Ministério de Minas e Energia
MINISTÉRIO
DE MINAS
E ENERGIA
Secretaria de Energia
Elétrica | Departamento
de Monitoramento
do Sistema Elétrico
SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA
DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO
Janeiro – 2015
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
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Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Boletim Mensal
de Monitoramento
do Sistema Elétrico Brasileiro
Janeiro – 2015
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Ministro
Carlos Eduardo de Souza Braga
Secretário-Executivo
Márcio Pereira Zimmermann
Secretário de Energia Elétrica
Ildo Wilson Grüdtner
Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico - DMSE
Domingos Romeu Andreatta
Coordenação Geral de Monitoramento do Desempenho do Sistema Elétrico
Thiago Pereira Soares
Equipe Técnica
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
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Boletimpublicado
Mensal deem:
Monitoramento
do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
Boletim
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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 ............................................... 16
6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................. 17
7. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA** ................................................................................................................... 18
7.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................... 18
7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional........................................................... 19
7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ......................................................................... 19
7.4. Geração Eólica ................................................................................................................................................... 20
7.5. Energia de Reserva ............................................................................................................................................ 21
7.6. Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física ....................................................................................... 23
8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO ....................................................................................................................................... 26
8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................... 26
8.2. Previsão da Expansão da Geração..................................................................................................................... 27
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 .............................................. 28
9.3. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão ............................................................................................. 29
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9.4. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 29
10. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO............................................................................... 29
10.1. Evolução do Custo Marginal de Operação .......................................................................................................... 30
10.2. Despacho Térmico .............................................................................................................................................. 30
11. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 31
12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 33
12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 33
12.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 34
GLOSSÁRIO .................................................................................................................................................................... 35
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Precipitação (mm) acumulada de 01/11/2014 a 30/11/2014 – Brasil. .................................................................................. 2
Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/11 a 29/11/2014* 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. ................................................................................ 14
Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul................................................................................................................ 14
Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. ..................................................................................................... 15
Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado. ......................................................................................... 15
Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. .......................... 16
Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. ........................................................................................ 17
Figura 20. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. ............................................................................................................ 18
Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste. ................................................................................ 20
Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul. .......................................................................................... 20
Figura 23. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013.................................................................... 21
Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2014.................................................................... 22
Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte. .............................. 22
Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH). .................. 23
Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas............................................................ 23
Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa. ..................................... 24
Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo........................................ 24
Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás......................................... 25
Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.................................... 25
Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN. ........................................................... 26
Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ....................................................................................................................... 30
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. ..................................................................................................................... 32
Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 32
Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 34
Figura 39. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 35
Figura 40. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 35
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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. ..................................................................... 16
Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 17
Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.................................................................................................................. 19
Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 19
Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ..................................................................................... 27
Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 27
Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 28
Tabela 14. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 28
Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 29
Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 29
Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências. ...................................................................................... 33
Tabela 18. Evolução do número de ocorrências. .............................................................................................................................. 33
Tabela 19. Evolução do DEC em 2014. ............................................................................................................................................ 34
Tabela 20. Evolução do FEC em 2014. ............................................................................................................................................. 34
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1. INTRODUÇÃO
Seguindo tendência do mês anterior, em janeiro de 2015 observou-se um amplo predomínio de anomalias
negativas de chuva sobre a maior parte do Brasil. Os valores de afluências brutas a todos os subsistemas foram
inferiores à média de longo termo - MLT, com exceção do Sul. Nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, as
afluências foram as piores para janeiro do histórico de 83 anos e o Norte registrou o oitavo pior valor. No mês, foram
verificados 16.282 MWmédios de geração térmica programada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS
considerando todas as razões de despacho, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.
A variação da energia armazenada equivalente em relação ao final de dezembro de 2014 apresentou a
seguinte distribuição por subsistema: -2,6 pontos percentuais (p.p.) no Sudeste/Centro-Oeste, +2,0 p.p. no Sul, -1,3 p.p.
no Nordeste e +1,3 p.p. no Norte.
No dia 07 de janeiro de 2015, foi realizada a 151ª reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico –
CMSE. Na ocasião, os empreendedores dos lotes „A‟ do leilão 001/2010, „J‟ do leilão 004/2011 e „H‟ do leilão 001/2013
apresentaram, por solicitação do Comitê, a situação das obras das linhas de transmissão e instalações associadas
referentes, respectivamente, às LTs 500 kV Araraquara 2 – Taubaté, Taubaté – Nova Iguaçu e Tucuruí II – Itacaiúnas –
Colinas. Visando reduzir os atrasos das obras de empreendimentos de geração e transmissão de energia elétrica,
fundamentais para a expansão do Sistema Interligado Nacional e pleno atendimento da carga, foi proposta a criação de
metas e planos de ação com essa finalidade.
Entraram em operação comercial no mês 429,3 MW de capacidade instalada de geração, 32,0 km de linhas de
transmissão e 1.744,0 MVA de transformação na Rede Básica.
No mês de janeiro de 2015, a capacidade própria instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu
134.008 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2014, houve expansão de 3.277 MW de geração de fontes
hidráulicas, de 1.429 MW de fontes térmicas e de 2.729 MW de geração eólica.
No mês de dezembro de 2014, a geração hidráulica correspondeu a 67,9% do total gerado no Brasil, 0,5 p.p.
acima ao verificado no mês anterior. A participação da geração eólica, que é tipicamente sazonal, teve variação de
0,2 p.p. entre um mês e outro (2,9% em novembro e 3,1% em dezembro de 2014). Além disso, a participação de usinas
térmicas na produção de energia elétrica, em termos globais, foi reduzida em 0,7 p.p., com variações por combustível
entre -0,5 p.p. (biomassa) e +0,4 p.p. (gás).
O fator de capacidade médio da geração eólica da região Sul, no mês de dezembro de 2014, diminuiu 1,3 p.p.
frente ao mês anterior, atingindo 23,9%. Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Nordeste reduziu 0,9 p.p. em
relação a novembro de 2014, e alcançou 41,4%. No acumulado dos últimos doze meses, com relação ao mesmo
período anterior, houve avanço de 3,7 p.p. no fator de capacidade na região Nordeste, enquanto que na região Sul o
fator de capacidade das usinas reduziu cerca de 0,5 p.p.
Com relação ao mercado consumidor em 2014, o consumo total, no acumulado do ano, considerando as
perdas, cresceu 2,6% em relação ao mesmo período anterior. Por sua vez, no mês de dezembro de 2014, foi verificado
crescimento de 2,0% em relação a dezembro de 2013. Houve expansão de 3,1% na quantidade de unidades
consumidoras residenciais de dezembro de 2014 em relação ao mesmo mês de 2013.
* As informações apresentadas neste Boletim de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro referem-se a dados consolidados até o dia 31 de janeiro 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.
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2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS
O mês de janeiro foi caracterizado pela atuação de uma massa de ar quente e seca nas regiões Sudeste,
Centro-Oeste e Nordeste nos primeiros 20 dias, associada a um sistema de alta pressão que impediu o avanço das
frentes frias para essas regiões. Na região Sul, a atuação de áreas de instabilidade e a passagem de frentes frias
ocasionaram anomalia positiva de precipitação nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e Iguaçu nesse período. A partir do
dia 21, as bacias dos rios Tietê, Grande, Paranaíba e São Francisco voltaram a apresentar precipitação devido à
passagem de dois sistemas frontais que avançaram pela região Sudeste. Na bacia do rio Tocantins, permaneceram as
pancadas de chuva.
Ao término do mês foram observados totais de precipitação significativamente abaixo da média climatológica
em praticamente todas as bacias hidrográficas de interesse para geração de energia hidrelétrica do Brasil, com
exceção das bacias dos rios Uruguai e Jacuí. Destaca-se que no mês de janeiro choveu apenas 25% do esperado para
o mês na bacia do rio São Francisco, 30% na bacia do rio Paranaíba, 35% na bacia do rio Grande e 45% na bacia do
rio Tocantins, aproximadamente.
As temperaturas mínimas do mês variaram entre normal e acima da normal em praticamente todo o país, com
destaque para a região Sudeste e Sul, com anomalias positivas de até 3°C. As temperaturas máximas do mês de
janeiro estiveram acima da média climatológica principalmente nas regiões Sudeste e Nordeste, com anomalias
positivas de até 5º C.
As ENAs brutas verificadas em cada subsistema foram: 38 %MLT – 21.438 MW médios no Sudeste/CentroOeste (pior valor*), 215 %MLT – 15.652 MW médios no Sul (6º melhor valor*), 26 %MLT – 3.682 MW médios no
Nordeste (pior valor*) e 60 %MLT – 6.026 MW médios no Norte-Interligado (8º pior valor*).
