Fundamentos Gerais do Setor Elétrico

(1)

Fundamentos Gerais do Setor Elétrico

Fernando Umbria

Maio de 2021

(2)

Agenda

• Conceitos básicos do setor elétrico brasileiro

• Características de mercados de eletricidade

• Produto e serviço

• Aspectos importantes sobre a expansão dos sistemas elétricos

• Bases para operação do sistema elétrico brasileiro

(3)

FUNDAMENTOS GERAIS DO SETOR ELÉTRICO COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA MERCADO LIVRE REGRAS E PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO

Dimensões do Setor Elétrico Brasileiro (SEB)

Estrutura

Física

Marco Legal

Organização

Institucional

Modelo

Mercantil

(4)

Estrutura básica do sistema elétrico

5.295 usinas (abr/21)

Capacidade Instalada: 175 GW

Rede Básica ≥ 230 kV

163 mil km em linhas

235 empresas (ONS)

Rede ≤ 138 kV

54 concessionárias (distribuidoras)

57 permissionárias (cooperativas)

87,1milhões de UC (fev/21)

(5)

FUNDAMENTOS GERAIS DO SETOR ELÉTRICO COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA MERCADO LIVRE REGRAS E PROCEDIMENTOS DE COMERCIALIZAÇÃO Lei Nº 9.648/98 ASMAE e ONS – Contratos iniciais e Reestruturação

1988

...

Implantação

da ANEEL

1999

2000

₂₀₀₁

₂₀₀₂

Lei nº 10.433/02 MAE Lei Nº 9.427/96 ANEEL Constituição Federal (art. 175) Lei Nº 9.478/97 – CNPE e Políticas de Energia (Petróleo) Lei Nº8.631/93 Início da competição

Lei nº 9.609/95 c/c 10.192/01

Plano Real

Lei nº 9.986/00 RH - Agências Lei Nº 9.074/95 Reestruturação da Eneriga Elétrica – PIE e CLivres

1993

Lei nº8.987/95 Incremento da competição

Lei nº 7.990/89 – 8.001/90 –

9.984/00 e 9.993/00

Compensação Financeira

2000

2003

2004

Lei nº 9.784/99 Proced. na Adm. Pública Lei nº 9.991/00 Efic. Energ. Lei nº 10.214/01 Câmaras Comercialização Lei nº 10.295/01 Política Cons. e Uso de Energia Lei nº 10.310/01 Bônus da GCE GCE MP nº 2.198/01 ago/01 a mar/02 Lei nº 10.438/02 Expansão da Oferta RTE e Leilões Lei nº 10.604/02

Empréstimos Baixa Renda e comercialização Lei nº 10.762/03 Programa Emergencial de Apoio e Leilões Lei nº 10.833/03 CCC isol. 2009 Lei nº 10.847/04 EPE Lei nº 10.848/04 Novo Modelo Lei nº 10.871/04 RH - Agências Lei nº 11.079/04 PPPs

1995

1996

1997

1998

...

Lei nº 11.488 Criação do REIDI

2007

...

Lei nº 11.943/09 Participação da União no FGEE

2010

2013

Lei nº 12.783/13 Renov. de concessões, redução de encargos e Lei nº 12.111/09 Serviços de Energia Sistemas Isolados

2009

Lei nº 12.212/10 Tarifa Social de Energia Elétrica

Marco

Legal

do

Setor

Elétrico

2015

...

Lei nº 13.201/15 Repactuação do risco hidrológico e

2016

Lei nº 13.280/16 Aplic. Efic. Energ. Leis nº 13.299/16 e nº 13.360/16 Lei nº 13.609/18 Alterações diversas

2018

2019

Lei nº 13.848/19

Gestão e outros atributos

...

