Verificado
Programado
LEGENDA:
1 - Balanço de Energia
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed
Produção
37.243
11.900
Hidro Nacional
Itaipu Binacional
Termo Nuclear
Termo Convencional
Eólica
Total SIN
Intercâmbio Internacional
Carga (*)
1.830
9.436
369
60.778
38.140
11.945
1.835
9.217
461
61.598
0
60.778
0
61.598
61,92 %
19,39 %
2,98 %
14,96 %
0,75 %
100,00 %
Produção e Carga por Submercados e Intercâmbios Verificados - MWmed.
Norte
Nordeste
593
Produção Hidro
Produção Termo
Carga (*) (***)
3167
4.261
1.581
5.249
2.574
Produção
Nordeste Hidro
Produção Termo
Eólica
Carga (*)
4.107
1.390
374
9.038
Itaipu Binacional
Sudeste/Centro-Oeste
11.945
Sul
Produção
Hidro 19.581
Sudeste/Centro-Oeste
Produção Termo 6.512
Carga (*) (**)
36.459
0
Interc. Internacional
Produção Hidro 10.191
Produção Termo 1.569
Eólica
87
Sul
Carga (*)
10.852
995
(*) Carga = Consumo + Perdas
(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (612 MW),
assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (634 MW) nesse dia.
(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1.028 MW)
Interc Internacional
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A d d/ m m / aaaa ( D i a da S em ana ) - P ag. 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
2 - Balanço de Energia Detalhado
LEGENDA:
NORTE
Verificado
Programado
NORDESTE
Produção (MWmed/dia)
6,92 % 4.261 4.080
Hidro
% 1.581 1.611
2,60
Termo
9,48 % 5.842 5.691
Total
Carga (MWmed) (*) (***)
5.249 5.061
Energia Afluente ENA 2.074 MWmed
95 % MLT bruta no mês até o dia
93 % MLT armazenável no mês até o dia
Energia Armazenada
12.842 MWmês
90,0%
No dia
Desvio dia anterior
-0,4%
-51 MWmês
593
630
3.167
3.297
Produção (MWmed/dia)
Hidro
6,67 %
4.107 3.805
Termo
2,26 %
1.390 1.625
Eólica
0,61 %
374 294
Total
9,53 %
5.871 5.724
Carga (MWmed) (*)
9.038 9.021
Energia Afluente ENA 2.302 MWmed
60 % MLT bruta no mês até o dia
60 % MLT armazenável no mês até o dia
Energia Armazenada
22.943 MWmês
No dia
44,2 %
Desvio dia anterior
-63 MWmês
-0,2 %
2.574
2.667
ITAIPU Binacional
SUDESTE/CENTRO-OESTE
11.945
11.900
Produção para o Brasil (MWmed)
50 Hz
5.541 5.500
6.400
60 Hz
6.404
11.945 11.900
Total
Intercâmbio Internacional
(MWmed)
Export.
Import.
Paraguai
Acaray
0
0
0
0
Uruguai
Rivera
0 0
0
0
Argentina
0
0
0
0
Garabi I
0 0
0
0
Garabi II
0
0
Uruguaiana 0 0
0
0 0
0
TOTAL
0
0
SUL
Produção (MWmed/dia)
16,54 % 10.191 10.364
Hidro
Termo
2,55 % 1.569 1.637
Eólica
0,14 %
87
75
Total
19,23 % 11.847 12.076
Carga (MWmed) (*)
10.852 10.823
Energia Afluente ENA 8.801MWmed
169 % MLT bruta no mês até o dia
117 % MLT armazenável no mês até o dia
Energia Armazenada
17.157 MWmês
No dia
Desvio dia anterior
-61 MWmês
(*)
Produção (MWmed/dia)
31,79 % 19.581 18.994
Hidro
Termo
7,59 % 4.677 4.563
Nuclear
2,98 % 1.835 1.830
Total
42,36 % 26.093 25.387
36.459 35.873
Carga (MWmed) (*) (**)
Energia Afluente ENA 26.419 MWmed
165 % MLT bruta no mês até o dia
138 % MLT armazenável no mês até o dia
Energia Armazenada
126.267 MWmês
No dia
Desvio dia anterior
-256 MWmês
995
1.253
86,3%
-0,3 %
Carga = Consumo + Perdas
(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (612 MW),
assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (634 MW)nesse dia.
(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1.028 MW)
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 2
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
62,6 %
-0,1 %
3 - Variação de Carga e Energia Armazenada
Sul
Carga (*)
SE/CO
Norte
NE
(***)
9.002
Ref. Carga mensal Curva Aversão (MWmed)
10.237
38.107
Previsão Programa Mensal de Operação - PMO (MWmed)
10.367
36.330 (**)
4.765
9.244
Carga Verificada no dia (MWmed)
10.852
36.459 (**)
5.249
9.038
Variação últimos 7 dias/Ref. Carga Curva Aversão (%)
-0,9
-9,9
(***)
-2,2
Variação últimos 7 dias/Previsão mensal PMO (%)
-2,2
-5,5
4,8
-4,8
Variação no mês/Ref. Carga Curva Aversão (%)
-1,8
-9,8
(***)
-1,8
Variação no mês/Previsão mensal PMO (%)
-3,0
-5,4
-6,5
-4,3
Energia Armazenada
Sul
SE/CO
Norte
Norte Tucurui
NE
Capacidade Máxima (MWmês)
19.873
201.817
14.267
7.631
51.859
Armazenamento ao final do dia (MWmês)
17.157
126.267
12.842
7.238
22.943
Armazenamento ao final do dia (%)
86,3
62,6
90,0
94,8
44,2
Variação em relação dia anterior (%)
-0,3
-0,1
-0,4
-0,5
-0,2
5,5
-1,2
-3,6
-4,3
-2,3
56,3
15,2
(***)
-----
3,4
Variação acumulada mensal (%)
Diferença em relação à Curva Aversão (%)
(*)
Carga = Consumo + Perdas
(**) Estes valores incluem toda a carga de Mato Grosso do Sul
(***) Ver item 9.4
4 - Destaques da Operação
* CA RGA E PRO DU ÇÃ O DE EN ERG IA PO R SUBM ERC ADO
Subm erc ado Su l:
A g era ção h id r áuli ca f oi in fe r ior a o val or p r ogra mad o de vid o a
indisponibilidade das UGs nº 2 da UH Governador Ney Braga e nº 3 da UH Barra
Grande. Houve ainda necessidade de reduzir geração na UH Salto Osório para
controle de nível da UH Gov. José Richa e também na UH Gov. Bento Munhoz da Rocha
Netto para controle de nível da UH Governador Ney Braga em função de intervenção
realizada para limpeza das grades da tomada d´água das unidades geradoras desta
usina.
