foram incorporados 4 novos transformadores ao SIN, em um total de 1.770 MVA:

TR4 500/230 kV – 300 MVA , na SE Teresina II (CHESF), no Piauí.

TR1 525/230 kV – 672 MVA , na SE Curitiba Leste (MARUMBI), no Paraná.

TR1 e TR2 440/138 kV – 399 MVA cada, na SE Piracicaba (CPFL TRANSMISSÃO), em São Paulo.

* O MME, por meio da SEE/DMSE, monitora os empreendimentos de transmissão autorizados e leiloados pela ANEEL.

Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão.


No mês de Junho não foi incorporado ao SIN nenhum equipamento de compensação de potência reativa.

Classe de Tensão (kV)

230

345

440

500

600 (CC)

750

TOTAL

13,0

0,0

245,9

0,0

Realizado em Jun/15 (km) Acumulado em 2015 (km)

204,0 373,8

28,9

0,0

0,0 0,0

13,0

537,9

0,0

924,7

TOTAL

Realizado em Jun/15 (MVA) Acumulado em 2015 (MVA)

1.770,0 9.000,0

*

*



9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão

Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.

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.

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 19/06/2015, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

Classe de Tensão (kV) Previsão 2015 Previsão 2016 Previsão 2017

230 2.605,0 4.651,0 1.951,0

345 0,0 106,0 60,0

440 0,0 643,0 161,0

500 5.494,0 8.776,0 5.176,0

600 (CC) 0,0 0,0 0,0

750 0,0 0,0 0,0

TOTAL 8.099,0 14.176,0 7.348,0

Transformação (MVA) Previsão 2015 Previsão 2016 Previsão 2017

TOTAL 9.743,0 19.354,0 11.372,0

*

*



10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO

No mês de junho de 2015, houve contribuição de aproximadamente 14.689 MWmédios de produção térmica, considerando as usinas programadas pelo ONS, valor cerca de 800 MWmédios superior ao verificado no mês anterior.

Os Custos Marginais de Operação – CMOs oscilaram devido às atualizações nos parâmetros de simulação do PMO, tendo havido descolamento dos valores entre o subsistema Nordeste e os demais na última semana do mês.

O máximo valor de CMO de junho foi registrado na segunda semana do mês e atingiu R$ 379,34 / MWh, considerando o valor médio de todos os patamares de carga, em todos os subsistemas. Por sua vez, o valor mínimo foi de R$ 349,18 / MWh, em todos os subsistemas, na terceira semana operativa do mês.

Destaca-se que, durante todo o período, o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD manteve-se em valores iguais ou inferiores a R$ 388,48 / MWh, em todos os subsistemas para todos os patamares de carga, sendo este o seu valor máximo para 2015, conforme estabelecido pela ANEEL.

Além disso, os valores de geração térmica por garantia de suprimento energético verificados em junho (4.086 MWmédios) aumentaram significativamente em comparação com maio de 2015 (1.544 MWmédios) em função principalmente da redução dos CMOs.

10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação

Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.


* Os demais subsistemas do SIN apresentam variações em relação ao Sudeste/Centro-Oeste apenas quando os limites de intercâmbio são atingidos.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500


CM

O (

R$

/ MW

h)



30-06-2015 : R$ 374,24 / MWh



10.2. Despacho Térmico

Figura 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês.


11. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em maio de 2015 foi de R$ 535,9 milhões, montante 25% superior ao dispendido no mês anterior (R$ 428,3 milhões). O valor do mês de maio de 2015 é composto por R$ 44,7 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$ 107,7 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$ 383,5 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 financeiramente pelo Despacho ANEEL nº 1.928/2015, que determinou que, provisoriamente, o ressarcimento dos custos de geração das usinas da Amazonas Distribuidora de Energia seja pago dessa maneira.