2020

MP nº 950/20 Conta Covid

Lei nº 14.120/21 Recursos EE para CDE; extinção de descontos TUSD e TUST; Angra III;

(6)

(7)

Modelo mercantil

(8)

Segmentos do SEB

G

C

D

CL

CC

Competição

Monopólio

natural

Monopólio

natural

Geração

(ou produção)

Comercialização

Transmissão

(ou transporte)

Distribuição

Mercado das

distribuidoras

Consumidores

Cativos

Consumidores

Livres

Mercado livre

Muito regulado

Menos regulado

Parcela da geração no setor é regulada e não opera no mercado

(Itaipu, nucleares, Proinfa e hidrelétricas em regime de cotas)

G

(9)

Geração – aspectos gerais

• Corresponde de 35 a 50% do custo total do sistema

• Geradores podem ser acionados por combustíveis diferentes. Há

diferença no preço do produto

• Não há diferença no produto

• A produção combina diferentes fontes e combustíveis (competição)

• Há quatro regimes de exploração: autoprodução, produção

(10)

Geração – conceitos e noções úteis

• Geração (ou produção) é medida em Wh (watt-hora): a geração anual

brasileira está em torno de 626 TWh (2019)

• Potências de 10 que multiplicam grandezas:

k

kilo

10

3 _{1.000 x}

M

Mega

10

6 _{1.000.000 x}

G

Giga

10

9 _{1.000.000.000 x}

T

Tera

10

12 _{1.000.000.000.000 x}

• Capacidade instalada (ou parque gerador) é medida em W (watt)

▪ a capacidade própria instalada está hoje em 175 GW (+5,3 GW GD; +5,7 GW importações)

• Fator de capacidade é a relação entre a produção média de uma central

geradora e sua capacidade instalada em um mesmo período

(11)

Geração – conceitos e noções úteis

• No Brasil, a comercialização de energia nova é feita através de certificados que

representam uma garantia de abastecimento.

• Consumidores precisam comprovar que contrataram “garantia física”

suficiente para atender suas cargas.

• Geradores precisam de um montante de “garantia física” que possa ser

vendido para lastrear o consumo.

• Portanto, o lastro caracterizado pela garantia física constitui a base para a

contratação de longo prazo.

(12)

Geração – conceitos e noções úteis

• Garantia física

• Energia secundária

• Energia firme

• Mecanismo de realocação de energia (MRE)

• Disponibilidade

(13)

Garantia física

(14)

Garantia física

A Lei nº 10.848/04, regulamentada pelo art. 2º do Decreto nº 5.163/04,

estabelece que “garantia física” é a quantidade máxima de energia elétrica

associada ao empreendimento, incluindo importação, que poderá ser

utilizada para comprovação de atendimento de carga ou comercialização por

meio de contratos.

A garantia física de um empreendimento de geração é uma parcela alocada

da garantia física do SIN, definida como aquela correspondente à máxima

quantidade de energia que este sistema pode suprir a um dado critério de

garantia de suprimento.

(15)

Garantia física do SIN (despacho centralizado)

Corresponde à máxima carga que pode ser

suprida com uma confiabilidade de 95%

(risco pré-fixado de 5% de ocorrência de

déficit), obtida a partir de simulações de

operação do SIN com a utilização de séries

sintéticas de energia afluente.

Esta energia é rateada entre todos os

empreendimentos de geração que

constituem o sistema, a fim de se obter

a garantia física dos empreendimentos

com vistas à comercialização de energia

via contratos.

UHE: o rateio é feito na

proporção da energia firme mais

BI (para UHE com reservatório).

UTE: a oferta de geração

térmica é definida por

UTE na simulação.

Energia firme: máxima

geração de uma UHE

no período crítico do

sistema (1948-1956)

(16)

Energia secundária e disponibilidade

Energia Secundária = Diferença positiva entre a soma de toda a geração

produzida pelos geradores do MRE e a soma das suas energias asseguradas

(excedente de energia produzido)

Disponibilidade = Representa a potência média que uma usina é capaz de

fornecer ao sistema, descontadas as indisponibilidades forçadas (falhas) e

programadas (manutenções)

(17)

Mecanismo de realocação de energia

Usina 1

Usina 2

Usina 3

Usina 4

Garantia

física

Garantia

física

Garantia

física

Garantia

física

MRE

(18)

Geração – parcela regulada

Fontes por cotas

Potência

(MW)

Garantia física

(MWm)

Cotas em 2021

Montante

(TWh)

