Relatório ons 09-08-2013

OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta- feira ) - Pag. 1 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados

1 - Balanço de Energia

Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Termo Convencional

Total SIN Intercâmbio Internacional Carga (*)

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed

% % % %

% 100,00

Produção

Nordeste

Sudeste/Centro-Oeste

Sul Interc. Internacional

Produção e Carga por Submercados e Intercâmbios Verificados - MWmed.

Produção Hidro

Carga (*) Carga (*)

Produção Hidro Produção Termo

Carga Produção Termo Produção Hidro

Carga (*)

Produção Termo Produção Hidro

Programado Verificado LEGENDA:

(*) Carga = Consumo + Perdas

63.978 64.222

41.831 10.329 10.614

63.978 64.222

1.830 1.809

65,14 16,53

2,82

5.455 9.343

1.581 3.503

10.614

9.670 9.468 14,74

578

3.280

4.409

6.768 21.283

0

0

0

(*)

Norte Nordeste

Itaipu Binacional Sudeste/Centro-Oeste

Interc Internacional

Sul 38.421

12.636

11.003

1.304

(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (642 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (691 MW) nesse dia.

% Eólica 495 500 0,78

Eólica 401

Eólica 99

41.654

3.036

(**)

Produção Termo 1.624

3858

(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1128 MW)

(***)


NORTE NORDESTE

Hidro Termo Total Carga (MWmed) (*) (***)

Carga (MWmed) (*)

SUDESTE/CENTRO-OESTE

SUL

Carga (MWmed)

Carga (MWmed) (*)

Produção para o Brasil (MWmed)

Intercâmbio Internacional (MWmed)

50 Hz 60 Hz Total

Paraguai Uruguai Argentina Garabi II

% % %

%

% %

%

% %

%

% %

% MLT bruta no mês até o dia % MLT armazenável no mês até o dia

% %

%

2 - Balanço de Energia Detalhado

Uruguaiana


MWmês MWmês

3.533 1.581 1.621 1.610

1.809 1.830

5.455 5.266 5.485 5.559 9.343 9.201

5.559 5.877 4.770 4.737

10.329 10.614

3.642

3.503 6,87 2,50 9,39

5,45 2,46

8,54

33,14 7,72 2,82

43,68

21,86

2,03 19,68

1.624

28.113 28.051

3.977 4.409

5.598 6.033 578 332

3.280 3.310

21.283 21.300

0 0

0

0 0

4.959

38.421

12.636 1.304

14.039 11.003

12.844 1.456

14.379 11.143

3.036 3.236

38.368 (**)

4.983

Acaray Rivera

Garabi I 0 0 0 0

0

TOTAL 0 0

Import. Export. 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0

(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (642 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (691 MW)nesse dia.

401 416 0,62 %

99 79 0,15 %

ENA 1.627 MWmed 89 87

Energia Armazenada No dia Desvio dia anterior

11.977 80,9 -74 -0,5

% % MWmês

Desvio dia anterior MWmês No dia

Energia Armazenada % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia

MWmed ENA Energia Afluente

20.799 40,1 -64 -0,1

1.875 54 54

% MWmês Desvio dia anterior

% MWmês No dia Energia Armazenada

% MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia

MWmed ENA Energia Afluente 15.299 146 124

18.228 91,7

31 0,1

% MWmês Desvio dia anterior

% MWmês No dia Energia Armazenada

% MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia

MWmed ENA Energia Afluente 21.698 128 127

120.011 59,5 -410 -0,2

Produção (MWmed/dia) Hidro Termo Eólica Total

Hidro Termo Eólica Total

Produção (MWmed/dia)

Hidro Termo Nuclear Total



Energia Afluente

10.614 10.329

Programado Verificado LEGENDA:

(*)

ITAIPU Binacional

3.858

(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1128 MW)


4 - Destaques da Operação * CARGA E PRODUÇÃO DE ENERGIA POR SUBMERCADO Submercado Sul: A geração hidráulica foi inferior ao valor programado devido à carga abaixo da prevista. A geração térmica foi inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração eólica foi superior ao valor previsto devido a condições favoráveis de vento. Submercado Sudeste/Centro-Oeste: A geração hidráulica e a carga não apresentaram desvio significativo em relação aos valores previstos. As gerações térmica e nuclear foram inferiores aos valores programados (ver itens 5 e 6). A geração total de Itaipu foi superior ao valor programado para possibilitar a otimização energética nesta usina.

