Fevereiro / 2019...Em fevereiro de 2019, predominou no País cenário de chuvas em torno da média nas principais bacias do SIN. Na bacia do rio Tocantins, foi registrada precipitação

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Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Fevereiro/2019

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

SECRETARIA DE ENERGIA ELÉTRICA

DEPARTAMENTO DE MONITORAMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO

Fevereiro / 2019



Ministério de Minas e Energia Ministro Bento Albuquerque Secretário-Executivo Marisete Fátima Dadald Pereira Secretário de Energia Elétrica Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino Diretor do Departamento de Monitoramento do Sistema Elétrico Guilherme Silva de Godoi Equipe Técnica Igor Souza Ribeiro (Coordenação) Bianca Maria Matos de Alencar Braga João Daniel de Andrade Cascalho Jorge Portella Duarte Victor Protazio da Silva Apoio dos estagiários: Eduardo Vinicius Acunha Xavier Jovelino Caetano Braz Junior Luis Felipe Marcelino Nolasco

Boletim Mensal

de Monitoramento

do Sistema Elétrico Brasileiro

Fevereiro / 2019



SUMÁRIO 1. SUMÁRIO EXECUTIVO ............................................................................................................................................... 1

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

2.1. Anomalia de Precipitação no Mês – Brasil ............................................................................................................ 2

2.2. Energia Natural Afluente Armazenável ................................................................................................................. 3

2.3. Energia Armazenada ............................................................................................................................................ 5

3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................................. 8

3.1. Principais Intercâmbios Verificados ...................................................................................................................... 8

4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA ................................................................................................ 9

4.1. Consumo de Energia Elétrica ............................................................................................................................... 9

4.2. Demandas Máximas ........................................................................................................................................... 11

4.3. Demandas Máximas Mensais ............................................................................................................................. 11

5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ............................................... 13

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .............................................. 14

7. EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO ......................................................................................................... 15

7.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração ....................................................................... 15

7.2. Previsão da Expansão da Geração ..................................................................................................................... 16

7.3. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão ................................................................................... 16

7.4. Entrada em Operação de Novos Equipamentos em Instalações de Transmissão .............................................. 17

7.5. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão ............................................................................................. 18

7.6. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação ................................................................................. 18

8. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA ...................................................................................................................... 19

8.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro ........................................................................... 19

8.2. Matriz de Produção de Energia Elétrica no Sistema Interligado Nacional........................................................... 20

8.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados ......................................................................... 20

8.4. Geração Eólica ................................................................................................................................................... 21

9. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO ........................................................................................................................ 22

10. ENCARGOS SETORIAIS ........................................................................................................................................... 22

11. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO .......................................................................................... 24

11.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro ......................................................................................................... 25

11.2. Indicadores de Continuidade .............................................................................................................................. 26



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Anomalia de precipitação (mm) no mês de fevereiro de 2019 – Brasil. ............................................................................... 2

Figura 2. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ...................................................................................................... 3

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sul. .................................................................................................................................... 3

Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste. ........................................................................................................................... 4

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Norte. ................................................................................................................................. 4

Figura 6. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ............................................................................................................................ 6

Figura 7. EAR: Subsistema Sul. .......................................................................................................................................................... 6

Figura 8. EAR: Subsistema Nordeste. ................................................................................................................................................. 7

Figura 9. EAR: Subsistema Norte. ....................................................................................................................................................... 7

Figura 10. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses. .................................................................................... 9

Figura 11. Demandas máximas mensais: SIN. ................................................................................................................................. 11

Figura 12. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste. ................................................................................ 11

Figura 13. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul. ............................................................................................................... 12

Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste. ..................................................................................................... 12

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte. ........................................................................................................... 12

Figura 16. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada. .......................... 14

Figura 17. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB. ........................................................................................ 14

Figura 18. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil. ............................................................................................................ 19

Figura 19. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Norte e do Nordeste. ............................................................... 21

Figura 20. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Sul. .......................................................................................... 21

Figura 21. Evolução do CMO verificado no mês. .............................................................................................................................. 22

Figura 22. Encargos Setoriais: Restrição de Operação..................................................................................................................... 23

Figura 23. Encargos Setoriais: Segurança Energética. ..................................................................................................................... 23

Figura 24. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares. ........................................................................................................................... 23

Figura 25. Encargos Setoriais: Deslocamento Hidráulico. ................................................................................................................. 24

Figura 26. Encargos Setoriais: Reserva Operativa. .......................................................................................................................... 24

Figura 27.Ocorrências no SEB: montante de carga interrompida e número de ocorrências. ............................................................ 26

Figura 28. DEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 27

Figura 29. FEC do Brasil. .................................................................................................................................................................. 27



LISTA DE TABELAS

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN. .................................................................................................................. 5

Tabela 2. Níveis de armazenamento nos principais reservatórios do SIN .......................................................................................... 5

Tabela 3. Consumo de energia elétrica no Brasil: estratificação por classe. ...................................................................................... 9

Tabela 4. Consumo médio de energia elétrica por classe de consumo. ........................................................................................... 10

Tabela 5. Unidades consumidoras no Brasil: estratificação por classe. ............................................................................................ 10

Tabela 6. Demandas máximas no mês e recordes por subsistema. ................................................................................................. 11

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil. ........................................................................ 13

Tabela 8. Linhas de transmissão de energia elétrica no SEB. .......................................................................................................... 14

Tabela 9. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração. ....................................................................................... 15

Tabela 10. Previsão da expansão da geração (MW). ....................................................................................................................... 16

Tabela 11. Entrada em operação de novas linhas de transmissão. .................................................................................................. 16

Tabela 12. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão. ........................................................ 17

Tabela 13. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão. ................................................................................................. 18

Tabela 14. Previsão da expansão da capacidade de transformação. ............................................................................................... 18

Tabela 15. Matriz de produção de energia elétrica no SIN................................................................................................................ 20

Tabela 16. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados. ...................................................................................... 20

Tabela 17. Evolução da carga interrompida no SEB devido a ocorrências. ...................................................................................... 25

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências. .............................................................................................................................. 25

Tabela 19. Evolução do DEC em 2018. ............................................................................................................................................ 26

Tabela 20. Evolução do FEC em 2018. ............................................................................................................................................. 26


Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Fevereiro/2019 1

1. SUMÁRIO EXECUTIVO

Os principais destaques relacionados à operação e expansão do sistema elétrico e detalhados nesse Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro foram:

CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS: Nos subsistemas, foram verificadas as seguintes ENA brutas: 66% MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 81% MLT no Sul, 23% MLT no Nordeste e 65% MLT no Norte, das quais foram armazenáveis 58% MLT, 77% MLT, 23% MLT e 63% MLT, respectivamente.

Energia Armazenada: Em relação aos percentuais de energia armazenada nos reservatórios equivalentes dos subsistemas, observou-se replecionamento de 3,0 p.p. nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, e 13,5 p.p. no Norte. Já no subsistema Sul foi verificado deplecionamento de -4,0 p.p..

MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA: Em janeiro de 2019, o consumo de energia elétrica atingiu 54.496 GWh, considerando autoprodução e perdas, representando acréscimo de 6,0 % em relação ao consumo de janeiro de 2018.

CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO: No mês de fevereiro de 2019, a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 164.307 MW. Em comparação ao mesmomês do ano anterior, houve um acréscimo de 5.625 MW.

EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO: No mês de fevereiro de 2019 entraram em operação comercial 90,3 km de linhas de transmissão e 1.532 MVA de capacidade de transformação. Em relação à capacidade instalada de geração, foram acrescentados 501,8 MW no mês de fevereiro.

PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: No mês de dezembro de 2018, as fontes renováveis representaram 90,9% da matriz de produção de energia elétrica brasileira.

ENCARGOS SETORIAIS: O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em janeiro de 2019 foi de R$ 227,3 milhões, montante inferior ao dispendido no mês anterior (R$ 400,4 milhões).

Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro: Em fevereiro de 2019, foram verificadas 9 ocorrências no sistema elétrico brasileiro com interrupção de cargas superior a 100 MW por mais de 10 minutos, totalizando 1.283 MW de corte de carga. Dessas, 6 foram no estado de Roraima, não interligado ao SIN, totalizando 783 MW de cargas interrompidas.

CMSE: No dia 8 de fevereiro de 2019 foi realizada a 214ª Reunião (Extraordinária) do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Na ocasião, o comitê decidiu pelo despacho térmico fora da ordem de mérito, despachando usinas termelétricas até o limite de Custo Custo Variável Unitário – CVU de R$ 588,75/MWh nos subsistemas Sudeste-Centro-Oeste e Sul, a partir de 9 de fevereiro de 2019. No dia 22 de fevereiro de 2019, o Comitê esteve reunido, de forma extraordinária, novamente e decidiu desligar as usinas termelétricas despachadas fora da ordem de mérito de custo a partir da 0h do dia 23 de fevereiro de 2019 em virtude da melhoria das condições hidrológicas dos reservatórios equivalentes das usinas hidrelétricas do país e as ofertas competitivas de importação de energia a partir do Uruguai e da Argentina. As Atas das referidas reuniões estão disponíveis em: http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-

comites/cmse/atas-cmse-2019.

As informações apresentadas neste Boletim referem-se a dados consolidados até o dia 28 de fevereiro de 2019, 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 é composto pelos

estados do Pará, Tocantins, Maranhão, Amazonas e Amapá.

http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cmse/atas-cmse-2019

http://www.mme.gov.br/web/guest/conselhos-e-comites/cmse/atas-cmse-2019



2. CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

Nos subsistemas, foram verificadas as seguintes ENA brutas: 66% MLT no Sudeste/Centro-Oeste, 81% MLT no Sul, 23% MLT no Nordeste e 65% MLT no Norte, das quais foram armazenáveis 58% MLT, 77% MLT, 23% MLT e 63% MLT, respectivamente.

As temperaturas mínimas ficaram em torno ou acima da média em todas as regiões do país no mês de fevereiro de 2019. Já as temperaturas máximas ficaram acima da média em boa parte das regiões Nordeste e Sudeste, e abaixo da média em parte da região Sul.

Em fevereiro de 2019, predominou no País cenário de chuvas em torno da média nas principais bacias do SIN. Na bacia do rio Tocantins, foi registrada precipitação significativamente abaixo da média.

2.1. Anomalia de Precipitação no Mês – Brasil

Figura 1. Anomalia de precipitação (mm) no mês de fevereiro de 2019 – Brasil.

Os totais de precipitação por bacia hidrográfica podem ser acessados no site: http://energia1.cptec.inpe.br/ Fonte: CPTEC/INPE

http://energia1.cptec.inpe.br/



2.2. Energia Natural Afluente Armazenável

Figura 2. ENA Armazenável: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 3. ENA Armazenável: Subsistema Sul.

Fonte dos dados: ONS

0

16.000

32.000

48.000

64.000

80.000

55.9

94

51.0

33

52.9

19

40.8

04

27.7

78

23.7

04

17.2

87

17.1

10

16.1

04

24.9

27

40.5

59

42.6

20

37.7

41

40.5

12

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sudeste/Centro-Oeste

ENA 2018 ENA 2019

86%

73% 78

%

76%

71%

74%

68%

84%

82%

106%

131%

90%

58% 58

%

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

MLT 65.071 69.849 67.899 53.810 39.349 32.223 25.478 20.417 19.631 23.509 31.077 47.482

MLT

0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

13.1

81

6.93

4

6.68

6

5.87

6

2.94

0

4.88

0

6.17

4

4.64

0

10.3

54

14.7

97

9.75

7

5.69

4

7.38

2

6.66

9

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Sul

ENA 2018 ENA 2019

175%

82%

93%

88%

34%

47%

55%

45%

86%

109%

103%

75%

95%

77%


MLT 7.770 8.661 7.356 6.827 8.925 10.855 11.393 10.454 12.164 13.856 9.739 7.770

MLT



Figura 4. ENA Armazenável: Subsistema Nordeste.

Figura 5. ENA Armazenável: Subsistema Norte.


0

4.000

8.000

12.000

16.000

20.0004.

663

6.29

1

7.67

5

5.55

8

2.50

8

1.74

9

1.32

6

1.22

4

1.12

4

1.26

2

3.52

6

8.82

9

5.24

8

3.33

9

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Nordeste

ENA 2018 ENA 2019

36%

43%

53%

47%

35%

37%

34%

36%

37%

38%

65%

88%

38%

23%


MLT 13.811 14.519 14.355 11.722 7.102 4.691 3.870 3.374 3.016 3.292 5.381 9.985

MLT

0

6.000

12.000

18.000

24.000

30.000

6.14

7

16.3

42

15.8

01

16.5

02

13.5

63

6.80

6

3.49

9

2.19

4

1.67

8

1.69

3

3.32

7

11.4

64

11.9

20

14.2

90

EN

A (

MW

me

d)

Subsistema Norte

ENA 2018 ENA 2019

60%

72%

60% 63

%

68%

65%

67%

68%

73%

70%

82%

138%76

%

63%


MLT 15.684 22.682 26.323 26.139 19.860 10.421 5.198 3.208 2.285 2.403 4.035 8.285

MLT



2.3. Energia Armazenada

Durante o mês de fevereiro de 2019, os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e Norte apresentaram replecionamento de 3,0 p.p., 3.0 p.p. e 13,5 p.p., respectivamente. Já o subsistema Sul apresentou deplecionamento de -4,0 p.p..

Tabela 1. Energia Armazenada nos Subsistemas do SIN.

Em função de restrições ambientais vinculadas à época de Piracema, foi evitada a manobra de unidades geradoras na UHE Belo Monte.

A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco foi efetuada conforme orientações do Grupo de Acompanhamento da Operação dos Reservatórios do Rio São Francisco, coordenado pela Agência Nacional de Águas – ANA, sendo o intercâmbio de energia e as gerações eólica e térmica locais responsáveis pelo fechamento do balanço energético da região Nordeste. O nível de armazenamento ao final do mês de fevereiro de 2019 foi de 37,4% na UHE Sobradinho. Na UHE Três marias, o nível de armazenamento ao final de fevereiro de 2019 foi de 63,8%, o que indica o melhor nível de armazenamento desde 2012.

Com relação aos principais reservatórios do SIN, que apresentaram deplecionamento, em relação ao mês anterior, destacam-se os reservatórios da UHE Capivara (-7,1 p.p.) e da UHE Itumbiara (-5,2 p.p.). Em relação aos reservatórios que apresentaram replecionamento, destacam-se os reservatórios da UHE Tucuruí (23,8 p.p.) e da UHE Ilha Solteira (16,5 p.p.).