Ressalta-se que, apesar de ter ocorrido ENA bruta de 215 %MLT no subsistema Sul, foi armazenável apenas
185 %MLT.
* 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 01/01/2015 a 30/01/2015 – Brasil.
Fonte: ONS
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2.2.
Precipitação Acumulada – Principais Bacias
Sub-Bacia do Rio Grande
Sub-Bacia Paranaíba
Bacia do Rio Paranapanema
Precipitação 01-28/01/2015*: 93,7 mm
MLT de janeiro: 266,1 mm
Precipitação 01-28/01/2015*: 83,3 mm
MLT de janeiro: 282,4 mm
Precipitação 01-28/01/2015*: 110,6 mm
MLT de janeiro: 177,9 mm
Bacia do Rio Tiete
Sub-Bacia do Paraíba do Sul
Bacia do Tocantins
Precipitação 01-28/01/2015*: 130,0 mm
MLT de janeiro: 226,8 mm
Precipitação 01-28/01/2015*: 73,3 mm
MLT de janeiro: 241,9 mm
Precipitação 01-28/01/2015*: 118,1 mm
MLT de janeiro: 270,4 mm
Bacia do São Francisco
Sub-Bacia do Rio Iguaçu
Bacia do Rio Uruguai
Precipitação 01-28/01/2015*: 37,4 mm
MLT de janeiro: 175,6 mm
Precipitação 01-28/01/2015*: 84,6 mm
MLT de janeiro: 161,9 mm
Precipitação 01-28/01/2015*: 207,4 mm
MLT de janeiro: 144,7 mm
Figura 2. Precipitação (mm) acumulada de 01/01 a 28/01/2015 nas principais bacias, referenciadas à média histórica.
Fonte: CPTEC
* A data refere-se ao último dado acumulado do mês de janeiro disponibilizado em dia útil.
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3
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2.3. Energia Natural Afluente Armazenável
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
80.000
92%
22.306
23.534
18.504
15.518
14.887 84%
13.197 62%
18.279
34.239
mar
55.144
abr
41.808
mai
30.186
jun
25.783
jul
21.387
ago
17.854
set
17.716
out
21.318
nov
27.229
dez
41.252
MLT
ENA 2014
MLT
67%
74%
33.293
0
87%
80%
33.621
fev
59.055
16.000
87%
61%
36%
21.234
jan
56.416
52%
38%
32.000
83%
48.000
29.345
21.438
ENA (MW med)
64.000
ENA 2015
Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte dos dados: ONS
Subsistema Sul
194%
20.000
105%
82%
61%
60%
5.025
11.233
8.220
10.937
19.066
11.945
6.247
10.989
13.929
7.709
7.095
MLT
10.160
13.468
4.000
0
96%
92%
110%
127%
125%
8.000
162%
185%
12.000
140%
ENA (MW med)
16.000
jan
7.280
fev
8.360
mar
7.008
abr
6.591
mai
8.570
jun
9.938
jul
10.927
ago
10.338
set
12.011
out
13.271
nov
9.368
dez
7.391
MLT
ENA 2014
ENA 2015
Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Sul.
Fonte dos dados: ONS
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Subsistema Nordeste
20.000
16.000
77%
8.000
MLT
ago
3.459
set
3.094
out
3.395
ENA 2014
6.536
jul
3.972
40%
1.227 36%
jun
4.823
2.235
1.617 52%
54%
mai
7.311
1.876
abr
12.072
1.835 46%
mar
14.828
42%
3.012 41%
fev
14.893
2.033
39%
4.727
26%
3.885
jan
14.162
3.886
MLT
3.541 25%
0
10.991
4.000
26%
64%
ENA (MW med)
12.000
nov
5.553
dez
10.213
ENA 2015
Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.
Fonte dos dados: ONS
Subsistema Norte-Interligado
20.000
16.000
80%
59%
8.782
8.028
4.169
2.331
1.529 77%
jan
10.043
fev
13.463
mar
15.635
abr
15.565
mai
10.441
jun
5.459
jul
3.319
ago
2.338
ENA 2014
4.694
80%
76%
2.307
set
1.814
1.429 79%
1.243 78%
88%
MLT
83%
83%
57%
8.633
MLT
10.457
0
60%
4.000
102%
8.000
10.019
6.026
ENA (MW med)
12.000
out
1.946
nov
3.076
dez
5.868
ENA 2015
Figura 6. ENA Armazenável: Subsistema Norte-Interligado.
Fonte dos dados: ONS
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2.4. Energia Armazenada
Em janeiro de 2015 houve pequena elevação nos níveis de armazenamento dos reservatórios equivalentes dos
subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste e redução nos subsistemas Sul e Norte. Houve contribuição de
aproximadamente 16.282 MWmédios de produção térmica no mês, valor cerca de 396 MWmédios abaixo do verificado
no mês anterior.
Houve uma redução do armazenamento equivalente em 2,6 p.p. no subsistema Sudeste/Centro-Oeste durante
o mês de janeiro, atingindo 16,8 %EAR, valor 23,5 p.p. inferior ao verificado no final de janeiro de 2014(40,3 %EAR), e
14,6 p.p. inferiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (31,4%EAR). As disponibilidades energéticas da UHE
Itaipu foram dimensionadas em função da evolução das condições eletroenergéticas de seu reservatório, sendo
exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e
os limites elétricos vigentes na interligação Sul – Sudeste/Centro-Oeste.
Na região Sul, a geração das usinas foi maximizada em todos os períodos de carga durante a maior parte do
mês, sendo seus excedentes energéticos transferidos para a região Sudeste/Centro-Oeste, respeitando-se os limites
elétricos vigentes na interligação Sul - Sudeste/Centro-Oeste. Nesse contexto, houve um replecionamento do
reservatório equivalente em 2,0 p.p em comparação com dezembro de 2014, atingindo 59,4 %EAR ao final do mês,
valor cerca de 1,8 p.p. superior ao armazenamento do final do mês de janeiro de 2014 (57,6 %EAR).
No subsistema Nordeste houve deplecionamento em 1,3 p.p. no reservatório equivalente, atingindo 16,4 %EAR
ao final do mês de janeiro, valor 26,2 p.p. inferior ao verificado ao final de janeiro de 2014 (42,6 %EAR) e 25,0 p.p.
inferiores ao armazenamento no mesmo mês de 2001 (41,4 %EAR). Foi mantida a geração hidráulica em valores
mínimos, sendo a geração térmica e eólica locais e o recebimento de energia da ordem de 881 MWmédios
responsáveis pelo fechamento do balanço energético do subsistema. Em função das condições de armazenamento
desfavoráveis e afluência média verificada de 145 m³/s, a defluência mínima da UHE Três Marias foi mantida em
120 m³/s. Em janeiro, foi verificada afluência média à UHE Sobradinho de 1.010 m³/s, iniciando em 1.800 m³/s ao longo
do mês, com recessão e atingindo 490 m³/s ao término do mês.
O armazenamento equivalente do subsistema Norte-Interligado atingiu 34,7 %EAR ao final do mês de janeiro,
apresentando replecionamento em 1,3 p.p em comparação ao mês anterior, e cerca de 26,1 p.p. inferiores em relação
ao armazenamento do final de janeiro de 2014 (60,8 %EAR). Em janeiro, a geração da UHE Tucuruí inicialmente foi
maximizada em todos os períodos de carga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos
vigentes nas interligações entre as regiões Norte, Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. A partir de meados do mês, a
geração na UHE Tucuruí passou a ser dimensionada em função da evolução das condições hidroenergéticas de seu
reservatório e do nível mínimo para operação das unidades geradoras da Fase 2, sendo suas disponibilidades
energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as mesmas condições
operativas do início do mês.
Com relação aos principais reservatórios do SIN, as maiores variações percentuais de energia armazenada em
comparação ao final de dezembro de 2014 referem-se ao replecionamento de 4,5 p.p. na UHE Tucuruí (atingindo
32,1% v.u.) e ao deplecionamento de 4,0 p.p. na UHE Furnas (atingindo 9,5% v.u.) e de 3,6 p.p. na UHE Emborcação
(atingindo 12,9% v.u.). Por sua vez, ao final do mês de janeiro, UHE Ilha Solteira encontrava-se com armazenamento
de cerca de 27,1% v.u., referenciado ao seu volume útil máximo, considerando operação individual, o que corresponde
a um deplecionamento de 11,0 p.p. em relação ao armazenamento verificado em dezembro de 2014.
Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.
Subsistema
Energia Armazenada
no Final do Mês (% EAR)
Capacidade Máxima
(MWmês)
% da Capacidade Total
Sudeste/Centro-Oeste
16,8
205.002
70,3
Sul
59,4
19.873
6,8
Nordeste
16,4
51.859
17,8
Norte
34,7
TOTAL
14.812
5,1
291.546
100,0
Fonte dos dados: ONS
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6
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
100%
80%
60%
% EAR
Capacidade Máxima = 205.002 MWmês
31-01-2015: 16,8%
40%
20%
0%
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
Período Chuvoso
ago
set
out
nov
Chuvoso
Período Seco
Ano 2011
Ano 2012
Ano 2013
dez
Ano 2014
Ano 2015
Figura 7. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte dos dados: ONS
Subsistema Sul
100%
31-01-2015: 59,4%
60%
% EAR
Capacidade Máxima = 19.873 MWmês
80%
40%
20%
0%
jan
fev
mar
abr
Período Chuvoso
Ano 2011
mai
jun
jul
ago
set
out
Período Seco
Ano 2012
Ano 2013
Ano 2014
nov
dez
Chuvoso
Ano 2015
Figura 8. EAR: Subsistema Sul.
Fonte dos dados: ONS
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7
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Subsistema Nordeste
100%
31-01-2015: 16,4%
60%
% EAR
Capacidade Máxima = 51.859 MWmês
80%
40%
20%
0%
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
Período Seco
Período Chuvoso
Ano 2011
Ano 2012
Ano 2013
dez
Chuvoso
Ano 2014
Ano 2015
Figura 9. EAR: Subsistema Nordeste.
Fonte dos dados: ONS
Subsistema Norte-Interligado
100%
60%
% EAR
Capacidade Máxima = 14.812 MWmês
80%
40%
31-01-2015: 34,7%
20%
0%
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
set
out
Período Seco
Período Chuvoso
Ano 2011
ago
Ano 2012
Ano 2013
Ano 2014
nov
dez
Chuvoso
Ano 2015
Figura 10. EAR: Subsistema Norte-Interligado.
Fonte dos dados: ONS
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Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA
3.1. Principais Intercâmbios Verificados
Do subsistema Norte-Interligado, houve exportação de energia de cerca de 2.496 MWmédios para
complementação do balanço energético dos demais subsistemas. Na média mensal, o subsistema Sudeste/CentroOeste recebeu excedentes do subsistema Norte em 1.615 MWmédios.
O subsistema Nordeste também permaneceu recebedor, aumentando sua importação de 339 MWmédios em
dezembro para 881 MWmédios em janeiro. Ressalta-se que a geração hidráulica no subsistema Nordeste continuou
nos valores mínimos operativos para minimizar os desestoques e possivelmente aumentar as taxas de replecionamento
dos reservatórios da região.
No complexo do Rio Madeira, em dezembro, a UHE Jirau gerou cerca de 1.337 MWmédios e a UHE Santo
Antônio gerou cerca de 1.436 MWmédios, contribuindo para o suprimento eletroenergético do SIN. No período foram
escoados cerca de 2.568 MWmédios pelo primeiro bipolo em corrente contínua, com média diária máxima no mês de
3.020 MWmédios, no dia 17 de janeiro de 2015.
Além disso, a região metropolitana de Manaus importou cerca de 69 MWmédios do SIN no mês de janeiro,
através da interligação Tucuruí-Manaus. No dia 30 de janeiro de 2015, foi registrado o maior valor diário de importação
pela interligação Tucuruí-Manaus no mês, 204 MWmédios.
A importação da Venezuela para suprimento ao estado de Roraima foi de 98 MWmédios, da mesma ordem
verificada no mês anterior.
No mês de janeiro, houve intercâmbio internacional emergencial com a Argentina no valor de 7 MWmédios.
Tabela 2. Principais limites de intercâmbio.
Item
Fluxo
Limite de Intercâmbio* (MW)
1
FVB**
EXPN
RECN
EXPNE
RNE
(FNS + FSENE)
EXPSE
RSUL
FSUL
INTArg
INTUrug
200
4.550
2
3
4
5
6
Figura 11. Principais intercâmbios de energia (MWmédios).
(Carga do Norte - Geração de 5 UGs de Tucuruí)
4.000
4.200
5.100
4.300
7.500
5.740
2.100
70
Fonte dos dados: ONS / Eletronorte
Fonte dos dados: ONS / Eletronorte
* Os limites de intercâmbio apresentados referem-se à carga pesada, conforme revisão quadrimestral do PMO de janeiro de 2015.
** Valor contratual.
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Legenda da seção 3.1.
FVB
Intercâmbio internacional
(atendimento a Roraima)
com
a
Venezuela
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 dezembro de 2014, o consumo de energia elétrica atingiu 49.325 GWh, considerando autoprodução e
acrescido das perdas, registrando crescimento de 2,0% em comparação ao verificado no mês anterior e ao consumo de
dezembro de 2013. Desconsiderando as perdas, o crescimento anual registrado foi de 2,2%, sendo esta a menor taxa
observada desde 2009, quando houve retração do consumo total em decorrência da crise econômica global instaurada
no final de 2008. O resultado verificado para o ano 2014 foi impactado principalmente pela retração do consumo
industrial, conforme descrito abaixo.
No ano 2014 (janeiro a dezembro), o consumo residencial registrou crescimento de 5,7% em relação ao
acumulado no ano anterior e avançou 4,0% em dezembro de 2014 em comparação ao mesmo mês de 2013. Em
termos do número de unidades consumidoras residenciais, houve crescimento de 3,1%. Em termos percentuais, a
expansão mais expressiva desses consumidores foi na região Norte do país, onde estão sendo desenvolvidos
programas pelas principais concessionárias de distribuição visando à regularização das ligações. Nessa região, o
consumo residencial registrou crescimento de 11,5%, com destaque para o estado do Pará, onde o aumento foi de
15,8%.
Por sua vez, o consumo da classe comercial registrou crescimento de 7,3% no acumulado de 12 meses e 3,8%
em relação a dezembro de 2013. Na região Sul, a expansão do consumo dessa classe em 8,8% foi resultado, dentre
outros fatores, dos efeitos das temperaturas relativamente mais elevadas, e consequente utilização de aparelhos
condicionadores de ar.
Seguindo tendência dos meses anteriores, o consumo industrial fechou o ano com retração de 5,5%, em
relação a dezembro de 2013, sendo os segmentos metalúrgico e automobilístico os mais afetados. A indústria
metalúrgica registrou queda de 21,1% no consumo, reflexo da diminuição de 13,4% na produção de laminados e de 1%
em aço bruto. No setor automobilístico, por sua vez, houve recuo de 8,9% do consumo, acompanhando a queda
verificada de 11,8% na produção de veículos. Dessa forma, com exceção do Sul, onde o consumo se manteve estável,
o consumo industrial de energia elétrica recuou em todas as regiões: 3,5% no Norte, 5,7% no Nordeste, 7,5% no
Sudeste e 6,1% no Centro-Oeste.
Por fim, o consumo de energia da classe rural aumentou 8,5% em comparação ao mesmo mês em 2013 e
acumula em 12 meses crescimento de 10,1% em relação ao mesmo período anterior.
* Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx
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Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe.
Valor Mensal
Dez/14
GWh
Acumulado 12 meses
Evolução mensal Evolução anual
(Dez/14/Nov/14) (Dez/14/Dez/13)
Jan/13-Dez/13
(GWh)
Jan/14-Dez/14
(GWh)
Evolução
Residencial
11.136
-2,1%
4,0%
124.896
132.049
5,7%
Industrial
14.483
-4,1%
-5,5%
184.684
178.055
-3,6%
Comercial
7.859
-1,2%
3,8%
83.704
89.819
7,3%
Rural
2.143
-5,0%
8,5%
23.455
25.825
10,1%
Demais classes *
4.051
-1,8%
1,8%
46.383
47.647
2,7%
Perdas
9.652
27,8%
9,7%
96.374
100.504
4,3%
Total
49.325
2,0%
2,0%
559.496
573.899
2,6%
* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e Consumo próprio das distribuidoras.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Consumo de Energia Elétrica em Dez/2014
19,6%
22,6%
8,2%
4,3%
15,9%
29,4%
Residencial
Industrial
Fonte dos dados: EPE
Consumo de Energia Elétrica em 12 meses
17,5%
8,3%
4,5%
15,7%
Comercial
Rural
23,0%
31,0%
Demais classes
Perdas
Figura 12. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: EPE
Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo.