Valor

(R$ bilhões)

Tarifa

(R$/MWh)

Hidrelétricas em regime de cotas

22.225,72

11.739,61

92,6

9,06

114,74

Itaipu

10.802,00

6.618,42

58,0

18,75

323,30

Proinfa

2.975,10

1.278,77

11,2

4,04

361,07

Angra I e II

1.990,00

1.698,00

13,7

3,42

249,64

Total

37.992,82

21.334,80

175,5

35,27

201,54

Potência total das hidrelétricas em regime de cotas (71 UHE): 25.176,93 MW

(19)

Transmissão – aspectos gerais

• Redes com tensão ≥ 230 kV

• Conexão da Geração com a Carga em alta tensão

• Corresponde a 5 a 15% do custo total

• Os sistemas, normalmente, são AC

• Sobrecarga pode provocar a saída de elementos

• Necessidade do Operador do Sistema

• Regime de serviço público de transmissão de energia

• RAP (Receita Anual Permitida) ciclo 2020/2021: R$ 28 bi

(20)

Transmissão – aspectos gerais

G

C

D

CL

CC

T

Monopólio

natural

Transmissão

(ou transporte)

• Extensão total de 163 mil km

• Tensão ≥ 230 kV

• Não inclui as demais instalações da

transmissão listadas na Lei 9.074/95, art.17

Fonte: MME, jan/2021

8 transmissoras somam 80% da RB, em km: Cemig, CTEEP, CHESF, COPEL, Eletronorte,

Furnas, CEEE-GT e Eletrosul.

(21)

Distribuição – aspectos gerais

• Redes com tensão ≤ 138 kV

• Conexão entre a transmissão e o consumidor

• Corresponde a 30 a 50% dos custos

• Faz a medição e a cobrança

• Gestão da infraestrutura de atendimento bastante complexa

(necessidade de grandes redes e atendimento de consumidores

com características distintas)

(22)

Distribuição – aspectos gerais

G

T

C

CL

D

CC

Monopólio

natural

Distribuição

Mercado das

distribuidoras

Consumidores

Cativos

Rede de Distribuição

Tensões nominais das Linhas de Distribuição:

138 kV – às vezes chamada de “subtransmissão”

69 kV; 34,5 kV

13,8 kV – rede urbana primária

(23)

Comercialização e consumo livre

G

T

D

CC

C

CL

Competição

Comercialização Consumidores

Livres

(24)

Comercialização, Consumidores Livres (CLs) e

Consumidores Cativos (CCs) - aspectos gerais

• Comercializadores: permitem ajuste dos portfólios de compra e venda

▪ Assumem o risco de crédito do consumidor e de performance do produtor

• Qualidade da energia e segurança de oferta: não há diferenças entre CLs e CCs

▪ CLs pagam às distribuidoras pelo acesso e uso das redes, em valores equivalentes aos CCs.

Diferença está na compra da energia

• CC: distribuidora é o fornecedor compulsório

▪ Tarifa regulada, isonômica para uma mesma classe

• CL: energia livremente negociada

▪ Obrigado a comprovar 100% de contratação, após a medição do montante consumido. O

valor da energia é resultante de opção individual de compra: contratos de diferentes

prazos, maior ou menor exposição ao preço de curto prazo (PLD: Preço de Liquidação de

Diferenças, resp. CCEE)

(25)

Singularidades da eletricidade

Não pode ser

armazenada em

grande escala

Estoque: geração e

combustível (UTE),

água em

reservatórios (UHE)

Produto altamente

perecível: consumo

no mesmo instante

da produção

Difícil adicionar, de

forma rápida, nova

capacidade de

geração ao sistema

Redes de transmissão

e distribuição são os

“mercados físicos”

para transações

(26)

Decorrências das singularidades

• Impossibilidade de armazenar eletricidade e de acrescentar

rapidamente nova geração são os fatores que criam as condições

para a elevação dos preços de curto prazo.

• Fisicamente, em uma rede elétrica, não é possível identificar a

ligação de um vendedor a qualquer comprador. Geradores injetam

energia na rede e consumidores retiram esta energia da rede.