7.7928.359 8.108 8.209 8.082

1.3651.366 1.366

1.3671.367

2.175

1.896 2.022 2.006

1.7451.662

2.5392.601 2.482

2.521

13.748

15.068 14.842 14.828 14.604

-20.000

-16.000

-12.000

-8.000

-4.000

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

De

sp

ac

ho

Té

rmic

o (M

Wm

ed

)

Geração Gás Natural Geração Nuclear Geração Carvão Geração Diesel + Óleo Geração Total

0

200

400

600

800

1.000

30/05-05/06/2015 06/06-12/06/2015 13/06-19/06/2015 20/06-26/06/2015 27/06-03/07/2015

367,

91

379,

34

349,

18

361,

45

374,

24

367,

91

379,

34

349,

18

361,

45

374,

24

367,

91

379,

34

349,

18

361,

45

378,

05

367,

91

379,

34

349,

18

361,

45

374,

24

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO e do Despacho Térmico

CMO SE/CO CMO S CMO NE CMON-Interligado



Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.

Dados contabilizados / recontabilizados até maio de 2015. Fonte dos dados: CCEE

Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética.


Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.


0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000


14.1

60

27.3

60

30.2

18

43.8

25

29.4

02

48.7

94

61.4

45

6.77

3

178.

689

271.

551

234.

819

240.

302

378.

685

62.7

57

64.1

31

82.3

95

129.

283

59.1

44

118.

593

14.8

53

22.4

08

88.6

74

68.3

56

48.0

12

149.

758

326.

660

364.

090

327.

310

44.6

74

En

carg

o (

10³

R$)

Restrição de Operação

2013 2014 2015

0

250.000

500.000

750.000

1.000.000

1.250.000


561.

618

1.04

0.05

2

609.

466

842.

995

525.

883

707.

298

437.

889

259.

507

0 0 0 00 0 0 1.49

5

951

411.

097

190.

289

149.

293

142.

354

119.

958

65.9

36

170.

216

174.

650

81.2

16

204.

533

86.6

72

383.

453

En

carg

o (

10³

R$)

Segurança Energética

2013 2014 2015

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000


7.12

9

5.07

8

7.23

9

7.85

7

7.56

7

7.67

0

6.06

4

4.23

2

4.02

4

3.93

5

4.22

1

5.91

4

5.67

7

4.74

7

7.75

6

7.30

0

9.58

2

8.00

3

7.07

7

8.51

5

5.86

1

5.03

2

5.38

4 12.7

73

9.65

1

10.1

96

12.8

13

14.3

28

107.

740

En

carg

o (

10³

R$)

Serviços Ancilares

2013 2014 2015



12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de junho de 2015 a quantidade de ocorrências foi superior ao verificado no mesmo mês de 2014, e o montante de carga interrompida foi similar ao mesmo mês de 2014. A seguir destacam-se algumas ocorrências relevantes:

• Dia 01 de junho, às 14h26min: Desligamentos automáticos das LTs 230 kV Jurupari/Laranjal C1 e C2 e da LT

500 kV Jurupari/Oriximiná C2, abrindo a interligação de Macapá ao SIN. Houve interrupção de 120 MW de

cargas da CEA, no Amapá. Causa: Houve intermitência de sinalização de disjuntores para as unidades de

proteção principal das LTs 230 kV da SE Jurupari, com abertura dos disjuntores sem atuação de proteção dos

relés digitais, em consequência de uma instabilidade que ocorreu no sistema 1 de corrente contínua da

instalação.

• Dia 10 de junho, às 17h08min: Desligamento do setor de 230 kV da subestação Fortaleza II e das

subestações Delmiro Gouveia e Pici II. Houve também o desligamento de usinas térmicas e eólicas da região.

Houve interrupção de 934 MW de cargas da COELCE no estado do Ceará. Causa: Descarga elétrica, em

cadeia de isoladores no setor de 230 kV, seguido de falha do sistema de proteção da SE Fortaleza II.

• Dia 17 de junho, às 09h09min: Desligamentos automáticos dos autotransformadores AT-1 e AT-2, ambos de

230/138/13,8 kV – 83 MVA da SE Pelotas 3, dos lados de 138 kV, e dos circuitos de 138 kV da SE Pelotas 3.

Houve interrupção de 109,2 MW de cargas da CEEE-D no estado do Rio Grande do Sul. Causa: Atuação

acidental do esquema de falha de disjuntor de 138 kV por defeito no relé eletrônico de temperatura do

transformador TR-3, de 138/13,8 kV – 25 MVA da SE Pelotas 3.

12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências.

Fonte dos dados: ONS, Eletronorte

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.

* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 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.

