Relatório ons 10-08-2013

OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - 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

57.101 58.154

36.516 9.275 9.611

57.101 58.154

1.790 1.811

62,79 16,53

3,11

5.285 8.837

1.905 3.382

9.611

9.493 9.747 16,76

93

3.103

3.774

6.752 17.552

0

0

0

(*)

Norte Nordeste

Itaipu Binacional Sudeste/Centro-Oeste

Interc Internacional

Sul 34.692

11.808

9.340

1.297

(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (497 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (547 MW) nesse dia.

% Eólica 475 469 0,81

Eólica 354

Eólica 115

36.068

3.880

(**)

Produção Termo 1.604

3196

(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1048 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

3.518 1.905 1.634 1.608

1.811 1.790

5.285 5.134 5.641 5.527 8.837 8.728

5.471 5.675 3.804 3.936 9.275 9.611

3.201

3.382 6,49 2,80 9,25

5,82 3,28

9,70

30,18 8,50 3,11

41,79

22,73

2,23 20,30

1.604

23.180 24.304

3.570 3.774

5.204 5.378 93 70

3.103 3.131

17.552 16.428

0 0

0

0 0

4.941

34.692

11.808 1.297

13.220 9.340

12.552 1.289

13.915 9.469

3.880 4.446

33.770 (**)

4.962

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 (497 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (547 MW)nesse dia.

354 401 0,61 %

115 74 0,20 %

ENA 1.637 MWmed 88 86

Energia Armazenada No dia Desvio dia anterior

11.916 80,4 -56 -0,4

% % 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

20.761 40,0 -60 -0,2

1.842 54 53

% 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 25.574 157 126

18.600 93,6

372 1,9

% 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 20.056 126 124

119.669 59,3 -310 -0,1

Produção (MWmed/dia) Hidro Termo Eólica Total

Hidro Termo Eólica Total

Produção (MWmed/dia)

Hidro Termo Nuclear Total



Energia Afluente

9.611 9.275

Programado Verificado LEGENDA:

(*)

ITAIPU Binacional

3.196

(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1048 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 e devido ao menor envio de energia para o submercado Sudeste/Centro-Oeste. A geração térmica apresentou desvio significativo em relação ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração eólica foi superior ao valor previsto devido a condições favoráveis de vento.

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 (%)

-4,3 -3,4 -0,8 -3,6

5.285 8.837 -6,7 -2,1

-7,1 -2,1 -3,4 -2,4 -4,8 -6,1

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

-1,6

-4,1

(**) 9.340 34.692

19.873 201.817 14.812 51.859 7.631 18.600 119.669 11.916 6.153 20.761

93,6 59,3 80,4 40,0 80,6 1,9 -0,1 -0,4 -0,2 -0,5 4,8 -1,5 -4,4 -1,4 -6,4

63,6 14,6 2,6 -----

(***)

(***)

(***)

(***)

(***) Ver item 9.4


Submercado Sudeste/Centro-Oeste: A geração hidráulica foi superior ao valor programado devido à carga acima da prevista e ao menor recebimento de energia proveniente do submercado Sul. A geração térmica foi ligeiramente inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração nuclear foi ligeiramente superior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração total de Itaipu foi superior ao valor programado para controle do nível da régua R-11 no período de carga leve, associado à carga acima da prevista no submercado Sudeste/Centro-Oeste. Submercado Nordeste: A geração hidráulica foi inferior ao valor programado devido à maior disponibilidade de geração térmica nesta região. A geração térmica foi superior 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 Sudeste/Centro-Oeste. A geração térmica foi ligeiramente inferior ao valor programado (ver itens 5 e 6). * 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 do FBAIN (fluxo Bateias/Ibiúna), no período de carga leve, e no carregamento da transformação 500/345 kV da SE Adrianópolis (Eletrobras Furnas), em função da indisponibilidade do TR-53 ao longo do dia. Intercâmbio de Energia para o Submercado Nordeste O intercâmbio de energia para o submercado Nordeste não apresentou desvio significativo em relação ao valor programado. Intercâmbio de Energia do Submercado Norte O intercâmbio de energia do submercado Norte foi ligeiramente superior ao valor programado devido à carga acima da prevista no submercado Sudeste/Centro-Oeste. Intercâmbio Internacional Não houve intercâmbio internacional, conforme programado.