3 - Variação de Carga e Energia Armazenada

Carga (*) Sul SE/CO Norte NE

Ref. Carga mensal Curva Aversão (MWmed) Previsão Programa Mensal de Operação - PMO (MWmed) Carga Verificada no dia (MWmed) Variação últimos 7 dias/Ref. Carga Curva Aversão (%) Variação últimos 7 dias/Previsão mensal PMO (%) Variação no mês/Ref. Carga Curva Aversão (%)

Energia Armazenada Sul SE/CO NE Norte Norte Tucurui

Capacidade Máxima (MWmês)

Variação em relação dia anterior (%) Variação acumulada mensal (%) Diferença em relação à Curva Aversão (%)


Armazenamento ao final do dia (MWmês) Armazenamento ao final do dia (%)

Variação no mês/Previsão mensal PMO (%)

-4,5 -3,7 -1,5 -4,0

5.455 9.343 -6,9 -2,4

-6,9 -1,9 -3,2 -2,7 -4,5 -5,1

38.710 9.193

10.452 37.754 9.314 5.297

(**) Estes valores incluem toda a carga de Mato Grosso do Sul

(**)

10.233

-1,9

-3,1

(**) 11.003 38.421

19.873 201.817 14.812 51.859 7.631 18.228 120.011 11.977 6.194 20.799

91,7 59,5 80,9 40,1 81,2 0,1 -0,2 -0,5 -0,1 -0,8 2,9 -1,3 -3,9 -1,3 -5,8

61,7 14,7 2,6 -----

(***)

(***)

(***)

(***)

(***) Ver item 9.4


Submercado Nordeste: A geração hidráulica não apresentou desvio significativo em relação ao valor programado. A geração térmica foi inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração eólica foi inferior ao valor previsto devido a condições desfavoráveis de vento. A carga foi superior ao valor previsto. Submercado Norte A geração hidráulica foi superior ao valor programado devido à carga acima da prevista nesta região e ao maior envio de energia para o submercado Nordeste. A geração térmica não apresentou desvio significativo em relação ao valor programado. * TRANSFERÊNCIA DE ENERGIA ENTRE SUBMERCADOS Intercâmbio de Energia do Submercado Sul O intercâmbio de energia do submercado Sul foi inferior ao valor programado para controle de fluxo na transformação 500/345 kV da subestação Adrianópolis (Eletrobras Furnas) em função da indisponibilidade do TR-53, conforme relatado no item 6. Intercâmbio de Energia para o Submercado Nordeste O intercâmbio de energia para o submercado Nordeste foi superior ao valor programado devido à carga acima da prevista nesta região. Intercâmbio de Energia do Submercado Norte O intercâmbio de energia do submercado Norte foi superior ao valor programado devido à carga acima da prevista no submercado Nordeste. Intercâmbio Internacional Não houve intercâmbio internacional, conforme programado. * OCORRÊNCIAS NA REDE DE OPERAÇÃO Nada a relatar. * OCORRÊNCIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO Nada a relatar. * CONCLUSÃO DE TESTES DE COMISSIONAMENTO DE NOVAS INSTALAÇÕES 1) Às 06h00min foram concluídos os testes de comissionamento do setor 88 kV da SE Itapeti e transformadores TR-3 e TR-4 345/88 kV 400 MVA (IEP - Interligação Eletrica Pinheiros), sendo estes mantidos energizados. Futuramente, esta expansão da SE Itapeti para 88 kV aumentará a confiabilidade no atendimento das cargas na região do Alto Tietê, próximo a capital paulista.


5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A 5.1 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo I Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**) S U D E S T E / C E N T R O - O E S T E Angra II EN 1350 1350 1350 1369 --- --- (1) Angra I EN 640 480 480 440 --- --- (3) Nortefluminense EN/GE 869 822 822 818 -4 0% (3) Santa Cruz Nova EN 350 350 350 334 -16 -5% --- Luiz Carlos Prestes EN 386 365 365 363 -2 -1% --- Do Atlântico EN/IN 490 280 280 337 57 20% (3) Gov. Leonel Brizola EN 1058 1027 1027 965 -62 -6% --- Linhares EN 204 196 196 193 -3 -2% --- Juiz de Fora --- 87 84 0 0 --- --- --- B. L. Sobrinho --- 386 350 0 0 --- --- --- Euzebio Rocha IN/GE 249 212 212 204 -8 -4% (3) Aureliano Chaves GE 226 222 198 197 -1 -1% --- Fernando Gasparian GE 576 285 262 261 -1 0% (4) Mário Lago GE 923 668 563 580 17 3% (4) Cuiabá GFOM/GE 529 495 495 495 --- --- --- Viana --- 175 175 0 0 --- --- --- Termonorte II --- 340 0 0 0 --- --- (3) Igarapé --- 131 120 0 0 --- --- (2) Daia --- 44 38 0 0 --- --- (3) Palmeiras de Goiás --- 176 170 0 0 --- --- --- Goiânia 2 --- 140 100 0 0 --- --- --- Sol IN 147 49 49 52 3 6% --- Caçu-I IN 130 84 84 83 -1 -1% (3) Ipaussu IN 76 60 60 57 -3 -5% (3) Rio Acre --- 45 0 0 0 --- --- --- TOTAL SE / CO 9727 7982 6793 6748 -45 -1% Legenda: EL - Elétrica EN - Energética IN - Inflexibilidade EX - Exportação TE - Teste GE - Garantia de Suprimento Energético - Res. CNPE 08/07 e Procedimento Operativo de Curto Prazo - Res. ANEEL 351/09 PE - Perdas GFOM - Geração Fora de Ordem de Mérito de Custo - Resolução ANEEL 272/2007 GSUB - Geração de substituição - Resolução ANEEL 272/2007 ER - Energia Reposição UC - Ultrapassagem da CAR - Resolução CNPE 08 de 20/12/2007 (1) - Não são comparadas por serem programadas sempre na base (2) - Manutenção em Unidade Geradora (3) - Restrição Operativa (4) - Manutenção em Unidade Geradora e Restrição Operativa (*) - A Capacidade Instalada e Disponível não considera o montante de geração com operação comercial suspensa ou em processo de expansão (**) - Diferença (Verificado - Programado) Var% = (Verificado - Programado) / Programado * 100


Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**) S U L Candiota III EN 350 320 320 308 -12 -4% --- P. Médici EN 446 100 100 104 4 4% (4) J. Lacerda-C EN 363 335 335 334 -1 0% --- J. Lacerda-B IN 262 240 240 153 -87 -36% --- J. Lacerda-A IN 232 190 190 139 -51 -27% (3) Charqueadas IN 72 26 26 27 1 4% (4) São Jerônimo IN 20 4 4 4 --- --- (4) Araucária GE 484 243 226 222 -4 -2% (4) Figueira IN 20 13 13 11 -2 -15% (3) Sepé Tiaraju --- 161 160 0 0 --- --- --- Uruguaiana --- 640 0 0 0 --- --- --- TOTAL S 3050 1631 1454 1302 -152 -10% N O R D E S T E Termopernambuco EN 533 515 515 522 7 1% --- Porto Pecém I EN 720 290 290 262 -28 -10% (3) Fortaleza EN 347 340 327 318 -9 -3% --- Celso Furtado GE 186 165 165 166 1 1% (3) Termoceará GE 220 165 112 104 -8 -7% (3) Rômulo Almeida GE 138 41 41 49 8 20% (4) Jesus S. Pereira GE 323 160 160 160 --- --- (2) Maracanau I --- 168 142 0 0 --- --- --- Termocabo --- 50 49 0 0 --- --- --- Termonordeste --- 153 88 0 0 --- --- --- Termoparaiba --- 162 88 0 0 --- --- --- Campina Grande --- 169 156 0 0 --- --- --- Suape II --- 381 371 0 0 --- --- --- Global I --- 149 148 0 0 --- --- --- Global II --- 149 148 0 0 --- --- --- Camaçari --- 347 0 0 0 --- --- --- Camaçari Muricy --- 152 148 0 0 --- --- --- Camaçary Polo --- 150 148 0 0 --- --- --- Petrolina --- 136 130 0 0 --- --- --- Potiguar III --- 66 58 0 0 --- --- --- Potiguar --- 53 48 0 0 --- --- --- Pau Ferro I --- 94 94 0 0 --- --- --- Termomanaus --- 143 143 0 0 --- --- --- Porto Pecém II --- 0 0 0 0 --- --- --- TOTAL NE 4989 3635 1610 1581 -29 -2% N O R T E Maranhão IV EN 338 328 328 328 --- --- --- Maranhão V EN 338 328 328 328 --- --- --- Porto do Itaqui EN 360 360 360 359 -1 0% --- Geramar 1 --- 166 166 0 0 --- --- --- Geramar 2 --- 166 166 0 0 --- --- --- Jaraqui --- 75 65 63 62 -1 -2% --- Tambaqui --- 75 71 63 61 -2 -3% --- Manauara --- 85 65 65 66 1 2% --- Ponta Negra --- 85 64 64 65 1 2% --- Cristiano Rocha --- 85 68 68 68 --- --- --- Mauá --- 270 267 145 142 -3 -2% --- Aparecida --- 251 166 137 145 8 6% --- TOTAL N 2294 2114 1621 1624 3 0%


5.2 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo II-A Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**) S U D E S T E / C E N T R O - O E S T E Cocal GE 28 28 20 20 --- --- --- Xavantes --- 54 53 0 0 --- --- --- TOTAL SE 82 81 20 20 0 0% S U L Energia Madeiras GE 4 2 2 2 --- --- (3) TOTAL S 4 2 2 2 0 0% N O R D E S T E Enguia CE ** --- 95 90 0 0 --- --- --- Enguia PI ** --- 52 48 0 0 --- --- --- Bahia I --- 32 31 0 0 --- --- --- TOTAL NE 179 169 0 0 0 --- (**) Corresponde ao total de geração programada nas usinas da Enguia nos estados do Ceará e Piauí, respectivamente. O submódulo 26.1 dos Procedimentos de Rede determina que as usinas Tipo I e Tipo II-A são programadas e despachadas centralizadamente pelo ONS. 5.3 - Usinas com mais de uma razão de despacho (Tipo I e II-A) - Médias Diárias Usinas Média Diária Razão do Verificada Programada Despacho ---------------------------------------------------------------------------- Nortefluminense 700 700 EN 115 122 GE ---------------------------------------------------------------------------- Do Atlântico 288 231 EN 49 49 IN ---------------------------------------------------------------------------- Euzebio Rocha 86 86 IN 118 126 GE ---------------------------------------------------------------------------- Cuiabá 304 304 GFOM 191 191 GE 5.4 - Total de Geração Térmica das Usinas Tipo I e Tipo II-A dos submercados e do SIN Capacidade(*) Média Diária Média Diária Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**) SUDESTE/CENTRO-OESTE 9809 8063 6813 6768 -45 -1% SUL 3054 1633 1456 1304 -152 -10% NORDESTE 5168 3804 1610 1581 -29 -2% NORTE 2294 2114 1621 1624 3 0% TOTAL SIN 20325 15614 11500 11277 -223 -2%


