relatório ons 10-08-2013
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Confira o recorde na geração de energia térmica do Nordeste, no sábado 09/08/2014. Em agosto, região tem exportado pela primeira vez energia para o SudesteTRANSCRIPT
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 1 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados
1 - Balanço de Energia
Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Termo Convencional
Total SIN Intercâmbio Internacional Carga (*)
SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed
% % % %
% 100,00
Produção
Nordeste
Sudeste/Centro-Oeste
Sul Interc. Internacional
Produção e Carga por Submercados e Intercâmbios Verificados - MWmed.
Produção Hidro
Carga (*) Carga (*)
Produção Hidro Produção Termo
Carga Produção Termo Produção Hidro
Carga (*)
Produção Termo Produção Hidro
Programado Verificado LEGENDA:
(*) Carga = Consumo + Perdas
57.101 58.154
36.516 9.275 9.611
57.101 58.154
1.790 1.811
62,79 16,53
3,11
5.285 8.837
1.905 3.382
9.611
9.493 9.747 16,76
93
3.103
3.774
6.752 17.552
0
0
0
(*)
Norte Nordeste
Itaipu Binacional Sudeste/Centro-Oeste
Interc Internacional
Sul 34.692
11.808
9.340
1.297
(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (497 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (547 MW) nesse dia.
% Eólica 475 469 0,81
Eólica 354
Eólica 115
36.068
3.880
(**)
Produção Termo 1.604
3196
(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1048 MW)
(***)
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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 1.905 1.634 1.608
1.811 1.790
5.285 5.134 5.641 5.527 8.837 8.728
5.471 5.675 3.804 3.936 9.275 9.611
3.201
3.382 6,49 2,80 9,25
5,82 3,28
9,70
30,18 8,50 3,11
41,79
22,73
2,23 20,30
1.604
23.180 24.304
3.570 3.774
5.204 5.378 93 70
3.103 3.131
17.552 16.428
0 0
0
0 0
4.941
34.692
11.808 1.297
13.220 9.340
12.552 1.289
13.915 9.469
3.880 4.446
33.770 (**)
4.962
Acaray Rivera
Garabi I 0 0 0 0
0
TOTAL 0 0
Import. Export. 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0
(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (497 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (547 MW)nesse dia.
354 401 0,61 %
115 74 0,20 %
ENA 1.637 MWmed 88 86
Energia Armazenada No dia Desvio dia anterior
11.916 80,4 -56 -0,4
% % MWmês
Desvio dia anterior MWmês No dia
Energia Armazenada % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia
MWmed ENA Energia Afluente
20.761 40,0 -60 -0,2
1.842 54 53
% MWmês Desvio dia anterior
% MWmês No dia Energia Armazenada
% MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia
MWmed ENA Energia Afluente 25.574 157 126
18.600 93,6
372 1,9
% MWmês Desvio dia anterior
% MWmês No dia Energia Armazenada
% MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia
MWmed ENA Energia Afluente 20.056 126 124
119.669 59,3 -310 -0,1
Produção (MWmed/dia) Hidro Termo Eólica Total
Hidro Termo Eólica Total
Produção (MWmed/dia)
Hidro Termo Nuclear Total
Produção (MWmed/dia)
Produção (MWmed/dia)
Energia Afluente
9.611 9.275
Programado Verificado LEGENDA:
(*)
ITAIPU Binacional
3.196
(***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1048 MW)
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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 NE Norte 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 9.314 5.297
(**) Estes valores incluem toda a carga de Mato Grosso do Sul
(**)
10.233
-1,6
-4,1
(**) 9.340 34.692
19.873 201.817 14.812 51.859 7.631 18.600 119.669 11.916 6.153 20.761
93,6 59,3 80,4 40,0 80,6 1,9 -0,1 -0,4 -0,2 -0,5 4,8 -1,5 -4,4 -1,4 -6,4
63,6 14,6 2,6 -----
(***)
(***)
(***)
(***)
(***) Ver item 9.4
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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.
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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.
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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
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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%
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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
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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
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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
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.
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.
OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 10/08/2013 ( Sábado ) - Pag. 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
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.