* OCORRÊNCIAS NA REDE DE OPERAÇÃO Nada a relatar. * OCORRÊNCIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO Às 23h32min ocorreu o desligamento automático dos alimentadores 69 kV Mussuré II/João Pessoa e Mussuré II/Cristo (ENERGISA PARAÍBA) e do TR-4 230/69 kV - 100 MVA da SE Mussuré II (CHESF). Causa: A ser identificada. Foi encontrada pipa enroscada nos alimentadores supracitados. Consequência: Interrupção de 70 MW de cargas da Energisa Paraíba, afetando região metropolitana de João Pessoa-PB. Normalização: O restabelecimento das cargas foi iniciado às 23h47min, através de transferência via rede de distribuição, sendo que à 00h56min do dia 11/08/2013 já se encontravam restabelecidos 60 MW de carga. À 01h10min do dia 11/08/2013 foi iniciada a normalização dos equipamentos, sendo concluída à 01h15min, quando também foram restabelecidos os 10 MW de carga remanescentes, após a normalização da configuração da rede de atendimento às cargas da região. O TR-4 da SE Mussuré II permaneceu indisponível, sendo ligado às 14h03min do dia 11/08/2013, após desativação do relé de gás que ativava a proteção de bloqueio. * CONCLUSÃO DE TESTES DE COMISSIONAMENTO DE NOVAS INSTALAÇÕES Nada a relatar.


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 1371 --- --- (1) Angra I EN 640 440 440 440 --- --- (3) Nortefluminense EN/GE 869 822 822 818 -4 0% (3) Santa Cruz Nova EN 350 350 343 328 -15 -4% --- Luiz Carlos Prestes EN 386 365 365 380 15 4% --- Do Atlântico EN/IN 490 335 335 343 8 2% (3) Gov. Leonel Brizola IN/GE 1058 1027 930 897 -33 -4% --- 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 249 212 212 213 1 0% (3) Aureliano Chaves GE 226 222 192 191 -1 -1% --- Fernando Gasparian GE 576 285 256 256 --- --- (4) Mário Lago GE 923 748 577 592 15 3% (4) Cuiabá GFOM/GE 529 495 440 440 --- --- --- Viana --- 175 175 0 0 --- --- --- Termonorte II EL 340 299 81 81 --- --- (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 80 -4 -5% (3) Ipaussu IN 76 60 60 57 -3 -5% (3) Rio Acre --- 45 32 0 0 --- --- --- TOTAL SE / CO 9727 8408 6732 6732 0 0% 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 IN/EN 350 320 320 321 1 0% --- P. Médici IN/EN 446 100 100 102 2 2% (4) J. Lacerda-C IN/EN 363 335 335 334 -1 0% --- J. Lacerda-B IN 262 120 120 120 --- --- --- J. Lacerda-A IN 232 155 155 175 20 13% (3) Charqueadas IN 72 26 26 15 -11 -42% (4) São Jerônimo IN 20 4 4 4 --- --- (4) Araucária IN/GE 484 239 214 211 -3 -1% (4) Figueira IN 20 13 13 13 --- --- (3) Sepé Tiaraju --- 161 160 0 0 --- --- --- Uruguaiana --- 640 0 0 0 --- --- --- TOTAL S 3050 1472 1287 1295 8 1% N O R D E S T E Termopernambuco EN 533 515 515 533 18 3% --- Porto Pecém I EN 720 290 290 573 283 98% (3) Fortaleza EN 347 340 327 315 -12 -4% --- Celso Furtado GE 186 165 165 167 2 1% (3) Termoceará GE 220 150 102 111 9 9% (3) Rômulo Almeida GE 138 49 49 46 -3 -6% (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 --- 149 143 0 0 --- --- --- Global II --- 149 134 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 3609 1608 1905 297 18% N O R T E Maranhão IV EN 338 328 328 326 -2 -1% --- Maranhão V EN 338 328 328 327 -1 0% --- Porto do Itaqui EN 360 360 360 331 -29 -8% --- Geramar 1 --- 166 166 0 0 --- --- --- Geramar 2 --- 166 166 0 0 --- --- --- Jaraqui --- 75 65 63 62 -1 -2% --- Tambaqui --- 75 71 63 62 -1 -2% --- Manauara --- 85 65 65 66 1 2% --- Ponta Negra --- 85 64 64 66 2 3% --- Cristiano Rocha --- 85 68 68 68 --- --- --- Mauá --- 283 267 145 145 --- --- --- Aparecida --- 251 166 150 151 1 1% --- TOTAL N 2307 2114 1634 1604 -30 -2%


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 --- 28 28 20 20 --- --- --- Xavantes --- 54 53 0 0 --- --- --- TOTAL SE 82 81 20 20 0 0% S U L Energia Madeiras GFOM 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 118 122 GE ---------------------------------------------------------------------------- Araucária 50 53 IN 161 161 GE ---------------------------------------------------------------------------- Do Atlântico 108 100 EN 235 235 IN ---------------------------------------------------------------------------- Gov. Leonel Brizola 101 101 IN 796 829 GE ---------------------------------------------------------------------------- Euzebio Rocha 86 86 IN 127 126 GE ---------------------------------------------------------------------------- Cuiabá 334 334 GFOM 161 106 GE ---------------------------------------------------------------------------- Candiota III 93 93 IN 228 227 EN ---------------------------------------------------------------------------- P. Médici 29 29 IN 73 71 EN ---------------------------------------------------------------------------- J. Lacerda-C 97 98 IN 237 237 EN ---------------------------------------------------------------------------- Energia Madeiras 1 1 GE 1 1 GFOM