5.5 - Principais diferenças entre as Capacidades Instaladas e Disponibilidade 5.5.1 - Por Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Igarapé 131 120 11 Jesus S. Pereira 323 160 163 Total 454 280 174 5.5.2 - Por Restrição Operativa Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Euzebio Rocha 249 212 37 Angra I 640 480 160 Termonorte II 340 0 340 Daia 44 38 6 Nortefluminense 869 822 47 Caçu-I 130 84 46 Ipaussu 76 60 16 Do Atlântico 490 280 210 Figueira 20 13 7 J. Lacerda-A 232 190 42 Energia Madeiras 4 2 2 Porto Pecém I 720 290 430 Celso Furtado 186 165 21 Termoceará 220 165 55 Total 4220 2801 1419 5.5.3 - Por Restrição Operativa e Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Fernando Gasparian 576 285 291 Mário Lago 923 668 255 P. Médici 446 100 346 Charqueadas 72 26 46 São Jerônimo 20 4 16 Araucária 484 243 241 Rômulo Almeida 138 41 97 Total 2659 1367 1292


5.5.5 - Totais Capacidade Instalada Disponível Diferença Por Manutenção 454 280 174 Por Restrição Operativa 4220 2801 1419 Por Restrição Operativa e Manutenção 2659 1367 1292 Demais Restrições Agregadas 12992 11166 1826 Total 20325 15614 4711 5.6 - Diferença entre capacidade instalada e autorizada - Usinas com operação comercial suspensa ou em expansão Usinas Capacidade Instalada Autorizada Diferença Alegrete 66 0 66 Campos 30 0 30 Nutepa 24 0 24 Pie-RP 30 0 30 Piratininga 200 0 200 Santa Cruz 436 0 436 W. Arjona 206 0 206 Santa Cruz Nova 500 350 150 Termonordeste 171 153 18 Termoparaiba 171 162 9 Total 1834 665 1169


6 - Destaques da Geração Térmica Os destaques apresentados a seguir se referem unicamente aos motivos de diferenças diárias entre valores programados e verificados de geração, registrados com base em informações prestadas pelos agentes na operação em tempo real. Para quaisquer outras finalidades, devem ser usados valores consistidos e considerados os parâmetros requeridos para cada cálculo. Por exemplo, para acompanhamento do cumprimento do Termo de Compromisso - TC ANEEL/Petrobrás devem ser considerados os dados mensais consistidos com o agente. * PRINCIPAIS DIFERENÇAS ENTRE GERAÇÃO VERIFICADA E PROGRAMADA A UN Angra II (ELETRONUCLEAR) gerou acima do programado durante todo o dia devido ao maior rendimento de sua unidade geradora. A UN Angra I (ELETRONUCLEAR) gerou abaixo durante o dia todo para possibilitar a verificação de contaminação de sódio no condensador. A UT Santa Cruz Nova (FURNAS) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT Do Atlântico (ThyssenKrupp CSA Siderúrgica do Atlântico Ltda) gerou acima do programado durante o dia todo devido à maior disponibilidade de combustível proveniente do processo interno da planta. A UT Gov. Leonel Brizola (PETROBRAS) gerou abaixo do programado ao longo do dia devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras e maior fornecimento de vapor para a REDUC. A UT Mário Lago (PETROBRAS) gerou acima do programado da 00h00min às 07h00min, por solicitação do ONS, para controle de fluxo na transformação 500/345 kV da subestação Adrianópolis (Eletrobras Furnas) em função da indisponibilidade do TR-53, cuja previsão de retorno é para o dia 31/08/2013. Das 16h31min às 24h00min também gerou acima do programado devido ao retorno antecipado das UG nº15 e 16. A UT Candiota III (ELETROBRAS CGTEE) gerou abaixo do programado das 14h17min às 22h19min devido anormalidade no precipitador eletrostático. A UT J. Lacerda B (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado devido à indisponibilidade da UG nº5 das 06h33min às 24h00min. Previsão de retorno: 11/08/2013. A UT J. Lacerda A (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado devido à indisponibilidade da UG nº2 da 00h00min às 08h55min e da UG nº1 durante o dia todo, sendo sincronizada às 07h50min do dia 10/08/2013. A UT Termopernambuco (TERMOPERNAMBUCO) gerou acima do programado durante todo o dia devido ao maior rendimento de suas unidades geradoras. A UT Porto Pecém I (Porto Pecém Geração de Energia S.A.) gerou abaixo do programado devido à indisponibilidade da UG n° 01 da 00h00min às 04h52min e da UG nº 2 das 20h09min às 24h00min, sendo sincronizada às 05h21min do dia 10/08/2013.