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 35 min )
0
0
0 0
0
0
(**)
15.703 48.549 6.045
11.767 78.032
01/02/2013 18/02/2013 12/03/2013 13/03/2013 18/02/2013
42.546 11.960
42.533
11.946
5.655
1.342
2.666
(**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (607 MW nesse dia)
550
440
110
10.800
1.490
4.176
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
Rio
Cor
umbá
Rio
Par
anaí
ba
Rio
Ara
guar
i
Rio
G
rand
e
Rio
Par
do
Rio
Pira
cica
ba
Rio
Doc
e
Rio
Sto
Ant
ônio
Rio
Cor
rent
e
Rio
S. M
arco
s R
io C
laro
Rio
Ver
de
Corumbá I - Furnas
Nova Ponte - CEMIG
Emborcação - CEMIG
Miranda - CEMIG
Itumbiara - Furnas
C. Dourada - CDSA
São Simão - CEMIG
Camargos - CEMIG
Itutinga - CEMIG
Funil - CEMIG
Furnas - Furnas
M. Moraes - Furnas
L. C. Barreto -
Jaguara - CEMIG
Igarapava - CEMIG
V. Grande - CEMIG
P. Colômbia - Furnas
Marimbondo - Furnas
A. Vermelha - AES-Tietê
Caconde AES-Tietê
E. Cunha - AES-Tietê
A. S. Oliveira - AES-Tietê
204 197 592.11
83.49
566 637 513.22
62.60
885 1051
1509 1898 398.69
75.51
71 134 797.03
40.12
200 234 641.21
43.72
150 150 694.86
60.99
57 103 911.77
87.62
119 118
357 629 763.53
66.00
667 695 665.60
94.97
758 540
533 467
568 572
581 785
749 557
972 1062 443.14
75.37
1205 1698 381.71
80.72
20 53 852.45
85,02
67 68
67 67
Estação de bombeamento Usinas em construção Usina a fio d'água Reservatório
V = xxxx xx.xx xxx.xx
xxxx xxxx
Vertimento m³/s Volume útil (%) Nível montante (m) Vazão defluente m³/s Vazão afluente m³/s
LEGENDA:
8.1 - Bacias Paranaíba, Grande e Doce 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN
V = 2
V = 53
Rio Paraná (A)
155 159
G.Amorim - Consórcio G.Amorim
Sá Carvalho CEMIG
Risoleta Neves - Cons. Candonga
P.Estrela - Cons. P.Estrela
S. Grande - CEMIG
Mascarenhas - Escelsa
27 25
30 27
41 40
V = 2
47 49 254.55
65.00
60 59
308 308
Aimorés - CEMIG
241 241
Corumbá IV - Corumbá Concessões
Amador Aguiar 1 - Cons. C. Branco
39 77 840.15
159 174
61.01
Espora Espora Energética
79 77 579.83
36.76
Amador Aguiar 2 - Cons. C. Branco
174 164
Corumbá III - CEC III
Baguari 200 203
145 115 770.00
47.00
Serra do Facão SEFAC
748.14 57.31
57 95
619.45 23.35
494.55 76.49
466.12 35.43
431.08 84.65
Caçu - Gerdau
Barra dos Coqueiros - Gerdau
JLMG Pereira - F.R. Claro Energia
114 110 475.42
20.19
103 106 446.51
24.46
121 128
Batalha - Furnas
Salto - Rio Verde Energia
Salto Rio Verdinho - Cia Bras de Aluminio
129 119
100 127
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
Rio
Tie
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Rio
Gua
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rang
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Rio
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Rio
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Sul
Rio
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Rio
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heiro
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Rio
do
Peix
e
Rio
Tib
agi
Billings - EMAE
Pedreira - EMAE
Traição - EMAE
Guarapiranga - EMAE
Ponte Nova - EMAE
E. de Souza - EMAE
Barra Bonita - AES-Tietê
Bariri - AES -Tietê
Ibitinga - AES-Tietê
Promissão - AES-Tietê
N. Avanhandava - AES Tietê
Três Irmãos - CESP
Jurumirim - Duke GP
Piraju - CBA
Chavantes - Duke GP
Ourinhos - CBA
Salto Grande - Duke GP
Canoas II - Duke GP
Canoas I - Duke GP
Capivara - Duke GP
Taquaruçu - Duke GP
Rosana - Duke GP I. Solteira -
CESP Jupiá - CESP P. Primavera -
CESP ITAIPU
Paraibuna - CESP
S. Branca - LIGHT
Funil - Furnas
S. Cecília - LIGHT
Ilha dos Pombos- LIGHT
Jaguari - CESP
Sobragi - CEMIG
24 13 744.70
81.72
5 14 735.92
90.26
76 78 711.02
37.33
-106 356 450.03
82.98
455 477
546 559
400 581 383.53
88.34
641 780
326 236 327.48
88.69
193 243 567.33
90.64
336 381
473.13 88.71
528 547
536 539
586 573
1394 1460 333.93