Valor Mensal
Consumo médio em 12 meses
Dez/14
kWh/NU
Evolução mensal
(Dez/14/Nov/14)
Evolução anual
(Dez/14/Dez/13)
Jan/13-Dez/13
(kWh/NU)
Jan/14-Dez/14
(kWh/NU)
Evolução
Consumo médio residencial
169
-2,3%
0,9%
163
167
2,5%
Consumo médio industrial
25.275
-3,0%
-3,6%
26.332
25.894
-1,7%
Consumo médio comercial
1.415
-1,4%
1,7%
1.281
1.347
5,2%
Consumo médio rural
501
-5,2%
6,6%
465
504
8,2%
*
Consumo médio demais classes
5.446
-1,7%
-0,6%
5.320
5.338
0,3%
Consumo médio total
515
-3,0%
-2,6%
516
512
-0,7%
* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
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Fonte dos dados: EPE
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4.2.
Unidades Consumidoras
Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe.
Período
Número de Unidades
Consumidoras
Dez/13
Dez/14
Residencial (NUCR)
63.862.330
65.863.112
3,1%
Industrial (NUCI)
584.468
573.018
-2,0%
Comercial (NUCC)
5.444.648
5.555.637
2,0%
Rural (NUCR)
4.200.019
4.273.173
1,7%
Demais classes *
726.606
743.876
2,4%
74.818.071
77.008.816
2,9%
Total (NUCT)
Evolução
* Em Demais Classes estão consideradas Poder Público, Iluminação Pública, Serviço Público e consumo próprio das distribuidoras.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
4.3. Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil
Fonte dos dados: EPE
*
Consumo Total de Energia Elétrica no Brasil
99,0%
98,9%
97,5%
99,0%
98,9%
99,0%
98,9%
97,7%
99,0%
99,0%
44.540
46.245
47.515
47.491
48.485
49.965
45.067
47.102
48.370
47.585
48.354
49.325
Set
Out
Nov
Dez
97,5%
97,4%
99,0%
99,0%
Ago
97,5%
45.630
47.108
47.139
98,0%
97,9%
97,8%
Jul
99,0%
99,0%
97,7%
97,6%
99,0%
44.979
45.959
46.920
Abr
97,6%
97,8%
97,6%
99,0%
44.690
45.715
46.717
Mar
40.000
44.451
45.808
46.219
97,9%
97,8%
99,1%
47.879
48.210
48.882
Fev
45.000
97,6%
97,5%
99,0%
99,1%
44.589
44.287
47.044
Jan
97,7%
45.262
47.522
51.662
Carga (GWh)
50.000
42.942
44.700
44.159
99,1%
55.000
35.000
30.000
Mai
Jun
2012 SIN
2013 SIN
2014 SIN
2012 SI
2013 SI
2014 SI
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
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.
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4.4. Demandas Máximas
Devido à ocorrência de elevadas temperaturas no mês de janeiro de 2015 e à intensa utilização de
equipamentos de climatização, houve uma série de superações de recordes de demandas máximas nos subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, registradas todas no período da tarde.
No subsistema Sudeste/Centro-Oeste ocorreram três superações de recorde, na seguinte sequência: no dia 13
com 51.295 MW, no dia 19 com 51.595 MW e no dia 21 com 51.894 MW, superando em 633 MW (1,2%) o recorde
anterior ao mês.
No subsistema Nordeste ocorreram três superações de recorde, na seguinte sequência: no dia 13 com
11.950 MW, no dia 14 com 11.999 MW e no dia 19 com 12.166 MW, superando em 327 MW (2,8%) o recorde anterior
ao mês.
Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema.
SE/CO
Subsistema
Máxima no mês (MW)
(dia - hora)
Recorde (MW)
(dia - hora)
S
NE
N-Interligado
SIN
51.894
17.021
12.166
5.951
85.391
21/01/2015 - 14h32
13/01/2015 - 14h38
19/01/2015 - 15h34
30/01/2015 - 15h49
13/01/2015 - 15h38
51.894
17.971
12.166
6.185
85.708
21/01/2015 - 14h32
06/02/2014 - 14h29
19/01/2015 - 15h34
04/09/2014 - 14h39
05/02/2014 - 15h41
Fonte dos dados: ONS
4.5. Demandas Máximas Mensais
Sistema Interligado Nacional
Recorde
100.000
Demanda (MW)
80.000
60.000
40.000
77.939
81.217
72.766
78.762
72.379
74.676
73.105
74.330
72.423
73.743
73.347
73.991
74.119
75.162
76.296
80.120
78.013
77.111
79.924
77.912
Jan
78.032
85.708
0
74.783
83.962
85.391
20.000
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2013
2014
2015
Figura 13. Demandas máximas mensais: SIN.
Fonte dos dados: ONS
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
13
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
Recorde
60.000
Demanda (MW)
48.000
36.000
24.000
48.099
49.791
44.875
47.618
44.714
45.575
45.610
44.911
43.720
45.119
44.951
45.101
45.581
45.512
46.784
49.026
47.837
46.560
48.941
45.729
Jan
48.549
51.261
0
46.873
50.014
51.894
12.000
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2013
2014
2015
Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte dos dados: ONS
Subsistema Sul
Recorde
20.000
Demanda (MW)
16.000
12.000
8.000
14.484
15.076
13.610
15.191
13.632
13.459
13.411
13.562
13.886
13.435
13.501
13.628
14.014
13.529
13.393
15.646
15.005
15.223
15.176
16.507
Jan
15.703
17.971
0
15.276
17.357
17.021
4.000
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2013
2014
2015
Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.
Fonte dos dados: ONS
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14
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Subsistema Nordeste
Recorde
15.000
Demanda (MW)
12.000
9.000
6.000
11.767
11.737
11.615
11.654
11.246
11.499
10.726
11.043
10.814
10.869
10.959
10.956
11.384
11.839
11.511
11.681
11.520
11.823
11.809
11.808
Jan
11.542
11.681
0
11.080
11.732
12.166
3.000
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2013
2014
2015
Figura 16. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.
Fonte dos dados: ONS
Subsistema Norte-Interligado *
Recorde
7.500
Demanda (MW)
6.000
4.500
3.000
4.820
6.012
4.761
6.012
4.728
5.908
4.702
5.953
5.827
5.661
6.038
6.036
6.109
6.185
5.992
6.003
5.792
5.983
6.103
5.935
Jan
4.710
5.873
0
4.489
5.958
5.951
1.500
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2013
2014
2015
Figura 17. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte-Interligado.
Fonte dos dados: ONS
* 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.
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5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
No mês de janeiro de 2015 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu
134.008 MW. Em comparação com o mesmo mês em 2014, houve expansão de 3.277 MW de geração de fonte
hidráulica, de 1.429 MW de fontes térmicas e de 2.729 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.
Jan/14
Jan/15
Capacidade
Instalada (MW)
Nº Usinas
Capacidade
Instalada (MW)
% Capacidade Instalada
Evolução da
Capacidade Instalada
(Jan/15 / Jan/14)
Hidráulica
85.950
1.158
89.227
66,6%
3,8%
Térmica
38.357
1.891
39.786
29,7%
3,7%
Gás Natural
13.896
122
12.776
9,5%
-8,1%
Biomassa
11.410
504
12.341
9,2%
8,2%
Petróleo *
7.672
1.241
9.085
6,8%
18,4%
Carvão
3.389
22
3.593
2,7%
6,0%
Nuclear
1.990
2
1.990
1,5%
0,0%
2.252
232
4.981
3,7%
121,2%
5
317
15
0,01%
206,9%
126.563
3.598
134.008
100,0%
5,9%
Fonte
Eólica
Solar Fotovoltaica
Capacidade Total - Brasil
* Inclui outras fontes fósseis (0,149 MW).
** Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada pela ANEEL, que passou por reenquadramento de fontes em setembro de 2014. 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 30/01/2015)
Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Jan/2015
Eólica 3,7%
Solar <0,1%
Gás Natural 9,5%
Hidráulica 66,6%
Biomassa 9,2%
Petróleo * 6,8%
Térmica 29,7%
Carvão 2,7%
Nuclear 1,5%
Figura 18. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.
Fonte dos dados: ANEEL (BIG 30/01/2015)
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6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB.