A g era ção t ér m ica f oi in fer io r ao val or p rog ra mado (ve r ite ns 5 e
6).
A ger aç ão eól ic a fo i lig eir ame nt e su per io r a o v a lor pre vi sto de vi do
a co ndi çõe s f av or ávei s d e v ent o.
A car ga nã o a pres ent ou des vi o sig nif ica tiv o e m re laç ão ao va lor
prev ist o.
Subm erc ado Su de st e/Ce ntr o-O est e:
As ge raç ões h idrá uli ca e t ot al d e I tai pu f oram
valo res pr ogr am ad os d evi do à c ar ga aci ma da pre vi st a.
su per ior es
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
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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
aos
A g era ção t ér m ica f oi su per io r ao val or p rog ra mado (ve r ite ns 5 e
6).
A ger aç ão nuc le ar n ão ap res ent ou des vio s ign ifi ca tivo em r ela ção ao
valo r p rog ram ad o.
Subm erc ado No rd es te:
A g era ção h id r áuli ca f oi su pe r ior a o val or p r ogra mad o de vid o à
gera ção t érm ica t er sid o inf eri or ao valor p rog ra mado ( ver i ten s 5 e
6) e tam bém ao meno r rec ebi men t o de ene rgi a pr oven ien te da r eg ião
Sude ste /C ent ro -O este .
A g era çã o eó li ca fo i s upe rio r ao va lor pr evi st o dev ido a c ond i ções
favo ráv eis de v en to.
A car ga nã o a pres ent ou des vi o sig nif ica tiv o e m re laç ão ao va lor
prev ist o.
Subm erc ado No rt e:
A ger açã o hid rá ulic a f oi su per io r ao va lo r p rog ra mado de vid o à c ar ga
acim a d a p rev is ta .
A g era ção t ér m ica f oi in fer io r ao val or p rog ra mado (ve r ite ns 5 e
6).
* TR ANS FER ÊNC IA D E EN ERG IA ENT RE S UBME RCA DOS
Inte rcâ mbi o d e En ergi a d o S ubm er ca do S ul
O in ter câ mbi o de ene rgi a do s u bmer cad o Su l foi infer ior
prog ram ado de vi d o à ger açã o h id rául ica te r s id o inf eri or
prog ram ado , c on fo rme rel ata do an te rior men te.
ao
ao
va l or
va lor
Inte rcâ mbi o d e En ergi a p ara o Su bm erca do Nor des te
O int erc âmb io d e en erg ia par a o sub mer cad o N ord e ste foi in fer ior ao
valo r p rog ram ado para manter a segurança operativa do SIN, ten do em v is ta à
indi spo nib ili da de em urgên ci a do Compe nsa dor S ín cron o da su bes ta ção
Pres ide nte Du tr a, que re str ing e o rece bim ent o d e en ergi a d o N ord es te .
Inte rcâ mbi o d e En ergi a d o S ubm er ca do N ort e
O i nte rc âmb io de en erg ia do s u bmer cad o N ort e f oi in fer io r ao v alor
prog ram ado dev id o à men or d isp o nibi lid ade de ge raçã o té rmi ca ne ste
subm erc ado .
Inte rcâ mbi o I nt er naci ona l
Nã o h ouv e i nt er câmb io int ern ac io nal, co nfo rme p ro gram ado .
* OCORRÊNCIAS NA REDE DE OPERAÇÃO
1) Às 18 h08 min ocor reu o des lig a ment o a uto mát ico do s eto r d e 13 8 kV
da s ube st açã o d e Xa nxe rê (C ELE SC), do s qua tro tra nsf or mad ore s de
230/ 138 kV - 150 MVA d a su bes taç ão de Xa nxe rê ( Ele t robr as E let ros ul) e
da ma lha d e 13 8 kV con ect ada a sube sta ção d e X anxe rê n o est ad o de
Sant a C ata rin a. T ambé m o cor reu o desl iga men to aut o máti co da LT 2 30 kV
Xanx erê /Pa to B ran co, n o ter mi na de Xa nxe rê e d a s UHs Q ueb ra -Qu e ixo
(Com pan hia En er g étic a C hap ecó ) e Fo z d o C hap e có ( Foz do Ch a pecó
ener gia S .A. ), q ue e st ava m c om uma ge raç ão de 120 MW e 840 M W,
resp ect iva men te .
Co nse quê nc ia : ho uve i nte rru pç ão d e 3 94 MW de c arga s d a CEL ESC n as
regi ões Mei o-O est e e Oes te d o es tado de S ant a Ca tari na, afe tan do os
muni cíp ios de Ch apec ó, C onc órd ia , Xan xer ê, Pa lmi tos, São M igu el do
Oest e, Ita pir an ga e Q uil omb o.