Tabela 2. Níveis de armazenamento nos principais reservatórios do SIN


SubsistemaEnergia Armazenada

no Final de Janeiro (% EAR)

Energia Armazenada

no Final de Fevereiro (% EAR)

Capacidade Máxima

(MWmês)

% EAR do Total

Armazenado

Sudeste/Centro-Oeste 26,6 29,6 203.285 60,4

Sul 44,5 40,5 20.100 10,0

Nordeste 42,2 45,2 51.831 24,4

Norte 30,7 44,2 15.046 5,2

TOTAL 290.262 100,0

SERRA DA MESA TOCANTINS 43.250 12,4 13,0 0,6

TUCURUÍ TOCANTINS 38.982 42,2 66,1 23,8

SOBRADINHO SÃO FRANCISCO 28.669 36,7 37,4 0,8

FURNAS GRANDE 17.217 27,4 29,2 1,8

TRÊS MARIAS SÃO FRANCISCO 15.278 57,2 63,8 6,6

EMBORCAÇÃO PARANAÍBA 13.056 25,8 29,2 3,4

I. SOLTEIRA PARANÁ 12.828 55,9 72,4 16,5

ITUMBIARA PARANAÍBA 12.454 25,4 20,2 -5,2

NOVA PONTE ARAGUARI 10.380 24,3 27,4 3,1

CAPIVARA PARANAPANEMA 5.724 29,0 21,9 -7,1

Usina BaciaVolume Útil

Máximo (hm³)

Armazenamento no final de

Janeiro (%)

Armazenamento no

final de Fevereiro (%)Evolução Mensal (%)



Figura 6. EAR: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Figura 7. EAR: Subsistema Sul.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR


Ano 2015 Ano 2016 Ano 2017 Ano 2018 Ano 2019

Cap

acid

ade

Máx

ima

= 20

3.28

5 M

Wm

ês

Período Chuvoso ChuvosoPeríodo Seco

28-02-2019: 29,6%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Sul


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 20

.100

MW

mês


28-02-2019: 40,5%



Figura 8. EAR: Subsistema Nordeste.

Figura 9. EAR: Subsistema Norte.


0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Nordeste


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 51

.831

MW

mês


28-02-2019: 45,2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


% E

AR

Subsistema Norte


Cap

acid

ade

Máx

ima

= 15

.046

MW

mês


28-02-2019: 44,2%



3. INTERCÂMBIOS DE ENERGIA ELÉTRICA

3.1. Principais Intercâmbios Verificados

Em fevereiro de 2019, o subsistema Norte manteve o perfil exportador, porém, ampliando o montante para 7.753 MWmédios, valor superior ao mês anterior (6.110 MWmédios).

O subsistema Nordeste manteve o perfil importador, aumentando o montante para 3.487 MWmédios ante 2.474 MWmédios no mês anterior.

O subsistema Sul manteve o perfil importador de energia no mês de fevereiro de 2019, com montante verificado de 3.058 MWmédios, ante 1.136 MWmédios em janeiro de 2019.

O subsistema Sudeste/Centro-Oeste manteve perfil importador do subsistema Norte, atingindo 4.266 MWmédios, ante importação de 3.636 MWmédios no mês anterior.

O montante de energia importada da Venezuela no mês de fevereiro de 2019 não foi informado pela Eletronorte até o fechamento deste boletim.

Em relação aos intercâmbios internacionais na região Sul, no mês de fevereiro de 2019, houve importação de cerca de 201 MWmédios. Desse montante, 118 MWmédios foram importados através da Conversora Melo e 35 MWmédios através da conversora Rivera, a partir do Uruguai. Em fevereiro de 2019, foi verificada importação de cerca de 48 MWmédios através da conversora Garabi I, a partir da Argentina.

Fonte dos dados: ONS / Eletronorte

NE

N

3.058

201INTERCÂMBIO

INTERNACIONAL S

VENEZUELA

-

RR

SE / CO

7.753

3.487

4.266



4. MERCADO CONSUMIDOR DE ENERGIA ELÉTRICA

4.1. Consumo de Energia Elétrica

Em janeiro de 2019, o consumo de energia elétrica atingiu 54.496 GWh, considerando autoprodução e perdas, representando acréscimo de 6,0% em relação ao consumo de janeiro de 2018. As classes residencial, industrial, comercial e rural apresentaram um acréscimo de 2,0%, 1,0%, 1,3% e 1,9%, respectivamente, em relação ao mês de janeiro de 2018.

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. ** As informações “Perdas e Diferenças” são obtidas considerando o cálculo do montante de carga verificada no SEB (SIN e Sistemas Isolados), abatido do consumo apurado mensalmente no país (consolidação EPE). Dados contabilizados até janeiro de 2019. Fonte dos dados: EPE/ONS

Figura 10. Consumo de energia elétrica no mês e acumulado em 12 meses.

Dados contabilizados até janeiro de 2019.

* Referência: http://www.epe.gov.br/ResenhaMensal/Forms/EPEResenhaMensal.aspx. Considera autoprodução circulante na rede.

Jan/19

GWh

Evolução mensal

(Jan/19/Dez/18)

Evolução anual

(Jan/19/Jan/18)

Fev/17-Jan/18

(GWh)

Fev/18-Jan/19

(GWh)Evolução

Residencial 12.797 11,1% 8,0% 134.313 136.969 2,0%

Industrial 13.575 -3,0% -0,4% 167.892 169.503 1,0%

Comercial 8.096 5,2% 5,9% 88.160 89.265 1,3%

Rural 2.529 9,4% 2,9% 28.127 28.669 1,9%

Demais classes 4.145 -2,3% 2,0% 48.967 49.339 0,8%

Perdas e Diferenças 13.354 18,9% 13,5% 111.191 116.447 4,7%

Total 54.496 6,8% 6,0% 578.650 590.193 2,0%

Valor Mensal Acumulado 12 meses

23,5%

24,9%14,9%

4,6%7,6%

24,5%

Consumo de Energia Elétrica em Janeiro/2019

Residencial Industrial Comercial

Rural Demais classes Perdas e Diferenças

23,2%

28,7%15,1%4,9%8,4%

19,7%

Consumo de Energia Elétrica em 12 meses

*

**

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



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 janeiro de 2019.

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 janeiro de 2019. Fonte dos dados: EPE

Jan/19

kWh/NU

Evolução mensal

(Jan/19/Dez/18)

Evolução anual

(Jan/19/Jan/18)

Fev/17-Jan/18

(kWh/NU)

Fev/18-Jan/19

(kWh/NU)Evolução

Consumo médio residencial 179 11,5% 6,7% 158,1 159,3 0,8%

Consumo médio industrial 26.305 -2,5% 2,0% 26.494 27.372 3,3%

Consumo médio comercial 1.407 5,5% 5,7% 1.278 1.292 1,1%

Consumo médio rural 561 9,8% 2,9% 521 530 1,9%

Consumo médio demais classes 5.335 -1,4% 2,0% 5.251 5.292 0,8%

Consumo médio total 494 3,8% 2,7% 473 474 0,3%

Valor Mensal Consumo médio em 12 meses

Jan/18 Jan/19

Residencial (NUCR) 70.789.683 71.648.722 1,2%

Industrial (NUCI) 528.075 516.050 -2,3%

Comercial (NUCC) 5.746.743 5.755.881 0,2%

Rural (NUCR) 4.502.411 4.503.844 0,0%

Demais classes 777.174 776.924 0,0%

Total (NUCT) 82.344.086 83.201.421 1,0%

Número de Unidades

Consumidoras

PeríodoEvolução

*

*



4.2. Demandas Máximas

Em fevereiro de 2019, foram registrados recordes de demanda máxima nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste. No Sudeste/Centro-Oeste foi registrada demanda máxima de 53.199 MW às 14h41 do dia 01/02/2019, valor 1.604 MW acima do recorde anterior. Já no Nordeste, a demanda máxima registrada foi de 13.243 MW às 14h47 do dia 26/02/2019, valor 338 MW acima do recorde anterior registrado.

