Produção Sudeste/Centro-Oeste

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1 1 - Balanço de Energia LEGENDA: Verificado Programado SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MWmed Produção Hidro Nacional Itaipu Binacional Termo Nuclear Termo Convencional Eólica ,86 % 19,13 % 2,99 % 14,57 %,45 % Total SIN Intercâmbio Internacional Carga (*) , % Produção e Carga por Submercados e Intercâmbios Verificados - MWmed. Norte Produção Hidro Produção Termo Carga (*) (***) 5.24 Itaipu Binacional Interc. Internacional Produção Hidro Produção Termo Eólica 87 Carga (*) Sul Produção Nordeste Hidro Produção Termo 1.28 Eólica 19 Carga (*) 9.49 Produção Sudeste/Centro-Oeste Hidro Produção Termo Carga (*) (**) (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (66 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (636 MW) nesse dia. (***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1.42 MW) Interc Internacional Sul Nordeste Sudeste/Centro-Oeste INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA dd/mm/aaaa ( Dia da Semana ) - Pag

2 2 - Balanço de Energia Detalhado LEGENDA: Verificado Programado NORTE NORDESTE Produção (MWmed/dia) Produção (MWmed/dia) Hidro 6,94 % Hidro 6,42 % Termo 2,1 % Termo 2,8 % Total 9, % Eólica,31 % Total % Carga (MWmed) (*) (***) , Carga (MWmed) (*) Energia Afluente ENA 2.25 MWmed Energia Afluente ENA 2.31 MWmed 96 % MLT bruta no mês até o dia 6 % MLT bruta no mês até o dia 95 % MLT armazenável no mês até o dia 6 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia MWmês 9,4 % Energia Armazenada Desvio dia anterior No dia 23.6 % -52 MWmês -,3% Desvio dia anterior MWmês 44,4-69 MWmês -,1 % ITAIPU Binacional Produção para o Brasil (MWmed) 5 Hz Hz Total Intercâmbio Internacional (MWmed) Paraguai Import. Export. Acaray Uruguai Rivera Argentina Garabi I Garabi II Uruguaiana TOTAL SUL Produção (MWmed/dia) Hidro 16,68 % Termo 2,65 % Eólica,14 % Total 19,47 % Carga (MWmed) (*) Energia Afluente ENA MWmed 174 % MLT bruta no mês até o dia 12 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia MWmês 86,6 % Desvio dia anterior -52 MWmês -,3% SUDESTE/CENTRO-OESTE Produção (MWmed/dia) Hidro 32,82 % Termo 7,78 % Nuclear 2,99 % Total 43,59 % Carga (MWmed) (*) (**) Energia Afluente ENA MWmed 168 % MLT bruta no mês até o dia 139 % MLT armazenável no mês até o dia Energia Armazenada No dia MWmês 62,7 % Desvio dia anterior -339 MWmês -,2 % (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (66 MW), assim como a carga dos estados de Acre e Rondônia (636 MW)nesse dia. (***) Este valor inclui a carga da região metropolitana de Manaus (1.42 MW) INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 2

3 3 - Variação de Carga e Energia Armazenada Carga (*) 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 (%) Variação no mês/previsão mensal PMO (%) Sul SE/CO Norte NE (**) ,9-1,4 (***) -2,1-2,1-3, (***) (**) ,1-6, 3,5-4,7-1,2 (***) -1,9-5,8-7,1-4,5 Energia Armazenada Sul SE/CO Norte NE Norte Tucurui Capacidade Máxima (MWmês) Armazenamento ao final do dia (MWmês) Armazenamento ao final do dia (%) Variação em relação dia anterior (%) Variação acumulada mensal (%) Diferença em relação à Curva Aversão (%) ,6 62,7 9,4 95,4 44,4 -,3 -,2 -,3 -,1 -,5 5,8-1,1-3,2-3,8-2,1 56,6 15,2 (***) ,5 (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Estes valores incluem toda a carga de Mato Grosso do Sul (***) Ver item Destaques da Operação * CARGA E PRODUÇÃO DE ENERGIA POR SUBMERCADO Submercado Sul: 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 inferior ao valor previsto. Submercado Sudeste/Centro-Oeste: As gerações hidráulica e total de Itaipu foram superiores aos valores programados devido à carga acima da prevista e ao maior envio de energia ao submercado Nordeste. A geração térmica foi superior ao valor programado (ver itens 5 e 6). A geração nuclear não apresentou desvio significativo em relação ao valor programado. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 3

4 Submercado Nordeste: A geração hidráulica foi superior ao valor programado devido à geração térmica ter sido 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 não apresentou desvio significativo em relação ao valor previsto. Submercado Norte: A geração hidráulica foi superior ao valor programado devido à carga acima da prevista. A geração térmica foi 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 superior ao valor programado devido à carga acima da prevista no submercado Sudeste/Centro-Oeste. Intercâmbio de Energia para o Submercado Nordeste O intercâmbio de energia para o submercado Nordeste foi superior ao valor programado devido à menor disponibilidade de geração térmica neste submercado. Intercâmbio de Energia do Submercado Norte O intercâmbio de energia do submercado Norte foi inferior ao valor programado devido à menor disponibilidade de geração térmica neste submercado. 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 Nada a relatar. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 4