99.30 1560 1618
1882 1658
4025 4160 4844
4906 6468 5752 257.08 10542
10231
16 21 618.14
68.52
47 45
26 60 706.87
56.51
60 65 618.22
69.39
137 164 461.25
69.21
199 72
256 256
8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.2 - Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul
V = 78
V = 39
V = 99
V = 36
V = 38
V = 367
V = 72
Rio Paraná
Canal P. Barreto
30.9 5.3 9.4 4.4 3.8 62.2
85.2 93.4 84.1 71.0 101
124 155 131 91
111 143 155 146 102 102
146 179 145 113 85 84 70 49.7 31.7
Armaz. Bruta % MLT no mês até o dia
Energia Natural Afluente ENA do dia % da MLT
% Armaz. Bacia
Bacia
Paranaíba Grande Tietê Paranapanema Paraná Paraíba do Sul
Geração Hidráulica no dia
MW med % % 2.983 2.572 11 10 2.961
685 2.016
13.073 819
11 3
48 3
2.517 750
1.985 12.552
801
10 3 8
49 3
7
(A) (B) 219.92
MW med Verficada Programada
200 200
V = 1 (*)
(*) reservatório sem geração, vertendo p/ descarga mínima ou controle de nível
468 468
V = 232
Picada - C.P. Metais
20 20
279.76 91.30 99.43
Mauá - C. Cruzeiro do Sul
332 322
V = 29
634.99 99.88
327.22 83.29
Simplicio - FURNAS
% partic. Armazen.
Submercado
75 76
200 113
V = 113 250.90
40.00
Anta - FURNAS
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Rio
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A
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8.3 - Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN
G. B. Munhoz - COPEL
G. Ney Braga - COPEL
S. Santiago - Tractebel
S. Osório - Tractebel
Gov. José Richa - COPEL
Capanema - Itaipu
Jordão COPEL
Barra Grande - Baesa Campos Novos - Enercan
Machadinho - Tractebel
Itá - Tractebel
Passo Fundo - Tractebel
Ernestina - CEEE
Passo Real - CEEE
Itaúba - CEEE
Jacuí - CEEE
D. Francisca - DFESA
G. P. Souza COPEL
984 968 741.98
99.93
1235 1371 606.98
99.59
1532 1411 505.97
99.85
1397 1263
1719 1703
1234
129 17 609.79
97.22 3597 2940 479.91
99.34 169 1 594.12
62.62
4463 4233
91 45 489.22
91.87
310 122 324.38
83.28
133 138
190 74
99 127
19 19 843.91
90.70
Bruta Armaz. % MLT no mês até o dia
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 - FCE 4515 4469
V = 2643
100.00 324.60
79.83
396.55 93.78
549.40 109.29
% partic. Armazen.
Submercado
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
Rio
Toc
antin
s
Rio
São
Fra
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co
Rio
Par
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Rio
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uitin
honh
a
Rio
Par
acat
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Rio
Pre
to
Rio
Par
agua
çu
Rio
Ji-P
aran
a
Rio
Jam
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Rio
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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
Bruta Armaz. % MLT no mês até o dia
Energia Natural Afluente ENA do dia % da MLT
% Armaz. Bacia
% partic. Armazen.
Submercado Bacia
Bruta Armaz. % 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 2.884 100 100
% % 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 Tractebel 612
612 V = 87
Samuel Eletronorte
41 230 86.73
84.57 Estreito Tractebel
1425 1425
155.87
211.80 36.78
332.73 90.49
Jirau Enersus
Sto Antônio Sto Antônio Energia
Rondon II Eletrogoes
Dardanelos Águas de Pedra
Guaporé Tangará Energia
6490 6490
V = 4706
27 27
V = 3
44 60
87 87
109.55 83.68
70.15
V = 33 137.52
% partic. Armazen.
Submercado
Balbina Eletrobras - Amazonas Energia
475 754
50.77 94.53
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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
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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
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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
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.