Classe de Tensão (kV)
Linhas de
Transmissão
Instaladas (km)*
% Total
230 kV
52.580
41,8%
345 kV
10.303
8,2%
440 kV
6.728
5,4%
500 kV
40.649
32,3%
600 kV (CC)
12.816
10,2%
750 kV
2.683
2,1%
Total SEB
125.759
100,0%
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.
Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB - Jan/2015
750 kV
2,1%
600 kV (CC)
10,2%
230 kV
41,8%
500 kV
32,3%
440 kV
5,4%
345 kV
8,2%
Fonte dos dados: MME/ANEEL/ONS
Figura 19. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.
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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 janeiro de 2014 a dezembro de 2014 atingiu
549.847 GWh. No mês de dezembro de 2014, a geração hidráulica correspondeu a 67,9% do total gerado no país,
0,5 p.p. superior ao verificado no mês anterior. Neste período, a produção eólica, que é sazonal, teve sua participação
aumentada em 0,2 p.p. Além disso, a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em
termos globais, foi reduzida em 0,7 p.p., com destaque para as variações de +0,4 p.p. na geração térmica a gás e de
-1,5 p.p. para usinas térmicas a biomassa.
Matriz de Produção de Energia Elétrica - Dez/2014
Eólica 3,1%
Solar Fotovoltaica <0,1%
Hidráulica 67,9%
Gás 13,0%
Carvão 3,1%
Petróleo * 6,7%
Térmica 29,0%
Nuclear 3,0%
Biomassa 3,2%
Figura 20. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
*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.
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Fonte dos dados: CCEE e Eletrobras
18
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**
7.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional
Tabela 9. Matriz de produção de energia elétrica no SIN.
Valor mensal
Fonte
Acumulado 12 meses
Dez/14 Evolução mensal Evolução anual Jan/13-Dez/13 Jan/14-Dez/14
(GWh) (Dez/14 / Nov/14) (Dez/14 / Dez/13)
(GWh)
(GWh)
Evolução
Hidráulica
31.481
2,6%
-13,2%
408.963
386.329
-5,5%
Térmica
12.560
-1,1%
50,5%
110.096
138.945
26,2%
Gás
5.680
5,4%
59,1%
51.523
62.019
20,4%
Carvão
1.433
9,4%
26,9%
12.407
15.330
23,6%
Petróleo *
2.564
-0,6%
128,5%
15.592
26.486
69,9%
Nuclear
1.378
6,7%
5,4%
13.461
14.140
5,0%
Biomassa
1.506
-29,5%
23,7%
17.112
20.969
22,5%
Eólica
1.442
11,1%
127,9%
6.465
11.946
84,8%
Solar Fotovoltaica
0,42
-0,3%
-
1,39
3,98
-
45.483
1,8%
0,6%
525.525
537.225
2,2%
TOTAL
* 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 dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
7.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ***
No acumulado de janeiro de 2014 a dezembro de 2014, com relação aos 12 meses anteriores, a produção
térmica global nos sistemas isolados se manteve praticamente no mesmo patamar, com redução de 10,3% na geração
a base de petróleo e aumento de 17,6% na geração a gás.
Tabela 10. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.
Valor mensal
Fonte
Acumulado 12 meses
Dez/14 Evolução mensal Evolução anual Jan/13-Dez/13 Jan/14-Dez/14
(GWh) (Dez/14 / Nov/14) (Dez/14 / Dez/13)
(GWh)
(GWh)
Evolução
Hidráulica
142
-6,3%
-3,1%
1.912
1.940
1,5%
Térmica
916
0,8%
-0,5%
10.682
10.682
0,0%
Gás
349
-10,3%
0,2%
3.942
4.636
17,6%
Petróleo *
567
9,1%
-1,0%
6.740
6.046
-10,3%
1.058
-0,2%
-0,9%
12.594
12.622
0,2%
TOTAL
* Em Petróleo estão consideradas as usinas bicombustíveis.
*** Está incluída a produção de energia elétrica do Sistema Manaus, que está interligado ao SIN desde julho de 2013, mas em configuração provisória.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: Eletrobras.
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7.4. Geração Eólica *
No mês de dezembro de 2014, o fator de capacidade médio da região Nordeste reduziu 0,9 p.p. frente ao mês
anterior, atingindo 41,4%. Esse resultado foi decorrente do acréscimo de 178 MWmédios da geração verificada,
associado à expansão de 510 MW de capacidade instalada da fonte na região. Em relação ao acumulado dos últimos
doze meses (janeiro/2014 a dezembro/2014), houve avanço de 3,7 p.p. no fator de capacidade da região Nordeste em
comparação ao mesmo período anterior.
Por sua vez, o fator de capacidade das usinas do Sul diminuiu 1,3 p.p. em relação a novembro de 2014, e
atingiu 23,9%, com total de geração verificada no mês de 230,0 MWmédios. Em relação ao acumulado dos últimos
doze meses, o fator de capacidade da região Sul reduziu cerca de 0,5 p.p., em comparação ao mesmo período
anterior.
Geração Eólica - Região Nordeste
4.500
100%
Fator de Capacidade Médio Mensal de :
Jan/2014 a Dez/2014 = 40,2%
MW ou MWmed
3.600
Jan/2013 a Dez/2013 = 36,5%
80%
2.700
60%
1.800
40%
900
20%
Capacidade Instalada (MW)
dez/14
out/14
nov/14
set/14
jul/14
ago/14
jun/14
abr/14
mai/14
mar/14
jan/14
fev/14
nov/13
dez/13
set/13
out/13
jul/13
ago/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
jan/13
fev/13
0
0%
Geração (MWmed)
Fator de Capacidade
Figura 21. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Nordeste.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
Geração Eólica - Região Sul**
1.500
100%
Fator de Capacidade Médio Mensal de :
Jan/2014 a Dez/2014 = 27,9%
MW ou MWmed
1.200
Jan/2013 a Dez/2013 = 28,4%
80%
900
60%
600
40%
300
20%
Capacidade Instalada (MW)
dez/14
out/14
nov/14
set/14
ago/14
jul/14
jun/14
mai/14
abr/14
mar/14
jan/14
fev/14
nov/13
dez/13
set/13
out/13
ago/13
jul/13
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
jan/13
fev/13
0
0%
Geração (MWmed)
Fator de Capacidade
Figura 22. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
* Os valores de geração verificada apresentados não incluem geração em teste e estão referenciados ao centro de gravidade a partir de jul/12. 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.
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20
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7.5. Energia de Reserva *
A geração média esperada comprometida para o Contratos de Energia de Reserva - CER ** em dezembro de
2014, considerando a sazonalização da entrega e as particularidades referentes aos CER, totalizou 1.938,6
MWmédios, dos quais foram entregues 56,8%, ou 1.101,8 MWmédios, e cujo restante poderá ser complementado até o
término do período de apuração de cada usina ou dentro período de contratação.
A geração eólica verificada referente aos Contratos de Energia de Reserva no mês de dezembro de 2014
correspondeu a 60,7% da geração esperada comprometida para o CER ** para o mês. A geração a biomassa
verificada atingiu apenas 48,3% do valor esperado comprometido para o CER **.
No acumulado do ano de 2014, considerando todas as fontes de energia, foi verificada entrega de cerca de
63,6% do valor esperado comprometida para o CER **.
No ano de 2013, foi entregue 60,9 % da geração média esperada comprometida para o CER, ou
738,0 MWmédios, de um total esperado de 1.212,3 MWmédios.
Energia de Reserva - 2013
1.500
Energia vendida em 2013: 1.698,2 MWmed
1.212,3
1.200
MWmed
900
738,0
600
nov
522,0
out
1.324,0
1.356,0
1.006,0
mai
jun
jul
ago
set
Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)
1.356,0
1.075,0
1.356,0
1.121,0
1.125,0
1.370,0
1.370,0
1.135,0
1.416,0
881,0
abr
1.416,0
mar
913,0
1.173,0
400,0
212,0
fev
816,0
216,0
jan
753,0
214,0
0
812,0
300
dez
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)
Geração verificada comprometida com o CER média em 2013
Geração esperada comprometida com o CER média em 2013
Figura 23. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2013.
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.