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
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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
No rma liz aç ão : a nor ma liz açã o dos eq ui pam ent o s foi i ni cia da às
19h1 0mi n q uan do f oram li gad os os tran sfo rma dor es T R1 e TR2 de 23 0/ 138
kV da sub es taç ão Xanxe rê. O s tra nsfo rma dor es TR 3 e TR4 de 23 0/1 38 kV
fora m
lig ado s
às
02h 17m in
de
18/07 /20 12,
a pós
in ter ven ção
da
manu ten ção .
A
nor mal iza ção
das
ca rga s
foi
in ici ada
às
19h 20m in
send o
conc luí da às 20 h3 0min .
As Usi nas d e Foz do Ch ap ecó e Que bra -Qu eix o fora m si ncr oni z adas
às 1 8h2 2mi n e à s 19h2 5mi n, res pe ct ivam ent e.
Fo i ve rif ica do ca bo r omp ido em um a da s sec ci onad ora s de con e xão
do TR 5 de 138 /69 kV da SE Xa nxe rê (CEL ESC ) com a ba rra BR - I d e 1 38 kV
dest a. O TR 5 d e 138/ 69 kV, que nã o faz pa rte da Re de de Op era ção , f oi
norm ali zad o à s 02 h17m in apó s r ep ar o do ca bo rom pi do .
* OCORRÊNCIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Na da a r ela ta r.
* CO NCL USÃ O D E TE STES DE CO MIS SI ON AMEN TO DE NOV AS I NSTA LAÇ ÕES
Na da a r ela ta r.
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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
5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A
5.1 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo I
Usinas
S
U
D
E
S
T
Angra II
Angra I
Nortefluminense
Santa Cruz Nova
Luiz Carlos Prestes
Do Atlântico
Gov. Leonel Brizola
Linhares
Juiz de Fora
B. L. Sobrinho
Euzebio Rocha
Aureliano Chaves
Fernando Gasparian
Mário Lago
Cuiabá
Termonorte II
Viana
Igarapé
Daia
Palmeiras de Goiás
Goiânia 2
Sol
Caçu-I
Ipaussu
Rio Acre
TOTAL SE / CO
E
Razão do
Despacho
/ C E
EN
EN
EN/GE
--GE
IN
IN/GE
EN
GE
GE
IN/GE
GE
GE
GE/EL
GSUB/GE
EL
--IN
------IN
IN
IN
---
Capacidade(*) Média Diária
Instal. Dispon. Prog. Verif.
N T R O - O E S T E
Média Diária
Obs.
Difer. e Var %(**)
1350
640
869
350
386
490
1058
204
87
386
249
226
576
923
529
340
175
131
44
176
140
147
130
76
45
1350
480
820
350
375
330
998
196
82
350
212
222
190
880
495
299
0
0
38
94
92
0
80
60
32
1350
480
820
0
275
330
940
196
30
153
212
197
140
550
440
120
0
0
0
0
0
0
80
60
0
1355
480
819
0
276
327
945
193
30
158
214
199
98
630
441
123
0
45
0
0
0
50
79
50
0
-----1
--1
-3
5
-3
--5
2
2
-42
80
1
3
--45
------50
-1
-10
---
----0%
--0%
-1%
1%
-2%
--3%
1%
1%
-30%
15%
0%
2%
-------------1%
-17%
---
9727
8025
6373
6512
139
2%
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
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 6
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)
(3)
------(3)
--------(3)
--(2)
--------(2)
--------(3)
(3)
---
Usinas
S
U
Razão do
Despacho
EN
IN
IN
IN
IN
IN
IN
GE
-------
TOTAL S
O
R
D
E
Termopernambuco
Porto Pecém I
Fortaleza
Celso Furtado
Termoceará
Rômulo Almeida
Jesus S. Pereira
Maracanau I
Termocabo
Termonordeste
Termoparaiba
Global I
Global II
Campina Grande
Suape II
Camaçari
Camaçari Muricy
Camaçary Polo
Petrolina
Potiguar III
Potiguar
Pau Ferro I
Termomanaus
Porto Pecém II
S
T
O
R
T
350
446
363
262
232
72
20
484
20
161
640
320
100
335
240
190
0
4
480
0
160
0
320
100
335
240
190
0
4
446
0
0
0
305
64
334
240
152
25
4
443
0
0
0
-15
-36
-1
---38
25
---3
-------
-5%
-36%
0%
---20%
-20%
---1%
-------
3050
1829
1635
1567
-68
-4%
533
720
347
186
220
138
323
168
50
153
162
149
149
169
381
347
152
150
136
66
53
94
143
0
515
360
340
160
165
75
155
142
49
88
88
143
134
156
371
0
146
145
130
58
48
94
143
0
515
360
327
160
33
75
155
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
447
3
319
164
33
51
153
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
220
-68
-357
-8
4
---24
-2
--------------------------------220
-13%
-99%
-2%
2%
---32%
-1%
-----------------------------------
4989
3705
1625
1390
-235
-14%
338
338
360
166
166
75
75
85
85
85
270
251
328
328
360
166
166
115
138
65
64
30
164
202
328
328
360
0
0
63
63
65
64
30
160
150
326
298
361
0
0
63
60
50
65
65
170
123
-2
-30
1
-------3
-15
1
35
10
-27
-1%
-9%
0%
-------5%
-23%
2%
117%
6%
-18%
2294
2126
1611
1581
-30
-2%
--(4)
----(3)
(3)
(4)
---------
EN
EN
EN
GE
GE
GE
GE
--------------------------------TE
------(3)
(3)
(4)
(2)
-----------------------------------
E
Maranhão IV
Maranhão V
Porto do Itaqui
Geramar 1
Geramar 2
Jaraqui
Tambaqui
Manauara
Ponta Negra
Cristiano Rocha
Mauá
Aparecida
TOTAL N
Média Diária
Obs.
Difer. e Var %(**)
E
TOTAL NE
N
Média Diária
Prog. Verif.