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 8489 6752 6752 0 0% SUL 3054 1474 1289 1297 8 1% NORDESTE 5168 3778 1608 1905 297 18% NORTE 2307 2114 1634 1604 -30 -2% TOTAL SIN 20338 15855 11283 11558 275 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 640 440 200 Termonorte II 340 299 41 Daia 44 38 6 Nortefluminense 869 822 47 Caçu-I 130 84 46 Ipaussu 76 60 16 Do Atlântico 490 335 155 Figueira 20 13 7 J. Lacerda-A 232 155 77 Energia Madeiras 4 2 2 Porto Pecém I 720 290 430 Celso Furtado 186 165 21 Termoceará 220 150 70 Total 4220 3065 1155


5.5.4 - Por Restrição Operativa e Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Fernando Gasparian 576 285 291 Mário Lago 923 748 175 P. Médici 446 100 346 Charqueadas 72 26 46 São Jerônimo 20 4 16 Araucária 484 239 245 Rômulo Almeida 138 49 89 Total 2659 1451 1208 5.5.5 - Totais Capacidade Instalada Disponível Diferença Por Manutenção 454 280 174 Por Restrição Operativa 4220 3065 1155 Por Restrição Operativa e Manutenção 2659 1451 1208 Demais Restrições Agregadas 13005 11059 1946 Total 20338 15855 4483 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 UT Santa Cruz Nova (FURNAS) gerou abaixo do programado durante todo o dia devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT L.C.Prestes (PETROBRAS) gerou acima do programado durante todo o dia devido ao maior 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 07h03min, 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. A UT J. Lacerda A (TRACTEBEL) gerou acima do programado devido ao retorno da UG nº1 às 07h50min. A UT Charqueadas (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado devido à indisponibilidade da UG nº4 da 00h00min às 19h00min. 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 acima do programado devido ao retorno antecipado da UG nº 2 no dia 09/08/2013. 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 08h11min às 24h00min devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras.


A UT Porto do Itaqui (PORTO DO ITAQUI) gerou abaixo do valor programado das 04h00min às 16h23min devido anormalidade no moinho de carga 'C'. * 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 (


6.026 4.011

70.880

10.563

10.037

10.037

47.910

24.566

13.160

1.820

2.076

5.601

6.076

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

5.830 10.800 70.880

às às às às às

18h 51 18h 37 19h 07 18h 35 18h 35

min min min min

min em em em em em

2.211

1.820

4.108

1.965

18h 35 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

42.546 11.960

42.533

11.946

5.655

1.342

2.666

(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (607 MW nesse dia)

550

440

110

10.800

1.490

4.176


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

204 197 592.11

83.49

566 637 513.22

62.60

885 1051

1509 1898 398.69

75.51

71 134 797.03

40.12

200 234 641.21

43.72

150 150 694.86

60.99

57 103 911.77

87.62

119 118

357 629 763.53

66.00

667 695 665.60

94.97

758 540

533 467

568 572

581 785

749 557

972 1062 443.14

75.37

1205 1698 381.71

80.72

20 53 852.45

85,02

67 68

67 67

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)