• Na rede elétrica, a oferta e a demanda devem ser,

instantaneamente, balanceadas a fim de manter a frequência, a

tensão e a estabilidade do sistema.

(27)

Modelos de mercado de energia elétrica

• Monopólio

• Comprador único

• Competição no atacado

• Competição no varejo

(28)

Monopólio

• Estrutura integrada verticalmente.

• A indústria de energia elétrica em todo mundo

era (até a década de 80) estruturada desta

forma.

• Não se admitia a possibilidade de concorrência

no setor.

• Não havia noção de preço, mas de custo.

• Monopólio (estatal ou privado) regulado (com

tarifa definida).

(29)

Monopólio

Vantagens:

• Simples (baixo custo de transação).

• Não precisa dividir as empresas.

• Não há problemas de acesso.

• Fácil planejamento de expansão.

• Fácil implementação de subsídios.

• Clara definição de responsabilidades (G

atendem à expansão da carga; D

sinalizam expectativa de crescimento).

• Baixo risco reduz o custo do capital

aplicado.

• Faz parte da cultura do setor.

Desvantagens:

• Difícil incentivo à eficiência

econômica.

• Todos os riscos são repassados

para o consumidor (ou

contribuinte).

• Não necessita de formação de

preço, mas a análise do custo.

Assimetria de informação dificulta

a atuação do regulador.

(30)

Comprador único

• Monopsônio.

• Competição entre as usinas geradoras.

• Permite a entrada de novos agentes.

• Necessita de um agente comprador,

que precisa ser independente.

• A competição é estimulada e promove

a eficiência.

(31)

Comprador único

Vantagens:

• Aumento da eficiência traz ganhos

significativos para o setor.

• Possibilita a privatização de

empresas geradoras.

• Mantém as vantagens de

simplicidade de subsídio e de

planejamento do modelo de

monopólio.

• Livre acesso à transmissão

(desverticalização).

• Expansão garantida pelo governo.

Desvantagens:

• Maior custo de transação (PPAs).

• Contratos devem prever preço

para demanda e energia.

• PIEs sujeitos a multas por

indisponibilidade (atrasos).

• Quase todo o risco é repassado

ao consumidor.

• Aumento da eficiência limitado à

geração.

(32)

Competição no atacado

Grande

Consumidor

• Distribuidoras mantém

monopólio sobre consumidor.

• Obrigação de atender à carga é

da distribuidora.

• Requer regulação forte.

• Órgão regulador e operador

devem ser independentes.

• Necessidade de mercado de

ajustes.

• Livre acesso à transmissão e

distribuição.

(33)

Competição no atacado

Vantagens:

• Aumento da eficiência.

• Preço definido pelos grandes

consumidores.

• Atração de investimento privado.

• Fim do subsídio.

Desvantagens:

• Geradoras e distribuidoras podem

fazer contratos em prejuízo do

consumidor.

• Alto custo das transações.

• Definição da expansão.

• Definição da fronteira (quem é o

grande consumidor?)

• Impossibilidade de definir

subsídios.

(34)

Competição no varejo

• Qualquer consumidor

pode escolher seu

fornecedor.

• Todos têm livre acesso

ao sistema de

distribuição.

• É a estrutura de maior

competição entre os

fornecedores e maior

escolha aos

consumidores.

(35)

Competição no varejo

Vantagens:

• O preço da ineficiência é a saída

do mercado.

• Liberdade de compra e venda de

energia.

• Possibilidade de entrada de

novos agentes.

• A expansão é definida pelo

mercado.

Desvantagens:

• Aumenta a complexidade (e o

custo) dos contratos.

• Exige órgão regulador eficiente.

• Necessidade de consumidores

bem preparados.

• Precisa acreditar nas “forças” do

mercado.