L
Candiota III
P. Médici
J. Lacerda-C
J. Lacerda-B
J. Lacerda-A
Charqueadas
São Jerônimo
Araucária
Figueira
Sepé Tiaraju
Uruguaiana
N
Capacidade(*)
Instal. Dispon.
EN
EN
EN
-------------------
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 7
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
-------------------------
5.2 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo II-A
Usinas
Razão do
Capacidade(*)
Despacho Instal. Dispon.
S
U
D
E
S
T
E
/
Cocal
Xavantes
C
GE
---
TOTAL SE
S U L
Energia Madeiras
TOTAL S
N O R
D
E
GE
S
Enguia CE **
Enguia PI **
Bahia I
T
TOTAL NE
E
N
Média Diária
Prog. Verif.
E
S
T
Média Diária
Obs.
Difer. e Var %(**)
T
R O - O
E
28
54
28
53
20
0
0
0
-20
---
-100%
---
82
81
20
0
-20
-100%
4
2
2
2
---
---
4
2
2
2
0
0%
95
52
32
57
25
30
0
0
0
0
0
0
-------
-------
179
112
0
0
0
---
-------
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
119
120
GE
700
700
EN
---------------------------------------------------------------------------Gov. Leonel Brizola
844
839
GE
101
101
IN
---------------------------------------------------------------------------Euzebio Rocha
128
126
GE
86
86
IN
---------------------------------------------------------------------------Mário Lago
80
0
EL
550
550
GE
---------------------------------------------------------------------------Cuiabá
351
350
GE
90
90
GSUB
5.4 - Total de Geração Térmica das Usinas Tipo I e Tipo II-A dos submercados e do SIN
Capacidade(*)
Instal. Dispon.
TOTAL SIN
(3)
E
(**) 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.
SUDESTE/CENTRO-OESTE
SUL
NORDESTE
NORTE
-----
Média Diária
Prog. Verif.
Média Diária
Difer. e Var %(**)
9809
3054
5168
2294
8106
1831
3817
2126
6393
1637
1625
1611
6512
1569
1390
1581
119
-68
-235
-30
2%
-4%
-14%
-2%
20325
15880
11266
11052
-214
-2%
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 8
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
-------
5.5 - Principais diferenças entre as Capacidades Instaladas e Disponibilidade
5.5.1 - Por Manutenção
Usinas
Capacidade
Instalada
Fernando Gasparian
Igarapé
Jesus S. Pereira
Total
576
131
323
1030
Disponível
Diferença
190
0
155
345
386
131
168
685
5.5.2 - Por Restrição Operativa
Usinas
Capacidade
Instalada
Euzebio Rocha
Angra I
Caçu-I
Ipaussu
Do Atlântico
J. Lacerda-A
Charqueadas
Energia Madeiras
Celso Furtado
Termoceará
Total
249
640
130
76
490
232
72
4
186
220
2299
Disponível
Diferença
212
480
80
60
330
190
0
2
160
165
1679
37
160
50
16
160
42
72
2
26
55
620
5.5.3 - Por Restrição Operativa e Manutenção
Usinas
Capacidade
Instalada
P. Médici
São Jerônimo
Rômulo Almeida
Total
446
20
138
604
Disponível
Diferença
100
4
75
179
346
16
63
425
5.5.5 - Totais
Capacidade
Instalada
Disponível
Por Manutenção
Por Restrição Operativa
Por Restrição Operativa e Manutenção
Demais Restrições Agregadas
Total
1030
2299
604
16392
20325
345
1679
179
13677
15880
Diferença
685
620
425
2715
4445
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 9
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
5.6 - Diferença entre capacidade instalada e autorizada - Usinas com operação comercial suspensa ou em
expansão
Usinas
Alegrete
Campos
Nutepa
Pie-RP
Piratininga
Santa Cruz
W. Arjona
Santa Cruz Nova
Termonordeste
Termoparaiba
Total
Capacidade
Instalada
Autorizada
Diferença
66
30
24
30
200
436
206
500
171
171
1834
0
0
0
0
0
0
0
350
153
162
665
66
30
24
30
200
436
206
150
18
9
1169
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
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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
6 - Destaques da Geração Térmica
Os de sta que s ap r esen tad os a seg u ir se ref ere m un icam ent e ao s mo t ivos
de d ife re nça s d iári as en tre va lore s p ro gra mad o s e ve rif ica dos de
gera ção , r egi str a dos com ba se e m info rma çõe s p res t adas pe los ag ent es
na o per açã o em t empo re al. P ara quai squ er ou tra s fin ali dad es , d e vem
ser us ado s val ore s cons ist ido s e c onsi der ado s os pa râme tro s req uer id os
para ca da cá lcu lo . Po r exe mpl o, p ara aco mp anh ame nt o do c ump rim ent o do
Term o d e Com pro m isso - TC AN EEL / Petr obr ás de vem ser con sid er ado s os
dado s m ens ais c on sist ido s c om o ag ente .
* PR INC IPA IS DI FE RENÇ AS ENT RE GE RA ÇÃO VER IFI CAD A E PROG RAM ADA
A UT Mári o Lag o (PET ROB RAS ) ger ou acima do p rog ra mado d a 00h 00m in às
06h3 0mi n
e
da s
18h0 0m in
às
24h00 mi n
vis ando
p ro ver
m aior
conf iab ili dad e no atend ime nt o à c arga d os e sta dos Rio de J ane iro e
Espí rit o Sa nto e m fun ção d a in d ispo nib ili dad e do TR-5 3, 50 0/ 345 kV
(560
M VA )
da
SE
Adr ia nóp oli s
(Elet ro bra s
Fu rnas )
de sde
o
dia
29/0 6/2 013 . O T R- 53 t em pre vis ão d e re tor no par a o dia 31/ 07/ 201 3.
