OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS
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Relatório ons 09-08-2013

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Confira como o Nordeste em agosto vem exportando pela primeira vez energia para o Sudeste

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Relatório ons 09-08-2013

  1. 1. 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) (***)
  2. 2. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 2 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados 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 3.533 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 % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia MWmedENAEnergia Afluente 20.799 40,1 -64 -0,1 1.875 54 54 %MWmês Desvio dia anterior %MWmêsNo dia Energia Armazenada % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia MWmedENAEnergia Afluente 15.299 146 124 18.228 91,7 31 0,1 %MWmês Desvio dia anterior %MWmêsNo dia Energia Armazenada % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia MWmedENAEnergia Afluente 21.698 128 127 120.011 59,5 -410 -0,2 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 10.614 10.329 Programado VerificadoLEGENDA: (*) ITAIPU Binacional 3.858 (***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1128 MW)
  3. 3. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 3 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 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 (%) (*) Carga = Consumo + Perdas 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
  4. 4. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 4 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 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. Intercâmbio Internacional 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. 5. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 5 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados 5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A 5.1 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo I Usinas 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
  6. 6. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 6 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**) 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%
  7. 7. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 7 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados 5.2 - Valores de Média Diária das Usinas Térmicas Tipo II-A Usinas Razão do Capacidade(*) 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 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%
  8. 8. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - Pag. 8 Elaborado a partir de dados não consistidos de uso operacional interno. Os dados consolidados constarão do Boletim Diário da Operação, SITE www.ons.org.br, a partir das 14 horas, exceto sábados, domingos e feriados 5.5 - Principais diferenças entre as Capacidades Instaladas e Disponibilidade 5.5.1 - Por Manutenção Usinas Capacidade Instalada 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 640 480 160 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 Instalada Disponível Diferença 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
  9. 9. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 5.5.5 - Totais Capacidade Instalada Disponível Diferença 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
  10. 10. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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.
  11. 11. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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,
  12. 12. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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.
  13. 13. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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 6.240 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
  14. 14. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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
  15. 15. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 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
  16. 16. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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 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. % MLT no mês até o dia Energia Natural Afluente 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 Geração Hidráulica no dia 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
  17. 17. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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 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. % 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 54 55 55 Parnaíba 4.7 77.3 97 99 99 %%MW med Geração Hidráulica no dia 3.603 3.157100 100 %%MW med Geração Hidráulica no dia 3.394 97 3.363 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 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
  18. 18. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 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
  19. 19. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 9.2 - 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
  20. 20. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 9.3 - 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
  21. 21. OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 09/08/2013 ( Sexta-feira ) - 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 9.4 - 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.

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