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


4.3. Demandas Máximas Mensais

Figura 11. Demandas máximas mensais: SIN.

Figura 12. Demandas máximas mensais: Subsistema Sudeste/Centro-Oeste.


Subsistema

01/02/2019 - 14h41 01/02/2019 - 14h12 26/02/2019 - 14h47 22/02/2019 - 14h32 01/02/2019 - 14h43

01/02/2019 - 14h41 31/01/2019 - 14h15 26/02/2019 - 14h47 16/05/2017 - 14h41 30/01/2019 - 15h50

SIN

89.699

90.52513.243

NE N

Máxima no mês (MW)

(dia - hora)

Recorde (MW)

(dia - hora)

53.199

53.199

18.211 13.243

SE/CO S

18.936

6.331

6.748

0

30.000

60.000

90.000

120.000

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

81.0

66

85.6

99

83.6

94

78.1

25

73.7

19

73.9

57

72.2

40

73.1

43

76.0

31

79.7

75

78.9

04

79.0

47

84.1

19

81.9

37

84.4

93

78.5

04

73.2

53

73.2

53

73.3

57

73.1

33

78.0

22

78.4

69

81.3

88

84.9

13

90.5

25

89.6

99

De

ma

nd

a (M

W)

Sistema Interligado Nacional

2017 2018 2019

Recorde: 90.525 MW em jan/2019

Rec

ord

e

0

15.000

30.000

45.000

60.000

75.000


48.8

02

50.6

58

49.8

94

46.2

35

42.9

71

43.9

47

42.3

05

42.9

72

44.9

88

47.5

28

46.4

78

46.5

01

50.8

53

47.8

90

50.0

27

46.2

75

43.5

15

43.5

15

43.3

54

43.4

32

46.3

32

47.1

36

47.5

74

42.1

21

53.1

43

53.1

99

De

ma

nd

a (M

W)


2017 2018 2019

Recorde: 53.199 MW em fev/2019

Rec

ord

e



Figura 13. Demandas máximas mensais: Subsistema Sul.

Figura 14. Demandas máximas mensais: Subsistema Nordeste.

Figura 15. Demandas máximas mensais: Subsistema Norte.


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000


16.5

06

17.6

23

16.6

90

14.3

57

13.4

88

13.9

43

14.3

46

13.9

80

14.7

03

14.6

69

15.2

99

16.4

89

16.0

89

16.8

31

16.4

68

15.9

14

14.2

58

14.2

58

14.3

44

14.0

33

13.8

45

14.3

14

16.2

13

17.3

46

18.9

36

18.2

11

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Sul

2017 2018 2019

Recorde: 18.936 MW em jan/2019

Rec

ord

e

0

4.000

8.000

12.000

16.000


12.3

36

12.6

08

12.6

92

12.5

76

12.4

97

11.7

57

11.1

38

11.5

25

11.4

69

12.5

21

12.6

06

12.9

05

12.3

94

12.5

00

12.6

57

12.4

93

11.5

33

11.5

33

11.5

78

11.8

98

12.1

65

12.9

41

12.7

68

12.3

77

12.9

13

13.2

43

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Nordeste

2017 2018 2019

Rec

ord

e

Recorde: 13.243 MW em fev/2019

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000


5.98

4

6.07

2

6.31

0

6.44

2

6.74

8

6.59

3

6.17

7

6.60

5

6.55

7

6.51

0

6.51

0

6.58

8

6.22

4

6.22

4

6.64

1

6.29

5

6.20

0

6.20

0

5.96

8

6.24

9

6.49

1

6.44

3

6.35

0

6.06

7

6.19

9

6.33

1

De

ma

nd

a (M

W)

Subsistema Norte

2017 2018 2019

Rec

ord

e

Recorde: 6.748 MW em mai/2017



5. CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de fevereiro de 2019, a capacidade instalada total* de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 164.307 MW, considerando também as informações referentes à geração distribuída - GD. Em comparação ao mesmo mês do ano anterior, houve um acréscimo de 5.625 MW, sendo 3.053 MW de geração de fonte hidráulica, 2.228 MW de fonte eólica e 1.374 MW de fonte solar. Ao mesmo tempo, houve um decréscimo de 1.031 MW de fontes térmicas. A geração distribuída fechou o mês de fevereiro de 2019 com 734 MW instalados em 60.496 unidades, representando 0,4% da matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica.

As fontes renováveis representaram 83,1% da capacidade instalada de geração de energia elétrica brasileira em fevereiro de 2019 (Hidráulica + Biomassa + Eólica + Solar).

Tabela 7. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil.

* Os valores de capacidade instalada referem-se à capacidade instalada fiscalizada apresentada pela ANEEL no Banco de Informações de Geração - BIG, adicionados aos montantes

das usinas fiscalizadas pela SFG/ANEEL e às informações publicadas pela Agência sobre geração distribuída (mini e micro geração), conforme disponível em:

www.aneel.gov.br/scg/gd . Além dos montantes apresentados, existe uma importação contratada de 5.650 MW com o Paraguai e de 200 MW com a Venezuela. São incluídas na

matriz de capacidade instalada algumas usinas fiscalizadas pela SFG/ANEEL, mas que não estão em conformidade com a SCG/ANEEL e que, por isso, não são apresentadas no

BIG/ANEEL. Algumas delas são térmicas com combustíveis desconhecidos e que por isso são incluídas como “Outros”.

** Inclui uma Central Geradora Undi-Elétrica - CGU (50 kW).

*** Inclui outras fontes fósseis (69 MW).

Fonte dos dados: ANEEL e MME (Dados BIG e GD do site da ANEEL – 01/03/2019)

Fev/2018

Capacidade

Instalada (MW)Nº Usinas

Capacidade

Instalada (MW)% Capacidade Instalada

Hidráulica 101.355 1.408 104.408 63,5% 3,0%

UHE 95.619 216 98.481 59,9% 3,0%

PCH + CGH 5.692 1.124 5.867 3,6% 3,1%

CGH GD 43 68 60 0,0% 39,3%

Térmica 43.573 3.155 42.542 25,9% -2,4%

Gás Natural 12.805 169 13.369 8,1% 4,41%

Biomassa 14.590 567 14.791 9,0% 1,4%

Petróleo 10.285 2.252 9.030 5,5% -12,2%

Carvão 3.727 22 3.252 2,0% -12,8%

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

Outros 150 4 69 0,0% -54,4%

Térmica GD 24 139 41 0,0% 69,2%

Eólica 12.520 656 14.748 9,0% 17,8%

Eólica (não GD) 12.510 599 14.738 9,0% 17,8%

Eólica GD 10 57 10,314 0,0% 0,1%

Solar 1.234 62.694 2.608 1,6% 111,4%

Solar (não GD) 1.022 2.462 1.986 1,2% 94,2%

Solar GD 212 60.232 623 0,4% 194,1%

Capacidade Total sem GD 158.392 7.417 163.572 99,6% 3,3%

Geração Distribuída - GD 290 60.496 734 0,4% 153,6%

Capacidade Total - Brasil 158.682 67.913 164.307 100,0% 3,5%

Fev/2019

Fonte

Evolução da

Capacidade Instalada

Fev/2019 - Fev/2018

***

**

http://www.aneel.gov.br/scg/gd



Figura 16. Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil sem importação contratada.