A UT Iga rap é ( CE MIG) ge rou da 00 h00m in à 01 h03 mi n e d as 0 1h5 4m in às
17h0 0mi n dev ido à dec lar aç ão de i nfle xib ili dad e pe lo a gen te , e m t e mpo
real , p ara en sa io s na un ida de ge ra dora nº 1.
A UT Ipa us su (B a rra Bi oen er gia S .A.) g ero u ab aix o do pro gr ama do da
00h0 0mi n à s 10 h2 5min dev id o à i n disp oni bil ida de d a cal dei ra da U G nº
2. A p ar tir das 10h2 6mi n g ero u a baix o de vi do à m enor dis po nib ili d ade
de c omb ust íve l (b agaç o d e c ana d e açúc ar) .
A UT Can di ota I I I (ELE TRO BR AS CG TEE) g ero u ab aix o do pro gr ama do da
00h0 0mi n à s 07h 0 0min de vid o a p robl ema s n o t ra n spor tad or de ci n za
pesa da de sua un idad e g era dor a. D as 0 8h3 0mi n à s 1 0h30 min ta mbé m g e rou
abai xo do pro gr am ado dev ido a pr ob lema s n a c ald ei ra .
A UT P. Méd ici (EL ETR OBR AS CG TEE) ge rou ab ai xo d o p rog ram ad o da
00h0 0mi n às 1 7h3 0 min de vid o à re st riçã o de g era ção na UG nº 3 em fa ce
de p rob lem a na este ira de a lim e ntaç ão de ca rvã o . Da s 1 7h 30m in às
22h0 0mi n n ão ge ro u de vid o à in di sp onib ili dad e d a UG nº 3.
A UT J. Lac erd a A (T RAC TEB EL) ge r ou a bai xo do p ro g rama do dur ant e t o do
o di a dev ido à i ndis pon ibi lid ad e da U G nº 2. Pre v isão de r eto rno p ara
o di a 1 9/0 7/2 01 3.
A UT Ch arq uea da s (T RAC TEB EL) g erou du ran te to do
reto rno
à
ope ra ção
do
con ver so r
de
fr equ ênc ia
Char que ada s.
o
1
di a
da
de vid o ao
s ube sta ç ão
A UT Te rmo per nam buco (T ERO PER NAM B UCO) ge rou ab aix o do pr ogr ama do
12h5 3mi n à s 1 9h 40 min dev ido à in di spon ibi lid ade d a UG n º 1 .
A UT Por to Pe cé m I (Pec ém Ge ra ção de E ner gia S.A. ) não
00h5 7mi n à s 2 3h 47 min dev ido a in di spon ibi lid ade d a UG n º 1 .
g ero u
das
da
A UT Fo rta lez a ( Cent ral Ge rad ora Ter moe lét ric a F orta lez a S .A. ) g erou
abai xo do pro gra m ado dur ant e t odo o di a d evi do a o meno r r end ime nto de
suas un ida des g er ador as.
A UT Rô mul o Al m eida (PE TRO BRA S) gero u aba ix o d o
todo o dia de vi do à i ndi spo nib il id ade da UG nº 4.
pro gra mad o
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 11
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
du r ante
A UT P ort o P ecé m II (P ecé m G era çã o de E ner gia S. A. ) ge rou d a 0 0h0 0m in
às 1 6h3 5mi n e d as 23h 37m in às 24 h0 0min pa ra a r ea li zaçã o d e t est e.
A UT M ara nhã o V (Pa rn aíb a G era ç ão d e Ene rgi a S .A) ge rou ab aix o do
prog ram ado d a 0 0h 00mi n à s 04h 32m in dev ido à in dis po nibi lid ade d a U G nº
22.
A
UT
Ma nau ara
(Co mpa nhi a
E ne rgét ica
Ma nau ara )
ge rou
ab aix o
prog ram ado das 1 3h50 min às 1 7h3 0 min d evi do à i nd ispo nib ili dad e da
nº 2 .
do
UG
A UT Mau á
prog ram ado
nº 1 0.
do
UG
(A maz o nas Di str ib uid ora de Ener gi a S.A . ) gero u ab aix o
das 0 2h34 min às 2 4h0 0 min d evi do à i nd ispo nib ili dad e da
* IN FOR MAÇ ÕES A DI CION AIS
A UT W. A rj ona (TRA CTE BEL ), com 5 un ida des ge ra dora s, est á co m sua
oper açã o co m gá s natu ral sus pen s a, co nfo rme des p acho SFG / ANE EL nº
3966 de 12 /12 /2 01 2 e ind isp oní ve l para a ope raç ão c om ó leo di ese l.
Na U T S ant a Cr uz Nov a ( ELE TRO BRA S FUR NAS ), as u ni d ades ge rad ora s n º 1
e 2
es tão em fa se d e e xpa nsã o e tem pr evi são de ent rad a e m o per ação
para
jun ho
e
o utub ro
de
20 14,
resp ect iva men te ,
con for me
o fíc io
SRG/ ANE EL 143 /2 01 3 de 15 /03 /20 13 .
Na U T S ant a Cr uz (EL ETR OBR AS FUR N AS), as un ida des gera dor as a ó leo nº
3 e 4 es tão com a oper açã o su sp ensa con for me d e spac ho d a ANE EL nº
3.26 3 d e 1 9/1 0/ 20 12.
A UT Pi rat ini nga (EMA E), co m d uas unid ade s g era dor a s a ó le o, e stá c om
a op era ção su sp en sa c onf orm e d es pa cho da ANE EL nº 4 005 de 11/ 10/ 20 11 .
A UT C am pos (EL E TROB RAS FU RNA S), com d ua s un ida d es ge rad or as a ó leo,
está co m a ope ra ção sus pen sa c on form e d esp ach o d a AN EEL nº 397 7 de
13/1 2/2 012 .
A UT Ri o Ac re (E LETR OBR AS E LET RON ORTE ), c om du as unid ade s a ól eo,
desp ach ada ap en as em sit uaç ões e sp ecia is par a a te nd imen to loc al.