A UT Fortaleza (Central Geradora Termoelétrica Fortaleza S.A.) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT Termoceará (PETROBRAS) gerou abaixo do programado das 08h00min às 24h00min devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT Rômulo Almeida (PETROBRAS) gerou acima do programado devido ao maior rendimento de suas unidades geradoras. A UT Aparecida (Amazonas Distribuidora de Energia SA) gerou acima do programado das 14h00min às 17h00min para possibilitar o controle no fluxo da transformação 230/69 kV da SE Manaus. * INFORMAÇÕES ADICIONAIS A UT W. Arjona (TRACTEBEL), com 5 unidades geradoras, está com sua operação com gás natural suspensa, conforme despacho SFG / ANEEL nº 3966 de 12/12/2012 e indisponível para a operação com óleo diesel. Na UT Santa Cruz Nova (ELETROBRAS FURNAS), as unidades geradoras nº 1 e 2 estão em fase de expansão e tem previsão de entrada em operação para junho e outubro de 2014, respectivamente, conforme ofício SRG/ANEEL 143/2013 de 15/03/2013. Na UT Santa Cruz (ELETROBRAS FURNAS), as unidades geradoras a óleo nº 3 e 4 estão com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3.263 de 19/10/2012. A UT Piratininga (EMAE), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 4005 de 11/10/2011. A UT Campos (ELETROBRAS FURNAS), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3977 de 13/12/2012. A UT Rio Acre (ELETROBRAS ELETRONORTE), com duas unidades a óleo, é despachada apenas em situações especiais para atendimento local. A UT PIE-RP (PIE-RP), com 4 unidades geradoras, está com sua operação suspensa, conforme despacho SFG/ANEEL n° 1035, de 09/04/13, que suspende temporariamente a operação destas unidades até que seja reestabelecidas as condições operativas. Na UT Uruguaiana (AES-URUGUAIANA), as três unidades geradoras, a partir das 22h37min do dia 28/03/2013, foram desligadas por indisponibilidade de combustível gás natural. A UT Alegrete (TRACTEBEL), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa a partir de 20/05/2013 conforme despacho da ANEEL nº 1572 de 17/05/2013. A UT Nutepa (ELETROBRAS CGTEE), com três unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3970 de 06/11/2011. As UTs Termonordeste e Termoparaíba (EPASA), encontram-se com todas as suas unidades geradoras, parcialmente autorizadas pela SUDEMA, a retomarem a operação. O levantamento total do termo de suspensão destas, só ocorrerá através da lavratura de termo de compromisso,


conforme estabelecido no ofício 128/2013/DS/SUDEMA, de 16/03/2013. Quanto a Aneel, foi prorrogada a operação comercial, por tempo determinado, até o dia 30 de setembro de 2.013, das respectivas UTs, exceto para as UGs 25 e 29 da UT Termonordeste e para a UG 13 da UT Termoparaíba, conforme despacho da SFG/ANEEL, 2.038 de 28/06/2013. As UTs Sepé Tiaraju (PETROBRAS), GERAMAR I e II (GERANORTE), Xavantes (XAVANTES S.A), Daia (ENGEBRA), Goiânia 2 (BRENTECH), Palmeiras de Goiás (Bolognesi Participações S.A.), Viana (TEVISA), Potiguar e Potiguar III (CEP - COMPANHIA ENERGÉTICA POTIGUAR S.A.), Camaçari Muricy (ENERGÉTICA CAMAÇARI MURICY S.A.), Camaçari Polo (Arembepe Energia), Petrolina (Cia. Energética de Petrolina), Termocabo (Termocabo Ltda.), Suapé II (ENERGÉTICA SUAPE II S.A.), Global I e Global II (Candeias Energia), Campina Grande (Borborema Energética S.A.), Enguia CE e PI (ENGUIA GEN CE LTDA e ENGUIA GEN PI LTDA), Maracanaú I (Maracanau), Bahia I (PETROBRAS), Termomanaus e Pau Ferro I (EPESA) e Termonordeste e Termoparaíba (EPASA) não foram programadas por garantia energética, conforme decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE.