Fonte dos dados: ANEEL e MME

6. LINHAS DE TRANSMISSÃO INSTALADAS NO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

Em fevereiro de 2019, o Sistema Elétrico Brasileiro atingiu 146.644 km de linhas de transmissão, das quais a participação do sistema de 230 kV representa a maior parte, em termos de extensão, com cerca de 39,9% do total. Apesar disso, na previsão de expansão para os próximos três anos, a classe de 500 kV deve crescer mais que a classe de 230 kV, considerando, principalmente, o reforço nas interligações entre as regiões, que permite uma maior otimização na utilização dos recursos energéticos.

Figura 17. Linhas de transmissão de energia elétrica instaladas no SEB.

Hidráulica 63,5%

Gás Natural 8,1%

Biomassa 9,0%

Petróleo 5,5%

Carvão 2,0%Nuclear 1,2%

Outros<0,1%

Térmica GD <0,1%

Eólica 9,0%

Solar 1,5%

Térmica 25,9%

Matriz de Capacidade Instalada de Geração de Energia Elétrica - Fev/2019

23039,9%

3457,0%440

4,6%

50035,1%

600 (CC)8,7%

7501,8%

800 (CC)2,8%

Linhas de Transmissão de Energia Elétrica Instaladas no SEB (kV) - Fev/2019

*

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

Classe de Tensão (kV)

Linhas de

Transmissão

Instaladas (km)*

% Total

230 58.464 39,9%

345 10.319 7,0%

440 6.758 4,6%

500 51.436 35,1%

600 (CC) 12.816 8,7%

750 2.683 1,8%

800 (CC) 4.168 2,8%

Total SEB 146.644 100,0%



7. EXPANSÃO DA GERAÇÃO E TRANSMISSÃO

7.1. Entrada em Operação de Novos Empreendimentos de Geração

Em fevereiro de 2019 foram concluídos e incorporados ao Sistema Elétrico Brasileiro 501,8 MW de geração:

UHE Baixo Iguaçu - UGs: 1 a 2, total de 233,46 MW, no Paraná. CEG: UHE.PH.PR.030923-0.01;

PCH Fortuna II - UG: 2, de 3 MW, em Minas Gerais. CEG: PCH.PH.MG.028426-2.01;

PCH Verde 4 - UG: 2, de 9,5 MW, no Mato Grosso do Sul. CEG: PCH.PH.MS.029260-5.01;

UFV Coremas I - UGs: 1 a 16, total de 27 MW, na Paraíba. CEG: UFV.RS.PB.032311-0.01;

UFV Juazeiro Solar II - UGs: 21 e 1 a 20 e 22 e 27 e 2 e 30 e 2 e 28, total de 12 MW, na Bahia. CEG:

UFV.RS.BA.033929-6.01;

UFV Juazeiro Solar IV - UGs: 2 e 24, total de 2 MW, na Bahia. CEG: UFV.RS.BA.033931-8.01;

UFV Paracatu 2 - UGs: 1 a 33, total de 33 MW, em Minas Gerais. CEG: UFV.RS.MG.034000-6.01;

UFV Sol Maior 2 - UGs: 1 a 40, total de 5 MW, no Tocantins. CEG: UFV.RS.TO.033608-4.01;

UEE São Miguel I - UGs: 1 a 10, total de 21 MW, no Rio Grande do Norte. CEG: EOL.CV.RN.033644-0.01;

UEE São Miguel II - UGs: 1 a 10, total de 21 MW, no Rio Grande do Norte. CEG: EOL.CV.RN.033645-9.01;

UEE São Miguel III - UGs: 1 a 10, total de 21 MW, no Rio Grande do Norte. CEG: EOL.CV.RN.033647-5.01;

UEE Umburanas 17 - UGs: 1 a 9, total de 22,5 MW, na Bahia. CEG: EOL.CV.BA.033634-3.01;

UEE Umburanas 19 - UGs: 1 a 10, total de 25 MW, na Bahia. CEG: EOL.CV.BA.033635-1.01;



UEE Umburanas 8 - UGs: 1 a 10, total de 24,3 MW, na Bahia. CEG: EOL.CV.BA.031832-9.01.

Tabela 9. Entrada em operação de novos empreendimentos de geração.

* Nesta seção estão incluídos todos os empreendimentos de geração cuja entrada em operação comercial foi autorizada por meio de Despacho da ANEEL, para

os ambientes de contratação regulada (ACR), livre (ACL), Sistemas Isolados, e que não são apenas para contabilização. Desta forma, a geração distribuída não é

contemplada nesta seção. Fonte dos dados: MME / SEE

Térmica GD 0,00 0,00

TOTAL 501,76 823,26

Outros 0,00 0,00

Petróleo 0,00 0,00

Gás Natural 0,00 0,00

Nuclear 0,00 0,00

Biomassa 0,00 0,00

Carvão 0,00 0,00

Solar GD 0,00 0,00

Térmica 0,00 0,00

Solar 79,00 188,00

Solar (não GD) 79,00 188,00

PCH + CGH 12,50 28,00

UHE 233,46 233,46

Hidráulica 245,96 261,46

CGH GD 0,00 0,00

Eólica (não GD) 176,80 373,80

Eólica GD 0,00 0,00

Fonte Realizado em Fev/2019 (MW) Acumulado em 2019 (MW)

Eólica 176,80 373,80

*



7.2. Previsão da Expansão da Geração

Tabela 10. Previsão da expansão da geração (MW).

* 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 acordadas nas reuniões do Grupo de Monitoramento da Expansão da Geração, coordenada pela

SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS, CCEE e EPE. Desta forma, a geração distribuída não é contemplada nesta seção.

Fonte dos dados: MME / SEE

7.3. Entrada em Operação de Novas Linhas de Transmissão

No mês de fevereiro entraram em operação 90,3 km de empreendimentos de linhas de transmissão no SIN nas seguintes instalações:

LT 500 kV Claudia / Colider C1, 64 km, da Copel, no Mato Grosso;

LT 230 kV N.S.Socorro /Jardim, C2, com 1,3 km de extensão, da CHESF, em Sergipe;

Seccionamento SE N.S.Socorro (LT 230 kV Jardim – Penedo C1), com acréscimo de 5,0 km de extensão, da

CHESF, em Sergipe e Alagoas;

LT 230 kV Messias /Maceió II, C1, com 20 km, da CHESF, em Alagoas.

Tabela 11. Entrada em operação de novas linhas de transmissão.

* O MME, por meio da SEE/DMSE, monitora os empreendimentos de transmissão autorizados e leiloados. Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS

TOTAL 3.996,71 3.751,43 3.068,14

Petróleo 0,00 286,16 0,00

Térmica GD 0,00 0,00 0,00

Nuclear 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00

Carvão 345,00 0,00 0,00

Gás Natural 0,00 1.515,64 1.770,82

Térmica 370,00 1.932,70 1.944,32

Biomassa 25,00 130,90 173,50

Solar (não GD) 252,48 5,00 826,92

Solar GD 0,00 0,00 0,00

UHE 3.163,05 1.222,22 36,00

Solar 252,48 5,00 826,92

CGH GD 0,00 0,00 0,00

PCH + CGH 82,98 196,12 191,90

Eólica GD 0,00 0,00 0,00

Hidráulica 3.246,03 1.418,34 227,90

Eólica 128,20 395,40 69,00

Eólica (não GD) 128,20 0,00 0,00

Fonte Previsão ACR 2019 (MW) Previsão ACR 2020 (MW) Previsão ACR 2021 (MW)


230

345

440

500

600 (CC)

750

800 (CC)

TOTAL

0,00,0

Realizado em Fev/19 (km) Acumulado em 2019 (km)

26,3 26,3

0,0

0,0

90,3

2,0

1.073,0

0,0

1.101,3

0,0

64,0

0,0

0,0 0,0

*

*



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

Em relação à expansão da capacidade instalada de transformação nas subestações, no mês de fevereiro de 2019,

foram adicionados 1.532 MVA ao sistema de transmissão, com a entrada em operação dos seguintes equipamentos:

2 TR 230/69 kV – 150 MVA cada, na SE N.S.Socorro (CHESF) em Sergipe;

2 TR 230/69 kV – 200 MVA cada, na SE Maceió II (CHESF) em Alagoas;

TR1 230/69 kV – 165 MVA, na SE Garibaldi 1 (CEEE-GT) em substituição ao antigo TR2 de 83 MVA no Rio Grande

do Sul;

TR 4 500/230 kV – 750 MVA, na SE Igaporã III (CHESF) na Bahia.