é
A UT PI E-R P (P IE - RP), co m 4 uni da d es g era dor as, es t á co m s ua o per aç ão
susp ens a, co nf or me des pac ho S FG /ANE EL n° 1 03 5,
de 09/0 4/1 3,
que
susp end e tem por a riam ent e a o per ação de st as uni dade s a té qu e seja
rees tab ele cid as a s co ndi çõe s o pe ra tiva s.
Na U T Uru gua ian a (A ES- UR UGU AIA N A), as tr ês
part ir
d as
2 2h 37mi n
do
d ia
28/0 3/2 013 ,
indi spo nib ili da de de com bus tív el g ás n atu ral .
un idad es ge rad ora s , a
fo ra m
des lig ada s
p or
A UT Al eg ret e (T RACT EBE L), com d uas u nid ade s ge r ador as a óle o, e stá
com a o pe raç ão s uspe nsa a pa rti r de 20/ 05 /20 13 c onfo rme des pac ho da
ANEE L n º 1 572 d e 17/0 5/2 013 .
A UT Nu te pa (E LE TROB RAS CGT EE) , com t rês uni dad e s ger ado ras
está co m a ope ra ção sus pen sa c on form e d esp ach o d a AN EEL nº
06/1 1/2 011 .
a ól eo,
397 0 de
As UTs Termonordeste e Termoparaíba (EPASA), encontram-se com todas as suas
unidades geradoras, parcialmente autorizadas pela SUDEMA, a retomarem a operação.
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 12
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
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 U Ts S ep é Ti ar aju (PE TRO BRA S), GERA MAR I e II ( GERA NOR TE) , X ava n tes
(XAV ANT ES S. A),
Dai a ( EN GEB RA) , Goi âni a 2 ( BRE N TECH ), Pal me ira s de
Goiá s (Bo log nes i
Parti cip açõ es
S.A. ), Vi ana ( T EVIS A), P oti gua r e
Poti gua r I II ( CE P - C OMP ANH IA E NERG ÉTI CA POT IGU AR S. A. ), C ama ça ri
Muri cy (EN ERG ÉTI CA C AMA ÇAR I M UR ICY S.A .), Ca ma çari Po lo (Ar em bepe
Ener gia ),
Pet ro lina
(C ia.
En e rgét ica
de
Pe t roli na) ,
T erm oc abo
(Ter moc abo Ltd a.) , Suap é II ( ENE R GÉTI CA SU AP E II S.A. ), Gl ob al I e
Glob al I I (C and e ias E ner gia ), C a mpin a Gr and e (B o rbor ema Ene rgé ti ca
S.A. ), Eng uia CE e PI (E NGU IA G EN C E LT DA e EN GUIA GE N PI LT D A),
Mara can aú I (Ma ra cana u), B ahi a I (PET ROB RAS ), Te rm oman aus e Pa u F e rro
I (EP ESA ) e T erm o nord est e e T erm op araí ba ( EPA SA) nã o for am p rog ram ad as
por gar ant ia ene rgét ica , c onf orm e dec isã o d o Co mi tê d e M oni tor ame nto
do S eto r E lét ri co - C MSE .
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 13
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
7 - Demandas Máximas
7.1 - Demanda Máxima do SIN na Ponta de Carga
( 18h 43min
)
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MW
Geração hidro
Geração Itaipu
Geração nuclear
Geração termo
Geração eólica
Intercâmbio internacional
Carga (*)
47.334
11.994
1.846
9.568
475
0
71.217
NORTE - MW
1.545
Geração hidro
Geração termo
Carga (*)
3.532
5.320
1.625
5.400
NORDESTE - MW
SUDESTE/CENTRO-OESTE - MW
ITAIPU Binacional - MW
Geração hidro
Geração nuclear
Geração termo
Carga (*)
5.537
50 Hz
60 Hz
Total
4.883
1.057
412
9.884
Geração hidro
Geração termo
Geração eólica
Carga (*)
1.987
6.457
11.994
25.125
1.846
5.307
43.431 (**)
1.146
INTERCÂMBIOS INTERNACIONAIS - MW
Paraguai (ANDE - COPEL)
Uruguai (Rivera)
Argentina (Garabi)
Argentina (Uruguaiana)
0
SUL - MW
0
0
0
0
Geração hidro
Geração termo
Geração eólica
Carga (*)
12.006
1.579
63
12.502
(*) Carga = Consumo + Perdas
(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (760 MW nesse dia)
7.2 - Demandas Máximas Instantâneas do dia por Submercados - MW
Submercado
SUL
SUDESTE - CO
NORTE
NORDESTE
SIN
Verificada no Dia
12.652 às
43.505 às
5.660 às
10.098 às
71.217 às
11h
18h
14h
14h
18h
15min
33min
48min
48min
43min
Máxima Histórica
15.703
48.549
6.045
11.767
78.032
em
em
em
em
em
01/02/2013
18/02/2013
12/03/2013
13/03/2013
18/02/2013
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 14
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
Rio Sto Antônio
Rio Piracicaba
8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN
Rio
Grande
Batalha Furnas
69
93
797.66
41.77
Serra do
Facão
SEFAC
748.63
59.66
33
92
Corumbá III CEC III
126
134
V=4
Emborcação CEMIG
180
197
642.20
46.01
840.69
72.14
203
344
770.00
47.00
Corumbá I Furnas
249
256
30
28
Itutinga - CEMIG
110
112
215
232
592.53
85.81
Salto Rio Verde
Energia
Itumbiara - Furnas
Caçu Gerdau
138
140
127
127
133
135
29
36
V = 36
Igarapava - CEMIG
C. Dourada - CDSA
430.77
74.92
853.22
89,40
Aimorés CEMIG
278
299
576
568
1787
1657
561
723
494.44
68.28
Mascarenhas Escelsa
344
349
58
57
A. S. Oliveira AES-Tietê
V. Grande - CEMIG
São Simão - CEMIG
JLMG
Pereira F.R. Claro
Energia
Caconde
AES-Tietê
493
490
446.43
20.58
134
119
619.70
29.49
Baguari
Jaguara - CEMIG
514.65
69.75
Risoleta
Neves Cons.