7.2 - Demandas Máximas Instantâneas do dia por Submercados - MW

7 - Demandas Máximas

Geração hidro Geração Itaipu Geração nuclear Geração termo Geração eólica Intercâmbio internacional Carga (*)

Geração hidro Geração termo Carga (*)

Geração hidro Geração termo Geração eólica Carga (*)

50 Hz 60 Hz Total

Geração hidro Geração nuclear Geração termo Carga (*)

Paraguai (ANDE - COPEL) Uruguai (Rivera) Argentina (Garabi) Argentina (Uruguaiana)

Geração hidro Geração termo Geração eólica Carga (*)

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MW

NORTE - MW

NORDESTE - MW

ITAIPU Binacional - MW SUDESTE/CENTRO-OESTE - MW

INTERCÂMBIOS INTERNACIONAIS - MW SUL - MW

7.1 - Demanda Máxima do SIN na Ponta de Carga (


6.240 5.343

72.603

9.566

11.583

11.583

48.454

26.805

12.839

1.809

1.763

5.414

4.972

Submercado Verificada no Dia Máxima Histórica SUL SUDESTE - CO NORTE NORDESTE SIN

5.834 10.314 72.603

às às às às às

11h 13 18h 26 14h 28 21h 15 18h 28

min min min min

min em em em em em

3.068

1.809

3.838

1.017

18h 28 min )

0

0

0 0

0

0

(**)

15.703 48.549 6.045

11.767 78.032

01/02/2013 18/02/2013 12/03/2013 13/03/2013 18/02/2013

44.951 12.947

43.492

12.863

5.067

1.277

1.296

(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (724 MW nesse dia)

467

424

43

10.110

1.459

4.085


Rio

Cor

umbá

Rio

Par

anaí

ba

Rio

Ara

guar

i

Rio

G

rand

e

Rio

Par

do

Rio

Pira

cica

ba

Rio

Doc

e

Rio

Sto

Ant

ônio

Rio

Cor

rent

e

Rio

S. M

arco

s R

io C

laro

Rio

Ver

de

Corumbá I - Furnas

Nova Ponte - CEMIG

Emborcação - CEMIG

Miranda - CEMIG

Itumbiara - Furnas

C. Dourada - CDSA

São Simão - CEMIG

Camargos - CEMIG

Itutinga - CEMIG

Funil - CEMIG

Furnas - Furnas

M. Moraes - Furnas

L. C. Barreto -

Jaguara - CEMIG

Igarapava - CEMIG

V. Grande - CEMIG

P. Colômbia - Furnas

Marimbondo - Furnas

A. Vermelha - AES-Tietê

Caconde AES-Tietê

E. Cunha - AES-Tietê

A. S. Oliveira - AES-Tietê

223 439 592.10

83.44

891 1812 513.23

62.65

1861 1919

1977 1977 398.75

76.12

98 186 797.05

40.18

158 353 641.22

43.75

218 229 694.86

60.99

60 82 911.83

88.21

99 100

447 991 763.55

66.13

999 775 665.61

95.06

695 685

742 814

965 976

1025 945

879 1168

1334 1379 443.16

75.52

1576 1506 381.78

81.54

30 53 852.55

85,56

67 68

68 66

Estação de bombeamento Usinas em construção Usina a fio d'água Reservatório

V = xxxx xx.xx xxx.xx

xxxx xxxx

Vertimento m³/s Volume útil (%) Nível montante (m) Vazão defluente m³/s Vazão afluente m³/s

LEGENDA:

8.1 - Bacias Paranaíba, Grande e Doce 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN

V = 2

V = 53

Rio Paraná (A)