Tabela 12. Entrada em operação de novos transformadores em instalações de transmissão.

Fonte dos dados: MME / ANEEL / ONS

No mês de fevereiro de 2019, foram incorporados ao SIN dois equipamentos de compensação de potência reativa:

CE 1 -300/ +300 MVAr, na SE Santa Barbara (MSGT), em São Paulo;

CS 2 60/ -30 MVAr, na SE Vitória (FURNAS), em Espirito Santo.


230

345

440

500

750

TOTAL 1.532 2.132

Realizado em Fev/19 (MVA) Acumulado em 2019 (MVA)

0

750

0

0

782

0

750

600

0

782

*



7.5. Previsão da Expansão de Linhas de Transmissão

Na expansão de novas linhas de transmissão, destaca-se a previsão de entrada em operação em 2019 da LT CC 800 kV Xingu – Terminal Rio, que corresponde ao 2º bipolo de transmissão para o escoamento da energia gerada na região Norte e pela UHE Belo Monte, podendo transmitir até 4.000 MW.

No caso da expansão da capacidade instalada de transformação destaca-se, também para 2019, a previsão de conclusão da subestação Fernão Dias (2.400 MVA) em São Paulo, para reforço do sistema de transmissão do Sudeste.

Tabela 13. Previsão da expansão de novas linhas de transmissão.


7.6. Previsão da Expansão da Capacidade de Transformação

Tabela 14. Previsão da expansão da capacidade de transformação.


* 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 nas reuniões do Grupo de Monitoramento da Expansão da

Transmissão, coordenada pela SEE/DMSE, com participação da ANEEL, ONS e EPE.

Classe de Tensão (kV) Previsão 2019 Previsão 2020 Previsão 2021

230 1.189,3 1.023,0 1.313,0

345 0,0 109,0 172,0

440 0,0 0,0 150,0

500 2.425,8 851,0 4.212,0

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

750 0,0 0,0 0,0

800 (CC) 5.386,0 0,0 0,0

TOTAL 9.001,1 1.983,0 5.847,0

Classe de Tensão (kV) Previsão 2019 Previsão 2020 Previsão 2021

230 3.891,6 4.057,0 5.121,0

345 1.225,0 2.225,0 1.550,0

440 450,0 300,0 1.400,0

500 4.800,0 6.850,0 11.970,0

750 1.650,0 0,0 0,0

TOTAL 12.016,6 13.432,0 20.041,0

*

*



8. PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

8.1. Matriz de Produção de Energia no Sistema Elétrico Brasileiro

No mês de janeiro de 2019, a geração hidráulica correspondeu a 81,0% do total gerado no país, valor 0,4 p.p. superior ao verificado no mês anterior. A participação da geração por fonte eólica na matriz de produção de energia elétrica do Brasil em janeiro representou 8,2%, valor 0,5 p.p. superior ao verificado no mês anterior. Já a participação de usinas térmicas na matriz de produção de energia elétrica, em termos globais, representou 10,2%, valor 0,8 p.p. inferior ao verificado no mês anterior.

As fontes renováveis representaram 90,9% da matriz de produção de energia elétrica brasileira em janeiro de 2019 (Hidráulica + Biomassa + Eólica + Solar).

Figura 18. Matriz de produção de energia elétrica no Brasil.

* 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.

*** Para elaboração da matriz de produção de energia elétrica no sistema elétrico brasileiro não foi considerada a informação da geração hidráulica dos sistemas isolados, em função da não disponibilização desta informação pelos agentes à CCEE até o fechamento deste Boletim. Dados contabilizados até janeiro de 2019. Fonte dos dados: CCEE

Hidráulica 81,0%Gás 4,9%

Carvão 0,7%

Petróleo * 1,0%

Nuclear 2,5%

Biomassa 1,1%

Eólica 8,2%

Solar 0,6%

Térmica 10,2%

Matriz de Produção de Energia Elétrica - Janeiro/2019

**



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

Tabela 15. 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. Na geração hidráulica está incluída a produção da UHE Itaipu destinada ao Brasil. Dados contabilizados até janeiro de 2019. Fonte dos dados: CCEE

8.3. Matriz de Produção de Energia Elétrica nos Sistemas Isolados

Tabela 16. Matriz de produção de energia elétrica nos sistemas isolados.

Para os meses de janeiro/2018 a janeiro/2019, a informação do montante de geração hidráulica dos sistemas isolados não foi disponibilizada pelos agentes à CCEE até o fechamento deste Boletim (PCH Jatapú). Destaca-se que estas informações referentes aos sistemas isolados passaram a ser disponibilizadas ao MME pela CCEE, e não mais pela Eletrobras, em atendimento ao disposto no Decreto nº 9.047/2017. Dados contabilizados até janeiro de 2019. Fonte dos dados: CCEE

Jan/18

(GWh)

Dez/18

(GWh)

Jan/19

(GWh)

Evolução mensal

(Jan/19 / Dez/18)

Evolução anual

(Jan/19 / Jan/18)

Fev/17-Jan/18

(GWh)

Fev/18-Jan/19

(GWh)Evolução

Hidráulica 37.803 38.656 41.841 8,2% 10,7% 384.741 405.614 5,4%

Térmica 7.069 5.189 5.196 0,1% -26,5% 117.978 99.934 -15,3%

Gás 3.513 1.417 2.503 76,6% -28,7% 51.024 37.870 -25,8%

Carvão 911 454 384 -15,5% -57,8% 13.340 10.691 -19,9%

Petróleo * 490 627 253 -59,7% -48,4% 10.438 7.668 -26,5%

Nuclear 1.283 1.275 1.299 1,9% 1,2% 14.435 14.422 -0,1%

Outros 258 183 197 7,9% -23,4% 3.124 2.945 -5,7%

Biomassa 614 1.231 560 -54,6% -8,8% 25.617 26.339 2,8%

Eólica 3.343 3.718 4.202 13,0% 25,7% 41.451 47.678 15,0%

Solar 163 337 331 -1,6% 103,0% 1.259 3.289 161,2%

TOTAL 48.378 47.899 51.570 7,7% 6,6% 545.429 556.514 2,0%

Fonte

Valor mensal Acumulado 12 meses

Jan/18

(GWh)

Dez/18

(GWh)

Jan/19

(GWh)

Evolução mensal

(Jan/19 / Dez/18)

Evolução anual

(Jan/19 / Jan/18)

Fev/17-Jan/18

(GWh)

Fev/18-Jan/19

(GWh)Evolução

Gás 4 4 4 -1,7% -1,9% 54 55 3,3%

Petróleo * 239 250 252 0,9% 5,4% 2.767 3.002 8,5%

Biomassa 3 1 3 372,7% 11,0% 31 46 46,9%

TOTAL 246 255 259 1,72% 5,3% 2.852 3.103 8,8%

Fonte Térmica

Valor mensal Acumulado 12 meses

**



8.4. Geração Eólica

No mês de janeiro de 2019, o fator de capacidade médio das usinas eólicas das regiões Norte e Nordeste aumentou 6,7 p.p. com relação ao mês anterior, atingindo 42,0%, com total de 5.122 MWmédios de geração verificada no mês. Em relação ao acumulado nos últimos 12 meses, houve decréscimo de 0,7 p.p. no fator de capacidade médio da região Nordeste em relação ao verificado nos 12 meses anteriores, atingindo 42,8%.