(36)

Modelos de mercado - resumo

Característica

Monopólio

Comprador único

Competição no

atacado

Competição no

varejo

Competição na

geração

Não

Sim

Competição na

comercialização

Não

Limitada

Sim

Escolha dos

consumidores

Não

Limitada

Sim

Escolha das

distribuidoras

Não

Sim

Obrigação do

suprimento

Monopolista

Agente

(37)

Mercado de energia elétrica no Brasil

Característica

Modelo antigo, até

₁₉₉₅

_{mercado (1995 a 2003)}

Modelo de livre

_{(2004 em diante)}

Modelo vigente

Financiamento

Recursos públicos

Públicos e privados

Estrutura das empresas

Verticalizadas

G, T, D e C

Capital das empresas

Estatal

Estatal e privado

Competição

Inexistente

G e C

Consumidores

Cativos

Cativos e livres

Tarifas/preços

_{Somente tarifas}

_{Preços na G e C}

ACL: preços na G e C

ACR: licitação pelo menor preço

Mercado

Regulado

Livre

Regulado e livre

Planejamento

Determinativo

Indicativo

Centralizado

Contratação

100% do mercado

85% a 95% do mercado

100% do mercado

(38)

Mercado de energia elétrica no Brasil

• Até 1995: Monopólio

• A reestruturação teve como objetivo (i) assegurar os

investimentos necessários para a expansão da oferta de energia

e (ii) assegurar que o setor fosse economicamente eficiente

• Entre 1995 e 2003: Competição no atacado

• A concepção do modelo tinha a perspectiva de privatização

generalizada da G e da D, separando as atividades empresariais

e atividades típicas de governo, de modo a igualar as condições

de atuação dos agentes no mercado competitivo. D foi

(39)

Mercado de energia elétrica no Brasil

• A partir de 2004: ainda em 2003, iniciou-se um segundo

processo de reestruturação do SEB, com importantes

alterações: criação da EPE e da CCEE (substituindo o MAE).

A principal alteração foi no modelo de comercialização do

setor:

• ACR: Comprador único

(40)

Produto e serviço

(41)

Operação do sistema – aspectos gerais

• Sistema interligado de dimensão única.

• Complexo mecanismo contratual.

• Grande dispersão geográfica da produção e do consumo.

• Limites para a capacidade de geração e transporte.

• Variação no tempo da capacidade de produção e da demanda.

• Operação complexa submetida a condicionantes da física.

• Cada agente de produção ou consumo interfere no mercado.

• Critérios e decisões da operação do sistema produzem impactos econômicos nos

agentes.

(42)

Operação do sistema – aspectos gerais

Operação Elétrica do Sistema

• Assegurar a entrega da energia com as

condições reais do sistema (geração e

transmissão)

• Leva em conta a manutenção de

equipamentos

• Leva em conta as contingências do

sistema

• Opera em tempo real

Operação Energética do Sistema

▪ Decide o combustível (água, gás,

petróleo, urânio, etc...)

▪ Qual usina hidráulica deve ser

despachada?

▪ Tem que garantir a operação atual e a

demanda futura

▪ Dilema: usa água hoje (mais barata) e,

se não chover, pode faltar energia

elétrica amanhã

(43)

Despacho hidrotérmico

• O despacho hidrotérmico ótimo é o que minimiza a soma do custo total

= custo imediato + custo futuro (que depende da decisão do custo

imediato).

• A solução ótima não é gerar toda a disponibilidade hidrelétrica logo no

primeiro estágio, embora ela tenha custo operativo = zero. Por que?

▪ Porque a hidrelétrica pode transportar energia (armazenar água) de

um estágio para outro. Portanto, a geração hidro tem um custo de

(44)

Otimização eletroenergética

(45)

Otimização eletroenergética

Reservatório vazio ao final do estágio:

custo imediato baixo e custo futuro alto

Reservatório cheio ao final do estágio:

custo imediato alto e custo futuro baixo

(46)

Otimização eletroenergética

Carga

50 MWh

UTE 1 - P = 30 MW

CVU = 10 R$/MWh

UTE 3 - P = 15 MW

CVU = 80 R$/MWh

UTE 2 - P = 10 MW

CVU = 15 R$/MWh

Intuitivamente

Custo total de operação:

30 x 10 +

10 x 15 +

10 x 80 = R$ 1250

E se a carga fosse 51 MWh? Qual seria o custo total?