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Energia de Reserva - 2014
2.500
2.000
1.737,9
MWmed
1.500
1.105,2
1.000
ago
nov
1.101,8
out
set
1.938,6
2.086,6
1.451,8
jul
2.020,5
1.701,4
jun
1.600,1
mai
2.015,3
1.736,6
1.458,9
abr
2.098,6
1.725,9
1.008,2
mar
1.837,7
1.672,6
592,9
fev
1.586,6
1.398,5
299,0
jan
2.039,0
961,3
263,4
0
1.104,6
301,3
500
dez
Geração esperada comprometida com o CER (Mwmed)
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed)
Geração verificada comprometida com o CER média em 2014 (até última contabilização)
Geração esperada comprometida com o CER média em 2014 (até última contabilização)
Figura 24. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada em 2014.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
Energia de Reserva por Fonte - últimos 12 meses
1.500
1.200
MWmed
900
600
416,3
1.167,7
16,1
467,0
1.217,9
16,6
422,1
1.016,0
13,8
335,0
752,9
14,0
mai
495,7
1.326,3
15,7
abr
463,0
1.111,9
11,7
mar
460,5
985,2
13,2
fev
0,0
653,0
352,2
3,0
70,8
228,2
0,0
jan
181,0
411,9
84,8
178,6
0,0
0
66,8
231,0
3,4
300
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2014
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Biomassa
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Eólica
Geração verificada comprometida com o CER (MWmed) - Hidráulica
Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - biomassa
Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - eólica
Geração esperada comprometida com o CER (MWmed) - hidráulica
Figura 25. Acompanhamento da Energia de Reserva Esperada e Verificada nos últimos 12 meses, por fonte.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
Fonte dos dados: CCEE
22
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Comparativo de Geração Verificada e Garantia Física *
7.6.
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Hidrelétricas
MWmed
49.993
49.747
49.068
48.807
48.372
47.611
47.799
47.630
48.424
50.087
50.262
52.000
49.899
65.000
39.000
26.000
51.263
47.246
45.680
42.044
40.728
40.770
39.592
42.201
42.598
42.565
42.222
0
52.314
13.000
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
Garantia física das Usinas Hidrelétricas
Geração das Usinas Hidrelétricas
Figura 26. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas hidrelétricas (UHE, PCH e CGH).
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Eólicas **
1.950
1.785
1.637
1.603
1.483
1.234
1.003
784
1.000
812
1.063
1.500
805
MWmed
2.000
1.789
2.500
726
622
714
725
1.195
1.554
1.853
1.803
2.030
1.735
1.865
0
754
500
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
Garantia Física das Usinas Eólicas
Geração das Usinas Eólicas
Figura 27. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas eólicas.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
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.
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23
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
2.732
3.261
3.496
3.457
3.344
3.333
3.144
2.551
3.200
3.544
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Biomassa
4.000
1.932
1.790
1.726
MWmed
2.400
1.600
399
648
1.659
3.029
3.435
3.251
3.698
3.379
3.556
2.961
2.020
0
366
800
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
Garantia física das Usinas Termelétricas a Biomassa
Geração das Usinas Termelétricas a Biomassa
Figura 28. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas térmicas a biomassa.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Óleo *
MWmed
2.769
2.864
2.857
2.859
2.865
2.844
2.796
2.752
2.753
2.756
2.745
2.800
2.745
3.500
2.100
1.400
2.612
2.292
2.393
2.085
1.815
2.107
2.984
2.971
2.964
3.045
2.889
0
1.827
700
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
Garantia física das Usinas Termelétricas a Óleo
Geração das Usinas Termelétricas a Óleo
Figura 29. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a óleo.
* Não inclui usinas bicombustíveis.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
Fonte dos dados: CCEE
24
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Gás
10.000
MWmed
6.402
6.412
6.430
6.488
6.484
6.437
6.345
6.320
6.383
6.445
6.603
6.521
8.000
6.000
4.000
5.038
6.745
7.513
7.157
7.580
6.739
7.243
7.703
6.576
7.200
7.339
7.311
2.000
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
0
Garantia física das Usinas Termelétricas a Gás
Geração das Usinas Termelétricas a Gás
Figura 30. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a gás.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
Geração Verificada e Garantia Física das Usinas Termelétricas a Carvão
2.097
2.099
2.091
2.095
2.095
2.065
2.062
2.079
2.097
2.115
2.115
2.400
2.138
3.000
MWmed
1.800
1.200
1.841
2.010
1.802
1.780
1.742
1.602
1.676
1.539
1.624
1.819
1.925
0
1.645
600
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
Garantia física das Usinas Termelétricas a Carvão
Geração das Usinas Termelétricas a Carvão
Figura 31. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas termelétricas a carvão.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
Fonte dos dados: CCEE
25
Ministério de Minas e Energia
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Geração Verificada e Garantia Física Total
68.489
68.713
68.279
67.895
67.514
66.335
66.112
65.470
65.787
66.647
66.336
72.000
66.845
90.000
MWmed
54.000
36.000
66.233
62.974
61.563
59.813
58.386
58.624
59.303
61.322
62.752
62.147
61.056
0
64.568
18.000
jan/14
fev/14
mar/14
abr/14
mai/14
jun/14
jul/14
ago/14
set/14
out/14
nov/14
dez/14
Geração hidráulica
Geração térmica
Outros
Garantia física Total
Figura 32. Acompanhamento da geração verificada e da garantia física das usinas do SIN.
Dados contabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
8. EXPANSÃO DA GERAÇÃO *
8.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração
No mês de janeiro de 2015, foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro – SEB 429,33 MW
de geração:
Usina
Unidades Geradoras
Capacidade Instalada
Estado
CEG
UEE Eurus II
UG1 a UG15
30,0 MW
RN
EOL.CV.RN.030499-9.01
UEE Renascença V
UG1 a UG15
30,0 MW
RN
EOL.CV.RN.030497-2.01
UEE Santo Antônio de Pádua
UG 6
2,0 MW
CE
EOL.CV.CE.030916-8.01
UHE Jirau
UG 9
75,0 MW
RO
UHE.PH.RO.029736-4.01
PCH Jamari
UG 1 e 2
13,332 MW
RO
PCH.PH.RO.029435-7.01
UTE Baixada Fluminense
UG 3
186,0 MW
RJ
UTE.GN.RJ.030769-6.01
UEE Reb Cassino I
UG1 a UG11
22,0 MW
RS
EOL.CV.RS.030469-7.01
UEE Reb Cassino II
UG1 a UG10
20,0 MW
RS
EOL.CV.RS.030477-8.01
UEE Reb Cassino III
UG1 a UG11
22,0 MW
RS
EOL.CV.RS.030468-9.01
UEE Corredor de Sernandes III
UG1 a UG10
27,0 MW
RS
EOL.CV.RS.030819-6.01
PCH Inhapim
UG 3
2,0 MW
MG
PCH.PH.MG.028987-6.01
* 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.
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Tabela 11. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.
Realizado em
Jan/2015 (MW)
Acumulado
em 2015 (MW)
90,3
90,3
Térmica
186,0
186,0
Gás
186,0
186,0
Petróleo
0,0
0,0
Nuclear
0,0
0,0
Carvão Mineral
0,0
0,0
Biomassa
0,0
0,0
153,0
153,0
0,0
0,0
429,3
429,3
Fonte
Hidráulica
Eólica
Solar Fotovoltaica
TOTAL
Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS
8.2.
Previsão da Expansão da Geração *
Tabela 12. Previsão da expansão da geração (MW).
Fonte
Previsão 2014
Previsão 2015
Previsão 2016
3.722,0
5.603,8
4.525,7
Térmica
643,1
480,5
868,3
Gás
467,1
380,5
350,0
Petróleo
0,0
0,0
0,0
Nuclear
0,0
0,0
0,0
Carvão Mineral
0,0
0,0
0,0
176,0
100,0
518,3
3.025,4
3.267,0
952,1
0,0
0,0
0,0
7.390,5
9.351,3
6.346,1
Hidráulica
Biomassa
Eólica
Solar Fotovoltaica
TOTAL
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 09/01/2015, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE.
9. EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
9.1.
Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão *
No mês de janeiro de 2015, foram incorporadas as seguintes LTs ao Sistema Interligado Nacional – SIN, em
um total de 32,0 km:

LT 525 kV Seccionamento (SE Abdon Batista) Campos Novos / Biguaçú, com 8 km de extensão, da
ETSE, no estado de Santa Catarina.
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
LT 525 kV Seccionamento (SE Santo Ângelo) Garabi 2 / Itá, com 24 km de extensão, da CIEN, no
estado do Rio Grande do Sul.
Tabela 13. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.