Candonga
230
232
E. Cunha AES-Tietê
475.85
41.29
Barra dos 1334
Coqueiros - 954
Gerdau
Salto Rio
Verdinho Cia Bras de
Aluminio
665.91
97.96
L. C. Barreto 625
488
Rio Claro
Rio Verde
249
234
879
1246
49
55
69
66
764.05
69.56
M. Moraes - Furnas
750
638
Amador Aguiar 2 Cons. C. Branco
P.Estrela Cons.
P.Estrela
Furnas - Furnas
320
751
Amador Aguiar 1 Cons. C. Branco
50
47
V=2
29
32
168
168
695.07
68.08
S. Grande CEMIG
Sá
Carvalho
CEMIG
Funil - CEMIG
Miranda CEMIG
G.Amorim Consórcio
G.Amorim
Rio Pardo
76
95
912.41
94.15
Nova Ponte CEMIG
115
178
Corumbá IV Corumbá
Concessões
Camargos - CEMIG
Rio Doce
Rio Araguari
Rio Paranaíba
Rio Corumbá
Rio S. Marcos
8.1 - Bacias Paranaíba, Grande e Doce
55
52
399.38
P. Colômbia - Furnas
82.49
760
712
466.20
40.17
144
147
LEGENDA:
Rio Corrente
Marimbondo - Furnas
59
73
1099
1325
Espora
Espora
Energética
581.34
60.18
443.75
79.90
A. Vermelha - AES-Tietê
1833
2119
Rio Paraná
382.14
85.82
xxxx
Vazão afluente m³/s
xxxx
Vazão defluente m³/s
xxx.xx
xx.xx
V = xxxx
Nível montante (m)
Volume útil (%)
Vertimento m³/s
Reservatório
Usina a fio d'água
Usinas em construção
(A)
Estação de bombeamento
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 15
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
257.10
93.33
8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN
8
14
E. de Souza EMAE
80
77
V = 77
(*)
711.40
40.79
Barra Bonita AES-Tietê
204
345
V = 12
Rio Paranapanema
Traição EMAE
229
229
215
215
362
362
336
336
Bariri AES -Tietê
478
478
V = 60
Ibitinga AES-Tietê
532
532
V = 78
509
476
Promissão AES-Tietê
596
657
542
532
383.73
93.30
1529
1794
V = 732
N. Avanhandava AES Tietê
739
693
Canal P. Barreto
Três Irmãos CESP
797
881
(A)
120
123
327.42
87.54
Bacia
Paranaíba
Grande
Tietê
Paranapanema
Paraná
Paraíba do Sul
5418
5330
Jupiá - P. Primavera -2201
2275
CESP CESP
V = 317
279.77
91.66
% partic.
Armazen.
Submercado
32.3
30.9
5.4
8.7
4.3
3.7
6403
6161
8
42
Piraju CBA
Funil Furnas
Chavantes Duke GP
214
192
473.05
87.69
Ourinhos CBA
Salto Grande Duke GP
Canoas II Duke GP
517
53.4
75.0
91.4
92.0
87.2
64.3
Mauá C. Cruzeiro
do Sul
619.01
73.77
Picada C.P. Metais
25
25
635.00
100.00
V = 182
S. Cecília LIGHT
Canoas I Duke GP
219
72
V = 72
Capivara Duke GP
333.85
98.50
Rosana Duke GP
Sobragi CEMIG
54
52
113
Taquaruçu Duke GP
113
Simplicio FURNAS
275
320
Ilha dos PombosLIGHT
ITAIPU
12725
12884
220.43
103.09
Energia Natural Afluente
% MLT no mês até o dia
ENA do dia
% da MLT
Armaz.
Bruta
87
82
132
170
154
99
Jaguari CESP
459.95
62.15
517
257.12
% Armaz.
Bacia
618.43
70.85
567.15
88.17
327.40
86.97
I. Solteira CESP
4394
4122
1870
1995
707.44
59.68
S. Branca LIGHT
Jurumirim Duke GP
451.10
95.22
447
483
41
110
736.02
91.65
Rio
Paraibuna
Ponte Nova EMAE
Paraibuna CESP
Rio do Peixe
Pedreira EMAE
Guarapiranga EMAE
(*) reservatório sem geração,
vertendo p/ descarga mínima
ou controle de nível
Rio Jaguari
745.14
86.15
Rio Paraíba do Sul
Billings EMAE
Rio Tibagi
14
14
Rio Guarapiranga
Rio Tietê
Rio Pinheiros
8.2 - Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul
92
103
186
174
166
110
92
105
196
294
209
110
(B)
Rio Paraná
Geração Hidráulica no dia
Verficada
Programada
MW med % MW med %
3.508
3.453
1.222
2.124
15.654
979
11
11
4
7
50
3
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 16
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
3.332
3.232
913
2.118
15.341
979
11
10
3
7
50
3
8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN
741.58
98.50
Desvio Jordão
610.16
102.15
869
1005
V = 315
1455
1300
1643
1627
1792
505.94
99.70
87
94
S. Osório
- Tractebel
396.96
99.44
Gov. José
Richa - COPEL
325.00
100.00
Quebra Queixo
- CEC
548.19
82.87
181
195
Castro Alves
CERAN
16
22
323.96
80.77
110
125
Jacuí - CEEE
177
196
Itaúba - CEEE
275
285
D. Francisca - DFESA
Iguaçu
Jacuí
Uruguai
Capivari
Trecho Internacional sem usinas
sob coordenação do ONS
Monte Claro
CERAN
G. P. Souza
COPEL
843.70
89.00
V = 13
352
Bacia
368.26
69.58
Rio Paraná
Passo Real - CEEE
322
336
Alzir Santos - Monel
Itá - Tractebel
1502
V = 76
V = 20
178
109
57
61
Passo Fundo - Tractebel
593.12
54.19
Foz do Chapecó - FCE
1300
Rio TaquariAntas
Rio Jacuí
Ernestina - CEEE
489.12
89.05
Machadinho - Tractebel
477.06
44
78.55
44
605
736
824
1203
Capanema - Itaipu
(B)
37
45
V = 28
658.56
71.20
606.79
95.67
S. Santiago - Tractebel
1220
1437
640.01
72.72
Rio Capivari
170
43
V = 35
66
222
G. Ney Braga COPEL
Rio Chapecó
Jordão
COPEL
Barra Grande - Baesa
185
242
Campos Novos Enercan
Rio Passo Fundo
Fundão
ELEJOR
Rio Pelotas
G. B. Munhoz - COPEL
722
753
Rio Uruguai
147
148
Sta. Clara
ELEJOR
804.88
99.10
Rio Canoas
123
141
Rio Iguaçu
Rio
Jordão
8.3 - Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari
339
% partic.