O fator de capacidade médio das usinas eólicas do Sul em janeiro de 2019 diminuiu 0,7 p.p. em relação ao mês anterior, atingindo 32,6%, com total de geração verificada no mês de 666 MWmédios. Em relação ao acumulado nos últimos 12 meses, houve decréscimo de 2,2 p.p. no fator de capacidade médio da região Sul em comparação ao desempenho dos 12 meses anteriores, atingindo 32,6%.

Figura 19. Capacidade Instalada e Geração das Usinas Eólicas do Norte e do Nordeste.

Figura 20. 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. Revogações e Suspensões de Operação Comercial de Unidades Geradoras são abatidas da Capacidade Instalada apresentada. ** Incluída a UEE Gargaú, com 28 MW, situada na Região Sudeste.

Dados contabilizados até janeiro de 2019. Fonte dos dados: CCEE

0

2.800

5.600

8.400

11.200

14.000

fev/

17

mar

/17

abr/

17

mai

/17

jun

/17

jul/1

7

ago/

17

set/1

7

out/1

7

nov/

17

dez/

17

jan

/18

fev/

18

mar

/18

abr/

18

mai

/18

jun

/18

jul/1

8

ago/

18

set/1

8

out/1

8

nov/

18

dez/

18

jan

/19

MW

ou

MW

me

d

Geração Eólica - Regiões Norte e Nordeste

Capacidade Instalada (MW) Geração (MWmed)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Fator de Capacidade

Fator de Capacidade Médio Mensal de:

Fev/2018 a Jan/2019 = 42,8%

Fev/2017 a Jan/2018 = 43,5%

0

600

1.200

1.800

2.400

3.000

fev/

17

mar

/17

abr/

17

mai

/17

jun

/17

jul/1

7

ago/

17

set/1

7

out/1

7

nov/

17

dez/

17

jan

/18

fev/

18

mar

/18

abr/

18

mai

/18

jun

/18

jul/1

8

ago/

18

set/1

8

out/1

8

nov/

18

dez/

18

jan

/19

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:

Fev/2018 a Jan/2019 = 32,6%

Fev/2017 a Jan/2018 = 34,8%

*



9. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO

Os Custos Marginais de Operação – CMO médios semanais variaram entre R$ 0,00 / MWh e R$ 528,00 / MWh em todos os subsistemas. Em todas as semanas operativas do mês de fevereiro, os CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e do Sul mantiveram-se equalizados em valores superiores aos dos CMOs dos subsistemas Nordeste e Norte. Este comportamento deveu-se, entre outros fatores, ao cenário de pouca chuva nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, em comparação com à média histórica e ao aumento da precipitação no Norte do país, bem como aos limites de intercâmbios entre sistemas. Durante o mês de fevereiro de 2019, houve descolamento dos CMOs dos subsistemas Norte e Nordeste em função do atingimento do limite de intercâmbio entre subsistemas.

Figura 21. Evolução do CMO verificado no mês.


10. ENCARGOS SETORIAIS

O Encargo de Serviço de Sistema – ESS verificado em janeiro de 2019 foi de R$ 227,3 milhões, montante inferior ao dispendido no mês anterior (R$ 400,4 milhões).

O total de encargos pagos no mês é composto por R$ 77,4 milhões referentes ao encargo ‘Restrição de Operação’, que está relacionado principalmente ao despacho por Razões Elétricas das usinas térmicas do SIN; por R$ 16,4 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 R$ 133,5 milhões do encargo por ‘Reserva Operativa’, que está relacionado à prestação do serviço ancilar de despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa, com vistas a minimizar o custo operacional total do sistema elétrico na respectiva semana operativa e respeitar as restrições para que o nível de segurança requerido seja atendido.

Destaca-se que em janeiro de 2019 não houve geração de encargo por Segurança Energética, que está relacionado ao despacho adicional de geração térmica para garantia do suprimento energético, autorizado pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. E ainda, não houve geração de Encargo por Deslocamento Hidráulico, que está relacionado ao ressarcimento fornecido às usinas hidrelétricas devido à redução da geração motivada pelo acionamento de térmicas fora da ordem de mérito de custo ou pela importação de energia elétrica não considerada no Programa Mensal de Operação – PMO e na formação de preço.

0

110

220

330

440

550

26/01-01/02/2019 02/02-08/02/2019 09/02-15/02/2019 16/02-22/02/2019 23/02-01/03/2019

346,

5

462,

5

528,

0

464,

5

360,

8

346,

5

462,

5

528,

0

464,

5

360,

8

136,

3

140,

3 173,

8

166,

4 180,

4

81,2

26,7

54,4

33,5 0,0

CM

O (

R$

/ M

Wh

)

Evolução do CMO

CMO SE/CO CMO S CMO NE CMO N



Figura 22. Encargos Setoriais: Restrição de Operação.

Figura 23. Encargos Setoriais: Segurança Energética.

Figura 24. Encargos Setoriais: Serviços Ancilares.

0

100.000

200.000

300.000


64.8

06

114.

851

50.0

39

36.7

42

268.

691

139.

130

78.9

42

48.7

74

43.8

79

18.3

58

34.4

19

65.4

05

90.1

79

121.

424

71.3

75

134.

426

175.

584

228.

463

45.9

04

31.5

22

37.1

51

114.

262

111.

363

164.

683

77.4

17

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Restrição de Operação

2017 2018 2019

0

100.000

200.000

300.000


152.

703

72.3

17

110.

963

7.96

4

10.4

01

53.6

07

8.36

3

0 0 570

30.8

80

49.9

36

69.2

77

123.

286

203.

463

195.

373

11.8

72

0 0 0 220.

071

5.25

9

0 0

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Segurança Energética

2017 2018 2019

0

0

25.000

50.000

75.000


7.91

7

7.83

3

10.2

20

15.8

29

22.1

12

19.5

20

24.6

22

26.2

51

28.0

99

58.3

60

60.0

89

57.9

56

54.6

13

57.1

85

56.2

76

60.7

89

65.0

36

63.1

63

63.0

81

59.0

23

58.6

97

53.7

54

53.0

33

57.8

32

16.3

95

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Serviços Ancilares

2017 2018 2019



Figura 25. Encargos Setoriais: Deslocamento Hidráulico.

Figura 26. Encargos Setoriais: Reserva Operativa.