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2015 2014

SIN** 4.453 0 0 0 1.034 0 5.487 6.795

S 128 0 0 181 0 109 418 1.201

SE/CO 1.555 465 756 255 140 105 3.276 8.923

NE 0 0 1.608 0 189 934 2.731 3.405

N-Int*** 0 0 222 1.047 429 120 1.818 6.119

Isolados 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 6.136 465 2.586 1.483 1.792 1.268 0 0 0 0 0 0 13.730 26.443

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 2015 2014

SIN** 1 0 0 0 1 0 2 1

S 1 0 0 1 0 1 3 6

SE/CO 5 2 2 1 1 1 12 29

NE 0 0 5 0 1 1 7 15

N-Int*** 0 0 1 4 3 1 9 27

Isolados 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 7 2 8 6 6 4 0 0 0 0 0 0 33 78

Número de Ocorrências

*



Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências.

Fonte dos dados: ONS e Eletronorte

12.2. Indicadores de Continuidade

Tabela 19. Evolução do DEC em 2015.

Dados contabilizados até maio de 2015 e sujeitos a alteração pela ANEEL Fonte dos dados: ANEEL

Tabela 20. Evolução do FEC em 2015.


*Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST.

**Nos valores de DEC e FEC acumulados são ajustadas as variações mensais do número de unidades consumidoras.

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000


3.4

88

9.7

25

1.7

08

1.0

45

82

8

1.2

64

74

0

1.2

86

1.3

19

1.3

50

1.2

52

2.4

38

6.1

36

46

5

2.5

86

1.4

83

1.7

92

1.2

68

Mo

nta

nte

de

ca

rga

inte

rro

mp

ida

(MW

)

Ocorrências no SEB

2014 2015

15

8

5 5

4

6

3

75

7

6

77

2

86 6

4

0

4

8

12

16

20

Nú

me

ro d

e O

co

rrê

nci

as

2014 2015

Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezAcum.

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,95 1,73 1,65 1,31 1,16 7,80 13,89

S 2,09 1,28 0,99 0,80 0,97 6,12 12,59

SE 1,36 1,18 0,95 0,71 0,69 4,90 9,50

CO 3,80 2,80 2,94 2,32 1,70 13,54 16,63

NE 1,73 2,20 2,37 1,85 1,54 9,68 16,69

N 4,54 3,60 3,89 3,75 2,99 18,86 34,67

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2015

Região Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov DezAcum.

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,01 0,85 0,88 0,70 0,64 4,07 10,99

S 1,20 0,84 0,70 0,55 0,63 3,93 10,29

SE 0,67 0,52 0,48 0,36 0,37 2,40 7,49

CO 2,18 1,66 1,75 1,55 1,20 8,34 14,55

NE 0,78 0,89 1,10 0,83 0,72 4,32 11,52

N 2,46 2,09 2,29 2,06 1,75 10,70 32,29

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2015

*



Figura 39. DEC do Brasil.


Figura 40. FEC do Brasil.


0

5

10

15

20

25


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Limite2015

18

,77

18

,36

18

,40

18

,65

18

,36

17

,58

1,9

0

1,7

1

1,6

4

1,3

1

1,1

6

13

,89

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 jan Limite 2015

2015 - DEC Mensal

DEC Anual

2015 - FEC Mensal

0

4

8

12

16

20


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Limite2015

11,7

3

11,3

0

11,1

5

11,1

0

10

,48

9,8

8 0,9

7 0,8

3

0,8

7

0,7

0

0,6

4

10

,99

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 jan Limite 2015FEC Anual



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 (109 W)

GWh – Gigawatt-hora (109 Wh)

h - Hora

Hz - Hertz

km - Quilômetro

kV – Quilovolt (103 V)

MLT - Média de Longo Termo

MME - Ministério Minas e Energia

Mvar - Megavolt-ampère-reativo

MW - Megawatt (106 W)

MWh – Megawatt-hora (106 Wh)

MWmês – Megawatt-mês (106 Wmês)

N - Norte

NE - Nordeste

NUCR - Número de Unidades Consumidoras Residenciais

NUCT - Número de Unidades Consumidoras Totais

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

Boletim de Monitoramento Do Sistema Elétrico - Junho-2015

Documents

Transcript of Boletim de Monitoramento Do Sistema Elétrico - Junho-2015