30 x 10 +

10 x 15 +

11 x 80 = R$ 1330 ➔ CMO = 80 R$/MWh

▪ Qual é o despacho ótimo?

▪ Qual é o custo total de operação?

(47)

(48)

Otimização eletroenergética

Carga

50 MWh

UTE 1 - P = 30 MW

CVU = 10 R$/MWh

UTE 3 - P = 15 MW

CVU = 80 R$/MWh

UTE 2 - P = 10 MW

CVU = 15 R$/MWh

UHE 1 – P = 15 MW

C Op = 0 R$/MWh

1º Estágio

2º Estágio

Afluência

₁

= 11

V

₀

= 10

V

₁

= ?

Afluência

₂

= 0

V

₂

= ?

• Como seria a operação do sistema?

(49)

Otimização eletroenergética

Exemplo de operação “míope”: gerar toda a água que chega

Custo total de operação:

Essa operação é ótima?

E se as possíveis políticas de operação fossem enumeradas?

1º Estágio

2º Estágio

GH = 15 MWh

GT1 = 30 MWh

GT2 = 5 MWh

GT3 = 0 MWh

GH = 6 MWh

GT1 = 30 MWh

GT2 = 10 MWh

GT3 = 4 MWh

C Total = 30

x 10 +

5 x 15

+ 30

x 10 +

10 x 15 +

4 x 80 = R$ 1.145

1º Estágio

2º Estágio

(50)

Otimização eletroenergética

Impacto da decisão do 1º estágio no custo do 2º estágio

O objetivo é minimizar o custo total de operação

GH

GT1

GT2

GT3

Custo

Imediato

Volume

final

GH

GT1

GT2

GT3

Custo

Futuro

15

30

5

0

375

6

30

10

4

770 1145

14

30

6

0

390

7

30

10

3

690 1080

13

30

7

0

405

8

30

10

2

610 1015

12

30

8

0

420

9

30

10

1

530

950

11

30

9

0

435

10

30

10

0

450

885

10

30

10

0

450

11

30

9

0

435

885

9

30

10

1

530

12

30

8

0

420

950

8

30

10

2

610

13

30

7

0

405 1015

7

30

10

3

690

14

30

6

0

390 1080

6

30

10

4

770

15

30

5

0

375 1145

5

30

10

5

850

16

15

30

5

0

375 1225

Decisão - Primeiro Estágio

Decisão - Segundo Estágio

Custo

Total

(51)

Otimização eletroenergética

Volume

(final do 1º estágio)

Custo

Imediato

Custo

Futuro

Custo

Total

6

375

770 1145

7

390

690 1080

8

405

610 1015

9

420

530

950

10

435

450

885

11

450

435

885

12

530

420

950

13

610

405 1015

14

690

390 1080

15

770

375 1145

16

850

375 1225

Reservatório vazio ao final do primeiro estágio:

custo imediato baixo e custo futuro alto

Reservatório cheio ao final do primeiro estágio:

custo imediato alto e custo futuro baixo

Hidro tem potência instalada de 15 MW. O

armazenamento superior a 15 esbarra no

limite de turbinamento do segundo estágio.

A FCF mostra que para um armazenamento

inferior a 10 é preciso acionar a térmica mais

(52)

Matriz elétrica brasileira

• A Matriz Elétrica Brasileira é formada pelo conjunto de fontes

disponíveis para geração de energia elétrica

• Capacidade Instalada – soma da potência instalada de todas as fontes

• Geração Verificada – soma da energia elétrica gerada de todas as fontes

(53)

Capacidade instalada (abril/2021)

Tipo

Nº de

usinas

Potência

inst. (MW)

%

Potência média

(MW)

