Balanço energético do SIN com detalhes da operação

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
VerificadoLEGENDA:
(*) 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)
(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
1.5811.621 1.610
1.809 1.830
5.455 5.266 5.485 5.559
9.343 9.201
5.5595.877
4.7704.737
10.32910.614
3.642
3.5036,87
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
28.11328.051
3.9774.409
5.5986.033 578
332
3.280
3.310
21.28321.300
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 00
Import. Export.
00
0 0
0 0
0 0
0 0
0 0
00
(**) 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 4160,62 %
99 790,15 %
ENA 1.627 MWmed
89
87
Energia Armazenada
No dia
Desvio dia anterior
11.977 80,9
-74 -0,5
%
%MWmês
Desvio dia anterior
MWmêsNo dia
Energia Armazenada
MWmedENAEnergia Afluente
20.799 40,1
-64 -0,1
1.875
54
54
%MWmês
Desvio dia anterior
%MWmêsNo dia
Energia Armazenada
MWmedENAEnergia Afluente 15.299
146
124
18.228 91,7
31 0,1
%MWmês
Desvio dia anterior
%MWmêsNo dia
Energia Armazenada
MWmedENAEnergia Afluente 21.698
128
127
120.011 59,5
-410 -0,2
Produção (MWmed/dia)
Hidro
Termo
Eólica
Total
Hidro
Termo
Eólica
Total
Hidro
Termo
Nuclear
Total
Energia Afluente
10.614
10.329
Programado
VerificadoLEGENDA:
(*)
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 NENorte
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 9.3145.297
(**) 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 51.8597.631
18.228 120.011 11.977 6.194 20.799
91,7 59,5 80,9 40,181,2
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.
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

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
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
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
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
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 28min )
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

RioCorumbá
RioParanaíba
RioAraguari
Rio
Grande
RioPardo
RioPiracicaba
RioDoce
RioStoAntônio
RioCorrente
RioS.MarcosRioClaro
RioVerde
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

RioTietê
RioGuarapiranga
RioParanapanema
RioParaíbadoSul
RioJaguari
RioParaibuna
RioPinheiros
RiodoPeixe
RioTibagi
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 GPI. 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
8.2 - 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
87868149.831.7
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 4.41614 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
Jordão
RioIguaçu
RioUruguai
RioPelotas
RioCanoas
RioPassoFundo
RioJacuí
RioCapivari
RioChapecó
RioTaquari-
Antas
8.3 - Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari
G. B. Munhoz - COPEL
G. Ney Braga -
COPEL
S. Santiago - Tractebel
S. Osório
- Tractebel
Gov. José
Richa - COPEL
Capanema - Itaipu
Jordão
COPEL
Barra Grande - BaesaCampos 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
BrutaArmaz.
ENA do dia
% da MLT
% 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 - FCE2376
2394
V = 507
97.51
324.59
79.33
396.34
90.90
547.53
68.91
% partic.
Armazen.
Submercado

RioTocantins
RioSãoFrancisco
RioParnaíba
RioJequitinhonha
RioParacatu
RioPreto
RioParaguaçu
RioJi-Parana
RioJamari
RioAripuanã
RioMadeira
RioGuaporé
RioComemoração
RioAmazonas
RioUatumã
8.4 - Bacia do Tocantins, São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Amazonas
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
BrutaArmaz.
ENA do dia
% da MLT
% Armaz.
Bacia
% partic.
Armazen.
Submercado
Bacia
BrutaArmaz.
ENA do dia
% da MLT
% 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 3.157100 100
%%MW med
3.394
97
3.363
98
97 97
3 3
MW med
MW med
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
Tractebel672
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.
- NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/01/2012.
- 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
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.
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.
04/05/2012.
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.

9.3 - Nordeste
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.
Técnica ONS - NT 175/2011, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/2012 publicada no Diário Oficial da União no dia
25/01/2012.
04/05/2012.
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.

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.

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