Dados contabilizados / recontabilizados até janeiro de 2019. Fonte dos dados: CCEE

11. DESEMPENHO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

No mês de fevereiro de 2019, tanto o número de ocorrências quanto o montante de carga interrompida foram superiores aos verificados no mesmo mês de 2018. Os principais desligamentos do mês estão destacados abaixo:

Dia 01 de fevereiro, às 19h44min: Desligamento automático da subestação 138kV Florianópolis (Eletrobras Eletrosul) e das linhas de transmissão de 138kV Palhoça / Trindade e Palhoça / Ilha Centro. Houve interrupção de 146 MW de cargas da CELESC em Santa Catarina. Causa: curto-circuito monofásico na linha, provocado por um objeto (lona) lançado sobre a linha durante temporal;

Dia 11 de fevereiro, às 17h35min: Desligamento automático da LT 500 kV Adrianópolis/São José C1 e da LT 500 kV Nova Iguaçu/São José C1. Houve interrupção de 209 MW da LIGHT no Rio de Janeiro. Causa: explosão do TC associado ao disjuntor 9158 na SE São José;

Dia 25 de fevereiro, às 18h50min: Desligamento automático do setor de 138 kV da subestação Juiz de Fora 1, de equipamentos na subestação Santos Dumont 2 e linhas de distribuição da CEMIG D. Houve interrupção de 146

0

10.000

20.000

30.000


4.55

3

2.26

4

805

24 0 0 0 0

2.18

3

0 0 0

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Deslocamento Hidráulico

2018 2019

0

0

50.000

100.000

150.000

200.000


0 0 0 0 0 0 0 0 0 37.0

28

35.5

11

177.

877

133.

541

En

ca

rgo

(10

³ R$

)

Reserva Operativa

2018 2019



MW, sendo 67,6 MW da CEMIG D, 33,2 MW da Petrobras/ESTAP e 45,3 MW da Votorantin Zinco. Causa: curto-circuito monofásico envolvendo a fase Azul (fase B - CEMIG-GT).

No Estado de Roraima, não interligado ao SIN, houve seis desligamentos com interrupção total das cargas da capital Boa Vista, nos dias 3, 4, 5, 17, 18 e 19 de fevereiro, todos ocorridos devido à interrupção em linhas de transmissão operadas pela Corpoelec (Venezuela).

11.1. Ocorrências no Sistema Elétrico Brasileiro

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

Tabela 18. Evolução do número de ocorrências.

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez2019

Jan-Fev

2018

Jan-Fev

SIN** 0 0 0 2.655

S 0 146 146 0

SE/CO 1.677 355 2.032 432

NE 337 0 337 162

N 153 0 153 227

Isolados 827 783 1.610 618

TOTAL 2.994 1.283 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4.277 4.094

Carga Interrompida no SEB (MW)

Subsistema Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez2019

Jan-Fev

2018

Jan-Fev

SIN** 0 0 0 1

S 0 1 1 0

SE/CO 3 2 5 2

NE 2 0 2 1

N 1 0 1 1

Isolados 6 6 12 4

TOTAL 12 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21 9

Número de Ocorrências

*



Figura 27.Ocorrências no SEB: montante de carga interrompida e número de ocorrências.

* Critério para seleção das interrupções: corte de carga ≥ 100 MW por tempo ≥ 10 min para ocorrências no SIN e corte de carga ≥ 100 MW nos sistemas isolados.

** Perda de carga simultânea em mais de uma região. Fonte dos dados: ONS / EDRR / Eletronorte

11.2. Indicadores de Continuidade

As informações referentes aos meses de dezembro de 2018 e janeiro de 2019 não foram disponibilizadas pela ANEEL ao MME até o fechamento deste Boletim Mensal.

Tabela 19. Evolução do DEC em 2018.

Tabela 20. Evolução do FEC em 2018.

*Conforme Procedimentos de Distribuição – PRODIST. **Nos valores de DEC e FEC acumulados são ajustadas as variações mensais do número de unidades consumidoras.

0

3.000

6.000

9.000

12.000

15.000

18.000

21.000

24.000


2.97

8 1.11

6

22.8

79

310 66

0

724

1.74

9

1.76

9

2.65

5

3.56

3

1.29

0

756

2.99

4 1.28

3Mo

nta

nte

de

ca

rga

inte

rro

mp

ida

(MW

)

Ocorrências no SEB

2018 2019

36

14

2

3

6

15

12

23

11

9

5

12

9

0

4

8

12

16

20

24

28

Nú

me

ro d

e O

co

rrê

nci

as

2018 2019

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 1,46 1,12 1,49 0,95 0,82 0,74 0,75 0,87 0,93 1,09 1,12 11,33 12,72

S 1,30 0,84 1,14 0,72 0,79 0,86 0,79 0,88 0,99 1,08 1,21 10,60 10,96

SE 1,02 0,73 0,91 0,55 0,51 0,46 0,51 0,59 0,61 0,75 0,82 7,47 8,79

CO 2,60 1,97 2,44 1,46 1,13 0,74 0,84 1,18 1,59 2,07 1,83 17,84 14,71

NE 1,55 1,42 1,97 1,27 1,02 0,84 0,81 0,84 0,85 0,99 1,00 12,56 14,65

N 3,12 2,25 3,26 2,25 1,87 1,99 1,99 2,46 2,40 2,66 2,52 26,76 33,85

Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (h) - DEC - 2018

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

Ano **

Limite

Ano

Brasil 0,78 0,61 0,80 0,50 0,47 0,45 0,48 0,53 0,54 0,63 0,63 6,40 9,52

S 0,74 0,51 0,64 0,41 0,46 0,46 0,46 0,52 0,51 0,63 0,70 6,05 8,55

SE 0,56 0,41 0,51 0,30 0,29 0,30 0,32 0,36 0,38 0,44 0,44 4,32 6,56

CO 1,35 1,04 1,38 0,75 0,63 0,55 0,66 0,71 0,80 1,04 0,86 9,76 11,84

NE 0,77 0,68 0,90 0,59 0,53 0,43 0,41 0,50 0,44 0,56 0,59 6,41 9,60

N 1,75 1,44 2,17 1,46 1,24 1,36 1,61 1,56 1,72 1,71 1,54 17,57 29,18

Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (nº de interrupções) - FEC - 2018

*



Figura 28. DEC do Brasil.

Figura 29. FEC do Brasil.

Dados contabilizados até novembro de 2018 e sujeitos a alteração pela ANEEL. Fonte dos dados: ANEEL

0

5

10

15

20

25


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Limite2018

18

,53

18

,66

18

,35

18

,06

18

,60

15

,82

14

,36

12

,72

DE

C (

h)

DEC - Brasil

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 dez Limite 2018

2018 - DEC Mensal

1,46

2,584,03

4,975,84

6,587,33

8,199,12

10,2111,33

DEC AnualDEC Anual

0,781,39

2,182,68

3,163,61 4,08

4,605,15

5,786,40

2018 - FEC Mensal

0

3

6

9

12

15


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Limite2018

11,1

8

11,1

1

10

,53

10

,09

9,8

6

8,8

7

8,2

0

9,5

2

FE

C (

nú

me

ro d

e in

terr

up

çõe

s)

FEC - Brasil

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 dez Limite 2018FEC Anual



GLOSSÁRIO

ACL – Ambiente de Contratação Livre

ACR – Ambiente de Contratação Regulada

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

CGH – Central Geradora Hidrelétrica

CMO – Custo Marginal de Operação

CO - Centro-Oeste

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

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

GD - Geração Distribuída

GE - Garantia de Suprimento Energético

GNL - Gás Natural Liquefeito

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

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH - Pequena Central Hidrelétrica

PIE - Produtor Independente de Energia

PMO - Programa Mensal de Operação

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

Documents

Fevereiro / 2019...Em fevereiro de 2019, predominou no País cenário de chuvas em torno da média nas principais bacias do SIN. Na bacia do rio Tocantins, foi registrada precipitação