Usina Hidrelétrica – UHE

219

103.027 58,8

470 Pequena Central Hidrelétrica – PCH

425

5.461 3,1

13 Central Geradora Hidrelétrica – CGH

740

827 0,5

1 Total hidrelétricas

1.384 109. 315

62,4

79 Gás

164

14.826 8,5

90 Biomassa

579

15.260 8,7

26 Petróleo

2305

8.899 5,1

4 Carvão Mineral

22

3.583 2,0

163 Outros

10

196 0,1

20 Total termelétricas

3.080

42.764 24,4

14 Usina Termonuclear – UTN

2

1.990 1,1

995 Usina Eólica – EOL

704

17.730 10,1

25 Usina Fotovoltaica – UFV

4.156

3.291 1,9

< 1

Undi-Elétrica – CGU

1 0,1

-

-TOTAL

9.327

175.090 100,0

19 Como oferta de energia

elétrica, há, ainda, as

importações:

Paraguai (5.650 MW) e

Venezuela (200 MW)

452 UFV = 3.287 MW (7 MW)

3.704 UFV = 3.794 kW (1 kW)

Prog. Luz para Todos na Celpa

5.295 usinas – 33 MW (Pot. Méd.)

(54)

Capacidade instalada (abril/2021)

Hidrelétricas 62,4% Térmicas 24,4% Nucleares 1,1% Eólicas 10,1% Fotovoltaicas 1,9% UHE 58,8% PCH 3,1% CGH 0,5% Biomassa 8,7% Gás 8,5% Petróleo 5,1% Carvão 2,0% Outros 0,1% UTN 1,1% EOL 10,1% UFV 1,9%

(55)

Evolução da capacidade instalada

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

102.949 110.444 116.383 117.136 120.974 126.743 133.913 140.858 150.338 157.112 162.840 170.118 174.492

Usinas Hidrelétricas

74.901

76.781

78.610

78.347

79.956

81.132

84.095

86.366

91.499

94.662 98.287 102.999 103.027

Usinas Termelétricas

22.999

27.481

30.784

31.243

32.778

36.528

37.827

39.564

41.275

41.628

40.523

41.219

42.739 PCH

2.490

3.400

3.868

3.896

4.101

4.620

4.790

4.886

4.941

5.020

5.157

5.291

5.438 CGH

154

173

185

216

236

266

308

398

484

594

695

768

823 Usinas Nucleares

2.007

1.990

1.990 Usinas Eólicas

398

602

928

1.426

1.894

2.202

4.888

7.633

10.124

12.283

14.390

15.378

17.187

(56)

Produção de energia elétrica no Brasil

18 ,9

%

23 ,9

%

30 ,4

%

34 ,7

%

34,4%

80,6%

5,8%

0,5%

75,2%

0,9%

1,2%

3,7%

2,1%

68,5%

_63,2%

_61,9%

_65,8%

28 ,4

%

62,9%

26 ,5

%

7,2%

8,1%

8,9%

29 ,6

%

26 ,7

%

64,7%

63,5%

GWh

71,1%

18 ,2

%

9,7%

(57)

Produção de energia elétrica no Brasil

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

jan

/00

_r/

00 ju

l/

00

00 jan

/01

_r/

01 ju

l/

01

01 jan

/02

_r/

02 ju

l/

02 t/

02 jan

/03

_r/

03 ju

l/

03

03 jan

/04

_r/

04 ju

l/

04

04 jan

/05

_r/

05 ju

l/

05

05 jan

/06

_r/

06 ju

l/

06

06 jan

/07

_r/

07 ju

l/

07

07 jan

/08

_r/

08 ju

l/

08

08 jan

/09

_r/

09 ju

l/

09

09 jan

/10

_r/

10 ju

l/

10

10 jan

/11

_r/

11 ju

l/

11

11 jan

/12

_r/

12 ju

l/

12

12 jan

/13

_r/

13 ju

l/

13

13 jan

/14

_r/

14 ju

l/

14 t/

14 jan

/15

_r/

15 ju

l/

15

15 jan

/16

_r/

16 ju

l/

16

16 jan

/17

_r/

17 ju

l/

17

17 jan

/18

_r/

18 ju

l/

18

18 jan

/19

_r/

19 ju

l/

19

19 jan

/20

_r/

20 ju

l/

20

20 jan

/21

(58)

Evolução da capacidade instalada (PDE 2030)

Projeção da capacidade

instalada da MMGD

(59)

(60)

OBRIGADO

Fernando Umbria

[email protected]

Fundamentos Gerais do Setor Elétrico