Armazen.
Submercado
58.2
15.0
23.3
2.0
14 Julho
CERAN
% Armaz.
Bacia
98.7
80.7
67.4
88.8
Energia Natural Afluente
% MLT no mês até o dia
Armaz.
Bruta
ENA do dia
% da MLT
115
78
43
100
173
71
73
156
271
75
77
156
Geração Hidráulica no dia
Programada
Verificada
MW med % MW med %
4.760
718
3.469
144
52
8
38
2
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 17
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
5.243
642
3.296
138
56
7
35
1
8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN
1160
1387
Peixe Angical
Enerpeixe
262.22
59.08
906
906
1485
1485
Luiz Gonzaga
CHESF
300.53
27.59
1308
1308
P.Afonso 1,2,3
CHESF
248
294
Estreito
Tractebel
1308
1515
Tucuruí
Eletronorte
73.41
95.52
Bacia
Tocantins (*1)
Bacia
São Francisco (*2)
Parnaíba
Xingó
CHESF
% partic.
Armazen.
Submercado
99.3
% partic.
Armazen.
Submercado
95.5
4.5
29
29
V=3
78
149
93.31
57.8
% Armaz.
Bacia
43.9
88.2
Rio Madeira
Rio Uatumã
50.75
94.06
Jirau
Enersus
87.12
11930
11963
V = 9302
Sto Antônio
Sto Antônio
Energia
70.33
Dardanelos
Águas de
Pedra
Energia Natural Afluente
% Armaz.
Bacia
759
203
Guaporé
Tangará
Energia
Samuel
Eletronorte
B. Esperança
CHESF
303.44
88.96
Rio Amazonas
Rio Paraguaçu
109.57
84.40
61
61
130
130
V = 30
137.54
Itapebi
Itapebi S.A.
Rondon II
Eletrogoes
P.Afonso 4
CHESF
Lajeado
Investco
20
0
Rio Jequitinhonha
Rio Preto
Rio Paracatu
387.75
44.94
1387
20
155.53
3444
5475
Sobradinho
CHESF
Apolônio Sales
CHESF
211.77
33.07
82
74
V = 31
Balbina
Eletrobras Amazonas
Energia
Rio Guaporé
940
1373
São Salvador
Tractebel
828.54
95.79
Rio Jamari
332.71
89.79
4
4
Pedra do
Cavalo
Votorantin
Ltda
495.23
53.01
Rio Ji-Parana
874
874
562.76
45.57
Irapé
CEMIG
12
47
Rio Comemoração
575
645
V = 115
24
24
478
444.04
46.97
Cana Brava
Tractebel
Queimado
CBQ
Rio Aripuanã
636
620
Três Marias
CEMIG
Rio Parnaíba
242
617
Serra da Mesa
Consórcio Serra
da Mesa S.A. 172
Rio São Francisco
Rio Tocantins
8.4 - Bacia do Tocantins, São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Amazonas
ENA do dia
% da MLT
79
% MLT no mês até o dia
Armaz.
Bruta
91
92
Energia Natural Afluente
ENA do dia
% da MLT
58
97
% MLT no mês até o dia
Armaz.
Bruta
60
98
60
98
Geração Hidráulica no dia
Verificada
Programada
MW med % MW med %
3.401
100
3.379 100
Geração Hidráulica no dia
Verificada
Programada
MW med % MW med %
3.955
116
97
3
(*1) Inclui usinas do Norte e Sudeste/Centro-Oeste
(*2) Inclui usinas do Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 18
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
3.631
98
97
3
9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco
9.1 - Sul
Curva de Energia Armazenada Verificada
Curva de Aversão ao Risco
(*)
Diferença em relação à curva de aversão (%)
(**)
Nível mínimo de segurança
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.
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 19
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
9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco
9.2 - Sudeste/Centro Oeste
(*)
(**)
Curva de Energia Armazenada Verificada
Curva de Aversão ao Risco
Diferença em relação à curva de aversão (%)
Nível mínimo de segurança
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.
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
I N FO R M A TI V O P R E LI M I N AR D I ÁR I O D A O P E R AÇ ÃO D O D I A 1 7/ 07/ 20 13 ( Q uar ta -fei r a ) - P ag. 20
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
9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco
9.3 - Nordeste
(*)
(**)
Curva de Energia Armazenada Verificada
Curva de Aversão ao Risco
Diferença em relação à curva de aversão (%)
Nível mínimo de segurança
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.
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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
9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco
9.4 - Norte
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.
O P E R AD O R N AC I O N AL D O S I S TE M A E LÉ TR I C O – O N S / C N O S
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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