Classe de Tensão (kV)
Realizado em Jan/15 (km)
Acumulado em 2015 (km)
230
0,0
0,0
345
0,0
0,0
440
0,0
0,0
500
32,0
32,0
600 (CC)
0,0
0,0
750
0,0
0,0
TOTAL
32,0
32,0
Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS
9.2. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em
Instalações de Transmissão *
Foram incorporados 2 novos transformadores ao SIN, em um total de 1.744 MVA:


TR1 e TR2 500/230 kV – 1.344 MVA , na SE Abdon Batista (ETSE), em Santa Catarina.
TR4 500/230 kV – 400 MVA na SE Trindade (GOIÁS), em Goiás.
* 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.
TOTAL
Realizado em Jan/15 (MVA)
Acumulado em 2015 (MVA)
1.744,0
1.744,0
Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS
No mês de janeiro não foi incorporado ao SIN nenhum equipamento de compensação de potência reativa.
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9.3.
Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão *
Tabela 15. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.
Classe de Tensão (kV)
Previsão 2015
Previsão 2016
Previsão 2016
230
5.192,0
3.174,0
1.583,0
345
46,0
60,0
0,0
440
152,0
643,0
0,0
500
5.238,0
11.092,0
1.409,0
600 (CC)
0,0
0,0
0,0
750
0,0
0,0
0,0
TOTAL
10.628,0
14.969,0
2.992,0
Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS / EPE
9.4.
Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação
*
Tabela 16. Previsão da expansão da capacidade de transformação.
Transformação (MVA)
Previsão 2015
Previsão 2016
Previsão 2017
TOTAL
21.196,0
16.499,0
1.315,0
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 26/01/2015, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.
10.
CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO E DESPACHO TÉRMICO
No mês de janeiro de 2015, foi verificado um total de 16.282 MWmédios de geração térmica, considerando as
usinas programadas pelo ONS, contribuindo para minimizar a redução dos estoques dos reservatórios.
Os Custos Marginais de Operação – CMOs do submercado Sudeste/Centro-Oeste foram crescentes ao longo
do mês de janeiro, devido principalmente à atualização da previsão de vazões nas revisões do Programa Mensal de
Operação – PMO, tendo havido descolamento dos valores entre os subsistemas.
O máximo valor de CMO de janeiro foi registrado no último dia do mês e atingiu R$ 1.916,92 / MWh,
considerando o valor médio de todos os patamares de carga, nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Por sua
vez, o valor mínimo foi de R$ 494,4 / MWh em todos os subsistemas, na segunda semana do mês.
Destaca-se que a aplicação da metogologia vigente resultou no atingimento de CMOs superiores ao 1º patamar
de déficit, de R$1.420,34 / MWh, determinado pela Resolução Homologatória nº 1.837 da ANEEL, nos subsistemas
Sudeste/Centro-Oeste e Sul a partir do dia 17/01. Além disso, durante todo o mês, o Preço de Liquidação das
Diferenças – PLD manteve-se em R$ 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.
Com a elevação do CMO, os valores de geração térmica por garantia de suprimento energético, em janeiro de
2015 (512 MWmédios), foram reduzidos pela metade, em comparação com dezembro de 2014 (1.063 MWmédios).
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29
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
10.1.
Evolução do Custo Marginal de Operação
Subsistema Sudeste/Centro-Oeste
2.500
31-01-2015 : R$ 1.916,92 / MWh
CMO (R$ / MWh)
2.000
1.500
1.000
500
0
jan
fev
mar
abr
mai
Ano 2011
jun
Ano 2012
jul
ago
Ano 2013
set
out
Ano 2014
nov
dez
Ano 2015
Figura 33. CMO: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Fonte dos dados: ONS
* Os demais subsistemas do SIN apresentam variações em relação ao Sudeste/Centro-Oeste apenas quando os limites de intercâmbio são atingidos.
10.2.
Despacho Térmico
Evolução do CMO e do Despacho Térmico
2.500
15.000
12.000
8.484
8.429
8.391
8.343
9.000
CMO (R$ / MWh)
6.000
1.500
2.924
2.657
2.287
2.837
2.875
2.416
1.848
2.211
1.986
3.057
2.015
2.159
1.989
1.995
2.334
1.985
2.416
1.939
3.000
0
-3.000
1.000
-6.000
500
494,4
494,4
494,4
494,4
917,57
917,57
917,57
917,57
1402,96
1402,96
823,65
823,65
1445,61
1445,61
1420,66
1420,66
1916,92
1916,92
848,08
843,8
-9.000
529,36
529,36
529,36
529,36
0
Despacho Térmico (MWmed)
8.850
8.760
2.000
27/12-02/01/2015
03/01-09/01/2015
10/01-16/01/2015
17/01-23/01/2015
24/01-30/01/2015
31/01-06/02/2015
CMO SE/CO
Geração Gás Natural
CMO S
Geração Nuclear
CMO NE
Geração Carvão
-12.000
-15.000
CMO
N-Interligado
Geração Diesel + Óleo
Geração Total
Figura 34. Evolução do CMO e do despacho térmico verificado no mês.
Fonte dos dados: ONS
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30
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
11.
ENCARGOS SETORIAIS
O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em dezembro de 2014 foi de R$ 231,0 milhões, montante
65% superior ao dispendido no mês anterior (R$ 139,6 milhões). O valor do mês de dezembro de 2014 é composto por
R$ 48,0 milhões referentes ao encargo Restrição de Operação, que está relacionado principalmente ao despacho por
Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; por R$ 12,8 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$ 170,2 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.
Restrição de Operação
500.000
Encargo (10³ R$)
400.000
300.000
200.000
106.151
27.353
62.730
106.673
30.253
374.830
91.294
43.816
82.394
55.419
29.396
129.276
90.721
48.781
79.793
68.208
61.439
118.548
63.678
6.580
14.745
69.210
178.610
22.420
58.512
271.424
88.578
35.781
234.816
68.344
37.486
240.253
48.022
0
77.286
14.156
374.830
100.000
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2012
2013
2014
Figura 35. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.
Dados contabilizados / recontabilizados até dezembro de 2014.
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
Fonte dos dados: CCEE
31
Ministério de Minas e Energia
Secretaria de Energia Elétrica | Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
Segurança Energética
1.250.000
Encargo (10³ R$)
1.000.000
750.000
500.000
11.132
525.805
951
2.065
707.122
391.511
27.101
437.860
189.553
17.042
256.176
149.310
48.360
0
142.392
240.270
0
120.158
551.030
0
65.920
829.239
0
170.249
fev
76.935
842.877
1.495
jan
981
609.842
0
1.039.869
0
0
560.704
0
250.000
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2012
2013
2014
Figura 36. Encargos Setoriais: Segurança Energética.
Dados contabilizados / recontabilizados até dezembro de 2014.
Fonte dos dados: CCEE
Serviços Ancilares
20.000
Encargo (10³ R$)
16.000
12.000
8.000
8.021
4.963
4.747
5.814
400
5.677
7.098
7.857
7.300
8.112
7.567
9.582
17.009
7.670
8.003
6.713
6.064
7.077
8.366
4.232
8.515
6.497
4.024
5.861
5.761
3.935
5.032
6.758
4.221
5.384
5.320
5.914
12.773
0
6.334
7.129
5.677
4.000
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2012
2013
2014
Figura 37. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.
Dados contabilizados / recontabilizados até dezembro de 2014.
Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Janeiro/2015
Fonte dos dados: CCEE
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12. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
No mês de janeiro de 2015 a quantidade de ocorrências foi inferior ao verificado no mesmo mês de 2014,
porém o montante de carga interrompida foi superior. A seguir destacam-se algumas ocorrências relevantes:
•
•
•
Dia 19 de janeiro, às 14h48min: Desligamento manual de cargas no SIN após déficit de geração para
suprimento da demanda. Houve interrupção de aproximadamente 4.453 MW de cargas do SIN. Causa: Perda
de geração em algumas usinas do SIN, a partir do valor de frequência de 59,4 Hz, e restrição no fluxo na
interligação Norte/Sudeste, em função de manutenção do banco de capacitores da LT 500 kV Gurupi –
Miracema C1 e limitações sistêmicas para suportar perda dupla no sistema 765 kV de Itaipu.
Dia 23 de janeiro, às 20h00min: Desligamento da LT 138 kV São José – Rio da Cidade, devido à falha em
cadeia de isoladores, seguido de desligamento incorreto das LT 138 kV Rio da Cidade – Integração e LT 138
kV São José – Ilha dos Pombos. Houve também desligamento de linhas e unidades geradoras na região, por
sobrecarga. Houve interrupção de 942 MW de cargas, sendo 487 MW da Ampla, 391 MW da Light, no estado
do Rio de Janeiro, e 64 MW da Energisa em Minas Gerais. Causa: Recusa de atuação da proteção no terminal
de Rio da Cidade da LT 138 kV São José – Rio da Cidade.