152 152

G.Amorim - Consórcio G.Amorim

Sá Carvalho CEMIG

Risoleta Neves - Cons. Candonga

P.Estrela - Cons. P.Estrela

S. Grande - CEMIG

Mascarenhas - Escelsa

28 27

25 26

42 46

V = 2

47 47 254.59

64.44

70 66

308 308

Aimorés - CEMIG

232 232

Corumbá IV - Corumbá Concessões

Amador Aguiar 1 - Cons. C. Branco

38 76 840.17

231 226

61.42

Espora Espora Energética

56 77 579.82

36.62

Amador Aguiar 2 - Cons. C. Branco

225 238

Corumbá III - CEC III

Baguari 203 203

100 116 769.96

46.00

Serra do Facão SEFAC

748.16 57.40

37 95

619.02 12.78

494.64 83.06

466.00 28.31

431.28 91.10

Caçu - Gerdau

Barra dos Coqueiros - Gerdau

JLMG Pereira - F.R. Claro Energia

114 110 475.40

19.22

110 122 446.52

24.95

129 128

Batalha - Furnas

Salto - Rio Verde Energia

Salto Rio Verdinho - Cia Bras de Aluminio

119 119

126 127


Rio

Tie

tê

Rio

Gua

rapi

rang

a

Rio

Par

anap

anem

a

Rio

Par

aíba

do

Sul

Rio

Jag

uari

Rio

Par

aibu

na

Rio

Pin

heiro

s

Rio

do

Peix

e

Rio

Tib

agi

Billings - EMAE

Pedreira - EMAE

Traição - EMAE

Guarapiranga - EMAE

Ponte Nova - EMAE

E. de Souza - EMAE

Barra Bonita - AES-Tietê

Bariri - AES -Tietê

Ibitinga - AES-Tietê

Promissão - AES-Tietê

N. Avanhandava - AES Tietê

Três Irmãos - CESP

Jurumirim - Duke GP

Piraju - CBA

Chavantes - Duke GP

Ourinhos - CBA

Salto Grande - Duke GP

Canoas II - Duke GP

Canoas I - Duke GP

Capivara - Duke GP

Taquaruçu - Duke GP

Rosana - Duke GP I. Solteira -

CESP Jupiá - CESP P. Primavera -

CESP ITAIPU

Paraibuna - CESP

S. Branca - LIGHT

Funil - Furnas

S. Cecília - LIGHT

Ilha dos Pombos- LIGHT

Jaguari - CESP

Sobragi - CEMIG

1 47 744.69

81.90

13 14 735.95

90.68

89 90 711.21

39.04

448 448 450.17

84.54

469 505

576 563

714 774 383.56

89.08

793 793

537 881 327.49

88.91

227 277 567.34

90.78

380 470

473.14 88.84

586 580

577 607

635 612

1192 1458 333.94

99.40 1567 1652

1738 1738

4514 5055 6339

6151 4513 6891 257.05 10628

11247

16 21 618.15

68.58

44 43

43 60 706.89

56.62

65 65 618.24

69.52

136 164 461.32

69.60

192 72

256 230

8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.2 - Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul

V = 90

V = 123

V = 137

V = 92

V = 74

V = 367

V = 72

Rio Paraná

Canal P. Barreto

30.9 5.3 9.4 4.4 3.8 62.3

85.4 93.5 84.9 71.2 115

140 160 140 94

115 145 158 149 103 103

149 182 148 116 87 86 81 49.8 31.7

Armaz. Bruta % MLT no mês até o dia

Energia Natural Afluente ENA do dia % da MLT

% Armaz. Bacia

Bacia

Paranaíba Grande Tietê Paranapanema Paraná Paraíba do Sul

Geração Hidráulica no dia

MW med % % 4.485 4.416 14 14 3.918 1.408 2.183

14.774 890

12 4

46 3

3.778 1.204 2.137

14.359 816

12 4 7

45 3

7

(A) (B) 219.90

MW med Verficada Programada

200 200

V = 1 (*)

(*) reservatório sem geração, vertendo p/ descarga mínima ou controle de nível

468 468

V = 232

Picada - C.P. Metais

21 21

279.78 92.02 99.29

Mauá - C. Cruzeiro do Sul

356 374

V = 32

634.98 99.75

327.23 83.50

Simplicio - FURNAS

% partic. Armazen.

Submercado

97 97

195 114

V = 114 250.80

30.00

Anta - FURNAS


Rio

Jo

rdão

Rio

Igua

çu

Rio

U

rugu

ai

Rio

Pel

otas

Rio

Can

oas

Rio

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so F

undo

Rio

Jac

uí

Rio

Cap

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i

Rio

C

hape

có

Rio

Taq

uari-

A

ntas

8.3 - Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN

G. B. Munhoz - COPEL

G. Ney Braga - COPEL

S. Santiago - Tractebel

S. Osório - Tractebel

Gov. José Richa - COPEL

Capanema - Itaipu

Jordão COPEL

Barra Grande - Baesa Campos Novos - Enercan

Machadinho - Tractebel

Itá - Tractebel

Passo Fundo - Tractebel

Ernestina - CEEE

Passo Real - CEEE

Itaúba - CEEE

Jacuí - CEEE

D. Francisca - DFESA

G. P. Souza COPEL

973 973 741.97

99.89

1264 1237 607.00

100.00

1280 1401 505.92

99.59

1390 1466

1927 1979

2227

131 133 609.95

99.34 1419 1149 479.18

93.96 128 30 594.00

61.58

1797 1929

47 45 489.16

90.19

133 133 324.30

82.80

143 139

161 197

197 225

19 36 843.91

90.70

Bruta Armaz. % MLT no mês até o dia


% Armaz. Bacia

Bacia

Iguaçu 55.4 99.7 165 158 196 Jacuí 14.5 82.7 56 60 73 Uruguai 26.8 82.7 166 113 122 Capivari 1.9 90.6 136 143 143

V = 10

V = 32

V = 523

V = 2

V = 394

V = 28

Rio Paraná

% % MW med


5.324 731

5.049 232

5.363 707

5.331 232

47 6

45 2

46 6

46 2

Desvio Jordão

Trecho Internacional sem usinas sob coordenação do ONS

(B)

MW med Verificada Programada

369.86

Quebra Queixo - CEC 104

103

Monte Claro CERAN

304 310

V = 13

452 362 644.70

90.76

Fundão ELEJOR

114 116

V = 35 788 788

V = 286 659.99 99.80

Castro Alves CERAN

182 176

V = 2

14 Julho CERAN

326 374

Alzir Santos - Monel

97 105 804.74

98.05

Sta. Clara ELEJOR

86 116

Foz do Chapecó - FCE 2376 2394

V = 507

97.51 324.59

79.33

396.34 90.90

547.53 68.91

% partic. Armazen.