155 159

G.Amorim - Consórcio G.Amorim

Sá Carvalho CEMIG

Risoleta Neves - Cons. Candonga

P.Estrela - Cons. P.Estrela

S. Grande - CEMIG

Mascarenhas - Escelsa

27 25

30 27

41 40

V = 2

47 49 254.55

65.00

60 59

308 308

Aimorés - CEMIG

241 241

Corumbá IV - Corumbá Concessões

Amador Aguiar 1 - Cons. C. Branco

39 77 840.15

159 174

61.01

Espora Espora Energética

79 77 579.83

36.76

Amador Aguiar 2 - Cons. C. Branco

174 164

Corumbá III - CEC III

Baguari 200 203

145 115 770.00

47.00

Serra do Facão SEFAC

748.14 57.31

57 95

619.45 23.35

494.55 76.49

466.12 35.43

431.08 84.65

Caçu - Gerdau

Barra dos Coqueiros - Gerdau

JLMG Pereira - F.R. Claro Energia

114 110 475.42

20.19

103 106 446.51

24.46

121 128

Batalha - Furnas

Salto - Rio Verde Energia

Salto Rio Verdinho - Cia Bras de Aluminio

129 119

100 127


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

24 13 744.70

81.72

5 14 735.92

90.26

76 78 711.02

37.33

-106 356 450.03

82.98

455 477

546 559

400 581 383.53

88.34

641 780

326 236 327.48

88.69

193 243 567.33

90.64

336 381

473.13 88.71

528 547

536 539

586 573

1394 1460 333.93

99.30 1560 1618

1882 1658

4025 4160 4844

4906 6468 5752 257.08 10542

10231

16 21 618.14

68.52

47 45

26 60 706.87

56.51

60 65 618.22

69.39

137 164 461.25

69.21

199 72

256 256

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

V = 78

V = 39

V = 99

V = 36

V = 38

V = 367

V = 72

Rio Paraná

Canal P. Barreto

30.9 5.3 9.4 4.4 3.8 62.2

85.2 93.4 84.1 71.0 101

124 155 131 91

111 143 155 146 102 102

146 179 145 113 85 84 70 49.7 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 % % 2.983 2.572 11 10 2.961

685 2.016

13.073 819

11 3

48 3

2.517 750

1.985 12.552

801

10 3 8

49 3

7

(A) (B) 219.92

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

20 20

279.76 91.30 99.43

Mauá - C. Cruzeiro do Sul

332 322

V = 29

634.99 99.88

327.22 83.29

Simplicio - FURNAS

% partic. Armazen.

Submercado

75 76

200 113

V = 113 250.90

40.00

Anta - FURNAS


Rio

Jo

rdão

Rio

Igua

çu

Rio

U

rugu

ai

Rio

Pel

otas

Rio

Can

oas

Rio

Pas

so F

undo

Rio

Jac

uí

Rio

Cap

ivar

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

984 968 741.98

99.93

1235 1371 606.98

99.59

1532 1411 505.97

99.85

1397 1263

1719 1703

1234

129 17 609.79

97.22 3597 2940 479.91

99.34 169 1 594.12

62.62

4463 4233

91 45 489.22

91.87

310 122 324.38

83.28

133 138

190 74

99 127

19 19 843.91

90.70

Bruta Armaz. % MLT no mês até o dia


% Armaz. Bacia

Bacia

Iguaçu 54.3 99.8 160 155 192 Jacuí 14.3 83.3 137 64 80 Uruguai 28.1 88.5 371 119 147 Capivari 1.9 90.6 136 141 141

V = 163

V = 716

V = 1693

V = 2691

V = 28

Rio Paraná

% % MW med


4.679 583

5.125 119

5.032 594

5.229 167

45 6

49 1

46 5

47 2

Desvio Jordão

Trecho Internacional sem usinas sob coordenação do ONS

(B)

MW med Verificada Programada

370.00

Quebra Queixo - CEC 247

128 V = 13

Monte Claro CERAN

834 781

V = 426

3.545 1.375

V = 946 646.83 99.31

Fundão ELEJOR

105 105

V = 24 1.808 1.805

V = 1315 660.00 100.00

Castro Alves CERAN

753 621

V = 448

14 Julho CERAN

687 515

V = 147

Alzir Santos - Monel

98 93 804.76

98.20

Sta. Clara ELEJOR

126 116

Foz do Chapecó - FCE 4515 4469

V = 2643

100.00 324.60

79.83

396.55 93.78

549.40 109.29

% 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

243 618

443.15 44.74

609 625

844 913

2689 4898

71.67 82.93

119 501

561.72 41.06

740 1265 387.16

39.70 1680 1132 300.81

32.91

1132 0 1122

1122

0 0

1122 1188

247 247 302.91

78.51



% Armaz. Bacia

% partic. Armazen.

Submercado Bacia



% Armaz. Bacia

Bacia

Tocantins 95.1

São Francisco 95.3 52 54 54 Parnaíba 4.7 77.3 107 99 99

% % MW med


2.937 2.884 100 100

% % MW med


3.238 97

3.347 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

53 92

V = 31

Itapebi Itapebi S.A.

17 29

828.23 93.02

Queimado CBQ

53.2 80 82 83

39.6

Pedra do Cavalo Votorantin Ltda 3

3

Peixe Angical Enerpeixe

Irapé CEMIG

849 879

261.93 44.50

15 50

494.32 50.50

São Salvador Tractebel 612

612 V = 87

Samuel Eletronorte

41 230 86.73

84.57 Estreito Tractebel

1425 1425

155.87

211.80 36.78

332.73 90.49

Jirau Enersus

Sto Antônio Sto Antônio Energia

Rondon II Eletrogoes

Dardanelos Águas de Pedra

Guaporé Tangará Energia

6490 6490

V = 4706

27 27

V = 3

44 60

87 87

109.55 83.68

70.15

V = 33 137.52

% partic. Armazen.

Submercado

Balbina Eletrobras - Amazonas Energia

475 754

50.77 94.53


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.

News & Politics

Relatório ons 10-08-2013