Dia 31 de janeiro, às 21h51min: Desligamento automático da barra de 230 kV da SE Ipatinga 1 e da LT 230
kV Ipatinga 1 - Mesquita C1. Houve interrupção de 157 MW de cargas da CEMIG em Minas Gerais.
Causa: Explosão do TC da fase Azul associado ao terminal de Ipatinga da LT 230 kV Ipatinga 1 - Mesquita C1.
12.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro *
Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências.
Carga Interrompida no SEB (MW)
Subsistema
Jan
SIN**
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
2015
2014
4.453
4.453
6.795
S
128
128
1.201
SE/CO
1.555
1.555
8.923
NE
0
0
3.405
N-Int***
0
0
6.119
Isolados
0
0
0
TOTAL
6.136
6.136
26.443
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Fonte dos dados: ONS, Eletronorte
Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.
Número de Ocorrências
Subsistema
Jan
SIN**
Fev
2015
2014
1
1
1
S
1
1
6
SE/CO
5
5
29
NE
0
0
15
N-Int***
0
0
27
Isolados
0
0
0
TOTAL
7
7
78
0
Mar
0
Abr
0
Mai
0
Jun
0
Jul
0
* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 minutos
** Perda de carga simultânea em mais de uma região.
*** O Sistema Manaus se encontra interligado ao SIN em configuração provisória.
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Ago
0
Set
0
Out
0
Nov
0
Dez
0
Fonte dos dados: ONS, Eletronorte
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Ocorrências no SEB
20.000
16.000
12.000
12
8
8.000
7
7
6
5
7
5
4
4
fev
mar
abr
mai
jun
2014
2014
jul
ago
set
out
2.438
1.252
1.350
1.319
1.286
740
828
1.045
1.708
9.725
3.488
6.136
3
jan
8
6
7
5
4.000
0
Número de Ocorrências
16
15
1.264
Montante de carga interrompida (MW)
20
nov
0
dez
2015
2015
Figura 38. Ocorrências no SIN: montante de carga interrompida e número de ocorrências.
Fonte dos dados: ONS e Eletronorte
12.2. Indicadores de Continuidade *
Em 2014, o DEC de todas as regiões do Brasil ultrapassou o limite para o ano. Apenas o FEC da região Centro-Oeste
ultrapassou o limite para o ano de 2014.
Tabela 19. Evolução do DEC em 2014.
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2014
Região
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Acum.
Ano **
Limite
Ano
Brasil
1,94
1,69
1,63
1,47
1,23
1,07
1,17
1,15
1,41
1,54
1,56
1,72
17,58
14,67
S
2,14
1,94
1,29
1,12
1,06
1,06
1,07
1,19
1,43
1,44
1,40
2,06
17,19
13,36
SE
1,28
1,08
0,91
0,70
0,63
0,56
0,67
0,70
0,81
0,94
0,90
1,11
10,30
9,75
CO
3,65
2,48
3,06
2,37
1,56
1,10
1,48
1,52
2,92
3,31
2,92
2,80
29,17
17,37
NE
1,79
1,73
1,99
2,14
1,79
1,34
1,52
1,41
1,56
1,58
1,85
1,80
20,48
17,73
N
4,42
4,54
4,55
4,05
3,29
3,64
3,37
3,07
3,36
4,00
4,12
3,90
46,40
37,83
Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados
Fonte dos dados: ANEEL
Tabela 20. Evolução do FEC em 2014.
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2014
Acum.
Ano **
Limite
Ano
0,91
9,88
11,86
1,12
10,63
11,17
Região
Jan
Fev
Mar
Abr
Mai
Jun
Jul
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Brasil
1,05
0,92
0,89
0,81
0,72
0,64
0,68
0,69
0,81
0,92
0,84
S
1,33
1,13
0,86
0,69
0,72
0,68
0,69
0,78
0,85
0,87
0,91
SE
0,67
0,55
0,49
0,38
0,36
0,32
0,38
0,39
0,45
0,52
0,48
0,56
5,53
7,85
CO
1,95
1,64
1,94
1,73
1,34
0,84
1,09
1,19
2,17
2,59
1,83
1,81
20,12
15,53
NE
0,87
0,85
0,92
0,98
0,83
0,65
0,66
0,67
0,76
0,77
0,80
0,81
9,56
12,55
N
2,67
2,53
2,52
2,51
2,17
2,61
2,44
2,24
2,11
2,61
2,36
2,46
29,29
35,49
Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados Fonte dos dados: ANEEL
*Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST.
**Nos valores de DEC e FEC acumulados são ajustadas as variações mensais do número de unidades consumidoras.
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DEC - Brasil
25
20
17,58
14,67
15,84
14,29
15
DEC (h)
12,75
11,35
10,15
10
9,04
7,97
6,74
5,27
5
2009
2010
2011
2012
1,91
1,70
1,62
1,47
1,22
1,08
1,13
1,16
1,41
1,54
1,55
1,72
jan
fev
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
18,36
18,65
18,40
18,36
18,77
0
3,64
2013
2014
Limite
2014
2014 - DEC Mensal
DEC Anual
2009
2010
2011
2012
2013
Limite 2014
Figura 39. DEC do Brasil.
Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados.
Fonte dos dados: ANEEL
FEC - Brasil
20
11,86
12
9,88
8,96
8,12
8
7,21
3,67
4
5,03
6,39
0,91
0,83
0,91
fev
0,81
jan
0,69
10,48
2013
0,65
11,10
2012
0,64
11,15
2011
0,71
11,30
2010
0,92
11,73
2009
1,03
0,81
2,86
1,97
0
4,39
5,68
0,89
FEC (número de interrupções)
16
mar
abr
mai
jun
jul
ago
set
out
nov
dez
2014
Limite
2014
2014 - FEC Mensal
FEC Anual
2009
2010
2011
2012
2013
Limite 2014
Figura 40. FEC do Brasil.
Dados contabilizados até dezembro de 2014 e sujeitos a alteração pela ANEEL – dados da Amazonas Energia não atualizados.
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Fonte dos dados: ANEEL
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GLOSSÁRIO
ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica
Mvar - Megavolt-ampère-reativo
BIG – Banco de Informações de Geração
MW - Megawatt (106 W)
CAG – Controle Automático de Geração
MWh – Megawatt-hora (106 Wh)
CC - Corrente Contínua
MWmês – Megawatt-mês (106 Wmês)
CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
N - Norte
CEG – Código Único de Empreendimentos de Geração
NE - Nordeste
CER - Contrato de Energia de Reserva
NUCR - Número de Unidades Consumidoras Residenciais
CGH – Central Geradora Hidrelétrica
NUCT - Número de Unidades Consumidoras Totais
CMO – Custo Marginal de Operação
OC1A – Óleo Combustível com Alto Teor de Enxofre
CO - Centro-Oeste
OCTE – Óleo Leve para Turbina Elétrica
CUST – Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico
CVaR – Conditional Value at Risk
OPGE – Óleo Combustível para Geração Elétrica
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
PCH - Pequena Central Hidrelétrica
DMSE - Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico
PIE - Produtor Independente de Energia
EAR – Energia Armazenada
Proinfa - Programa de Incentivo às Fontes
ENA - Energia Natural Afluente Energético
Elétrica
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
S - Sul
ERAC - Esquema Regional de Alívio de Carga
SE - Sudeste
ESS - Encargo de Serviço de Sistema
SEB - Sistema Elétrico Brasileiro
FC - Fator de Carga
SEE - Secretaria de Energia Elétrica
FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade
SEP – Sistemas Especiais de Proteção
Consumidora
SI - Sistemas Isolados
GNL - Gás Natural Liquefeito
SIN - Sistema Interligado Nacional
GTON - Grupo Técnico Operacional da Região Norte
SPE - Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético
GW - Gigawatt (109 W)
UEE - Usina Eólica
GWh – Gigawatt-hora (109 Wh)
UHE - Usina Hidrelétrica
h - Hora
UNE - Usina Nuclear
Hz - Hertz
UTE - Usina Termelétrica
km - Quilômetro
VU - Volume Útil
kV – Quilovolt (103 V)
ZCAS – Zona de Convergência do Atlântico Sul
MLT - Média de Longo Termo
ZCOU – Zona de Convergência de Umidade
Alternativas de Energia
MME - Ministério Minas e Energia
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