Submercado


Rio

Toc

antin

s

Rio

São

Fra

ncis

co

Rio

Par

naíb

a

Rio

Jeq

uitin

honh

a

Rio

Par

acat

u

Rio

Pre

to

Rio

Par

agua

çu

Rio

Ji-P

aran

a

Rio

Jam

ari

Rio

Arip

uanã

Rio

Mad

eira

Rio

Gua

poré

Rio

Com

emor

ação

Rio

Am

azon

as

Rio

U

atum

ã

8.4 - Bacia do Tocantins, São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Amazonas 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN

Serra da Mesa

Cana Brava Tractebel

Lajeado Investco

Tucuruí Eletronorte

Três Marias CEMIG

Sobradinho CHESF

Luiz Gonzaga CHESF

Apolônio Sales CHESF

P.Afonso 1,2,3 CHESF

Xingó CHESF

P.Afonso 4 CHESF

B. Esperança CHESF

237 612

443.20 44.87

661 661

906 837

2609 5776

71.74 83.42

143 493

561.76 41.23

750 1236 387.19

39.96 1240 1104 300.71

30.98

1104 0 1141

1141

0 0

1141 1357

212 247 302.91

78.51



% Armaz. Bacia

% partic. Armazen.

Submercado Bacia



% Armaz. Bacia

Bacia

Tocantins 95.1

São Francisco 95.3 54 55 55 Parnaíba 4.7 77.3 97 99 99

% % MW med


3.603 3.157 100 100

% % MW med


3.394 97

3.363 98

97 97 3 3



Consórcio Serra da Mesa S.A.

(*1)

(*2)

(*1) (*2)

Inclui usinas do Norte e Sudeste/Centro-Oeste Inclui usinas do Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste

81 72

V = 35

Itapebi Itapebi S.A.

17 25

828.26 93.29

Queimado CBQ

53.4 82 83 84

39.7

Pedra do Cavalo Votorantin Ltda 27

3

Peixe Angical Enerpeixe

Irapé CEMIG

909 879

261.94 45.00

12 61

494.35 50.58

São Salvador Tractebel 672

672 V = 146

Samuel Eletronorte

40 166 86.76

85.21 Estreito Tractebel

1425 1425

155.87

211.82 39.27

332.74 90.84

Jirau Enersus

Sto Antônio Sto Antônio Energia

Rondon II Eletrogoes

Dardanelos Águas de Pedra

Guaporé Tangará Energia

6757 6757

V = 4128

27 27

V = 3

43 43

87 87

109.60 85.17

70.15

V = 29 137.49

% partic. Armazen.

Submercado

Balbina Eletrobras - Amazonas Energia

514 801

50.78 94.77


9.1 - Sul 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco

Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco

(*) Diferença em relação à curva de aversão (%)

Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente do Submercado Sul, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados: . de 01/01/2012 até 31/01/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul biênio 2011/2012, constante da Nota Técnica ONS - NT 127/2010 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/2010 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/2010. . de 01/02/2012 até 31/12/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012. . de 01/01/2013 até 29/04/2013, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul biênio 2013/2014, constante da Nota Técnica ONS - NT 170/2012, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3787/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 21/12/2012. . a partir de 30/04/2013 até 31/12/2013, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul quinquênio 2013/2017, constante da Nota Técnica ONS - NT 0033/2013, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.041/2013 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/04/2013.

(**) Nível mínimo de segurança


9.2 - Sudeste/Centro Oeste 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco

Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente do Submercado Sudeste/Centro-Oeste, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados: . de 01/01/2012 até 31/01/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 2011/2012, constante da Nota Técnica ONS - NT 126/2010 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/2010 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/2010. . de 01/02/2012 até 30/04/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012. . de 01/05/2012 até 31/08/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 049/2012, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3464/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 04/05/2012. . de 01/09/2012 até 29/04/2013, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 125/2012, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3636/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 30/08/2012. . a partir de 30/04/2013 até 31/12/2013, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste quinquênio 2013/2017, constante da Nota Técnica ONS - NT 0033/2013, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.041/2013 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/04/2013.


(*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança


9.3 - Nordeste 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco

Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente do Submercado Nordeste, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados: . de 01/01/2012 até 31/01/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 2011/2012, constante da Nota Técnica ONS- NT 128/2010 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/2010 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/2010. . de 01/02/2012 até 30/04/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012. . de 01/05/2012 até 31/08/2012, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 049/2012, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3464/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 04/05/2012. . de 01/09/2012 até 29/04/2013, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 2012/2013, constante da Nota Técnica ONS - NT 125/2012, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3636/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 30/08/2012. . a partir de 30/04/2013 até 31/12/2013, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste quinquênio 2013/2017, constante da Nota Técnica ONS - NT 0033/2013, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.041/2013 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/04/2013.


(*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança


9.4 - Norte 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco

Nota: A forma de operação do Submercado Norte implementa uma política de máxima exploração de seus reservatórios, concomitantemente a maximização da capacidade de transmissão desse submercado e de suas interligações, no que tange a importação e exportação de energia com o restante do SIN, visando com isso, à consequente minimização dos custos globais de operação. Assim sendo, ao final do período seco, busca-se atingir o armazenamento mínimo, para o reservatório da UHE de Tucuruí, compatível com a garantia do atendimento do Submercado Norte, no período de ponta de carga, com segurança, qualidade e economicidade adequadas.

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Relatório ons 09-08-2013