Este documento fornece um resumo da operação do sistema elétrico brasileiro no dia 10 de agosto de 2013. Ele descreve a produção de energia por fonte, a carga por submercado, os níveis de armazenamento de água e ocorrências relevantes na rede.
Representação do vereador Toninho Vespoli contra Ricardo Nunes
Relatório ons 10-08-2013
1. 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
VerificadoLEGENDA:
(*) 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)
(***)
2. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da
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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
(*) Carga = Consumo + Perdas
MWmês
MWmês
3.518
1.9051.634 1.608
1.811 1.790
5.285 5.134 5.641 5.527
8.837 8.728
5.4715.675
3.8043.936
9.2759.611
3.201
3.3826,49
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
23.18024.304
3.5703.774
5.2045.378 93
70
3.103
3.131
17.55216.428
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 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 (497 MW),
assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (547 MW)nesse dia.
354 4010,61 %
115 740,20 %
ENA 1.637 MWmed
88
86
Energia Armazenada
No dia
Desvio dia anterior
11.916 80,4
-56 -0,4
%
%MWmês
Desvio dia anterior
MWmêsNo dia
Energia Armazenada
% MLT armazenável no mês até o dia
% MLT bruta no mês até o dia
MWmedENAEnergia Afluente
20.761 40,0
-60 -0,2
1.842
54
53
%MWmês
Desvio dia anterior
%MWmêsNo dia
Energia Armazenada
% MLT armazenável no mês até o dia
% MLT bruta no mês até o dia
MWmedENAEnergia Afluente 25.574
157
126
18.600 93,6
372 1,9
%MWmês
Desvio dia anterior
%MWmêsNo dia
Energia Armazenada
% MLT armazenável no mês até o dia
% MLT bruta no mês até o dia
MWmedENAEnergia 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
Produção (MWmed/dia)
Produção (MWmed/dia)
Energia Afluente
9.611
9.275
Programado
VerificadoLEGENDA:
(*)
ITAIPU Binacional
3.196
(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1048 MW)
3. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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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 NENorte
Norte Tucurui
Capacidade Máxima (MWmês)
Variação em relação dia anterior (%)
Variação acumulada mensal (%)
Diferença em relação à Curva Aversão (%)
(*) Carga = Consumo + Perdas
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 9.3145.297
(**) 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 51.8597.631
18.600 119.669 11.916 6.153 20.761
93,6 59,3 80,4 40,080,6
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
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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.
5. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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* 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.
6. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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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
7. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados
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%
8. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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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
5.2 - 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
9. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
5.4 - 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
10. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 10
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
5.5.4 - 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
11. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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.
12. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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.
13. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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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
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.
14. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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 (
(*) Carga = Consumo + Perdas
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 35min )
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
15. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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
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
16. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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
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
85847049.731.7
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 2.57211 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
17. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
Rio
Jordão
RioIguaçu
RioUruguai
RioPelotas
RioCanoas
RioPassoFundo
RioJacuí
RioCapivari
RioChapecó
RioTaquari-
Antas
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 - 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
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
BrutaArmaz.
% MLT no mês até o dia
Energia Natural Afluente
ENA do dia
% da MLT
% 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
Geração Hidráulica no dia
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 - FCE4515
4469
V = 2643
100.00
324.60
79.83
396.55
93.78
549.40
109.29
% partic.
Armazen.
Submercado
18. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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
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
BrutaArmaz.
% MLT no mês até o dia
Energia Natural Afluente
ENA do dia
% da MLT
% Armaz.
Bacia
% partic.
Armazen.
Submercado
Bacia
BrutaArmaz.
% MLT no mês até o dia
Energia Natural Afluente
ENA do dia
% da MLT
% Armaz.
Bacia
Bacia
Tocantins 95.1
São Francisco 95.3 52 54 54
Parnaíba 4.7 77.3 107 99 99
%%MW med
Geração Hidráulica no dia
2.937 2.884100 100
%%MW med
Geração Hidráulica no dia
3.238
97
3.347
98
97 97
3 3
MW med
Verificada Programada
MW med
Verificada Programada
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
Tractebel612
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
19. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
9.1 - 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
20. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
9.2 - 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.
Curva de Energia Armazenada Verificada
Curva de Aversão ao Risco
(*) Diferença em relação à curva de aversão (%)
(**) Nível mínimo de segurança
21. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 21
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
9.3 - 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.
Curva de Energia Armazenada Verificada
Curva de Aversão ao Risco
(*) Diferença em relação à curva de aversão (%)
(**) Nível mínimo de segurança
22. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 22
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
9.4 - 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.