5 5 - Gerações Térmicas das Usinas Tipo I e Tipo II-A 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 (1) Angra I EN (3) Nortefluminense EN/GE % --- Santa Cruz Nova Luiz Carlos Prestes GE % --- Do Atlântico IN % (3) Gov. Leonel Brizola IN/GE Linhares EN % --- Juiz de Fora GE B. L. Sobrinho GE Euzebio Rocha IN/GE % (3) Aureliano Chaves GE % --- Fernando Gasparian GE % (2) Mário Lago GE/EL % --- Cuiabá GSUB/GE Termonorte II EL % --- Viana Igarapé IN (2) Daia Palmeiras de Goiás Goiânia Sol IN % --- Caçu-I IN % (3) Ipaussu IN % (3) Rio Acre TOTAL SE / CO % Legenda: EL - Elétrica EN - Energética IN - Inflexibilidade EX - Exportação TE - Teste GE - Garantia de Suprimento Energético - Res. CNPE 8/7 e Procedimento Operativo de Curto Prazo - Res. ANEEL 351/9 PE - Perdas GFOM - Geração Fora de Ordem de Mérito de Custo - Resolução ANEEL 272/27 GSUB - Geração de substituição - Resolução ANEEL 272/27 ER - Energia Reposição UC - Ultrapassagem da CAR - Resolução CNPE 8 de 2/12/27 (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 * 1 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 5

6 Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**) S U L Candiota III EN % --- P. Médici IN % (4) J. Lacerda-C IN % --- J. Lacerda-B IN % --- J. Lacerda-A IN % (3) Charqueadas IN % (3) São Jerônimo IN % (4) Araucária GE % --- Figueira Sepé Tiaraju Uruguaiana TOTAL S % N O R D E S T E Termopernambuco EN Porto Pecém I EN % --- Fortaleza EN % --- Celso Furtado GE % (3) Termoceará GE % (3) Rômulo Almeida GE % (4) Jesus S. Pereira GE % (2) Maracanau I Termocabo Termonordeste Termoparaiba IN Global I Global II Campina Grande Suape II IN Camaçari Camaçari Muricy Camaçary Polo Petrolina Potiguar III Potiguar Pau Ferro I Termomanaus Porto Pecém II TE TOTAL NE % N O R T E Maranhão IV EN % --- Maranhão V EN % --- Porto do Itaqui EN % --- Geramar Geramar Jaraqui Tambaqui % --- Manauara % --- Ponta Negra % --- Cristiano Rocha % --- Mauá % --- Aparecida % --- TOTAL N % INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 6

7 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 Xavantes TOTAL SE % S U L Energia Madeiras GE (3) TOTAL S % N O R D E S T E Enguia CE ** Enguia PI ** Bahia I TOTAL NE (**) 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 Usinas com mais de uma razão de despacho (Tipo I e II-A) - Médias Diárias Usinas Média Diária Razão do Verificada Programada Despacho Nortefluminense 7 7 EN GE Gov. Leonel Brizola IN GE Euzebio Rocha IN GE Mário Lago GE 127 EL Cuiabá 9 9 GSUB GE 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 % SUL % NORDESTE % NORTE % TOTAL SIN % INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 7

8 5.5 - Principais diferenças entre as Capacidades Instaladas e Disponibilidade Por Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Fernando Gasparian Igarapé Jesus S. Pereira Total Por Restrição Operativa Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Euzebio Rocha Angra I Caçu-I Ipaussu Do Atlântico J. Lacerda-A Charqueadas Energia Madeiras Celso Furtado Termoceará Total Por Restrição Operativa e Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença P. Médici São Jerônimo Rômulo Almeida Total Totais Capacidade Instalada Disponível Diferença Por Manutenção Por Restrição Operativa Por Restrição Operativa e Manutenção Demais Restrições Agregadas Total INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 8

9 5.6 - Diferença entre capacidade instalada e autorizada - Usinas com operação comercial suspensa ou em expansão Usinas Capacidade Instalada Autorizada Diferença Alegrete Campos 3 3 Nutepa Pie-RP 3 3 Piratininga 2 2 Santa Cruz W. Arjona Santa Cruz Nova Termonordeste Termoparaiba Total 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 UT Linhares (Linhares Geração S.A.) gerou abaixo do programado ao longo do dia devido à indisponibilidade de unidades geradoras. A UT Mário Lago (PETROBRAS) gerou acima do programado da hmin às 7hmin e das 1h15min às 11h4min visando prover maior confiabilidade no atendimento à carga dos estados Rio de Janeiro e Espírito Santo em função da indisponibilidade do TR-53, 5/345 kv (56 MVA) da SE Adrianópolis (Eletrobras Furnas) desde o dia 29/6/213. O TR-53 tem previsão de retorno para o dia 31/7/213. A UT Igarapé (CEMIG) gerou durante todo o dia devido à declaração de inflexibilidade pelo agente, em tempo real, para ensaios na unidade geradora nº 1. A UT Ipaussu (Barra Bioenergia S.A.) gerou abaixo do programado das 1h2min às 24hmin devido à anormalidade na caldeira da UG nº 2. A UT Candiota III (ELETROBRAS CGTEE) gerou abaixo do programado das 11h4min às 24hmin devido à problemas no transportador de cinza pesada de sua unidade geradora. A UT P. Médici (ELETROBRAS CGTEE) gerou abaixo do programado da hmin às 5h1min e das 21h3min às 24hmin devido à restrição de geração na UG nº 3 em face de problema na esteira de alimentação de carvão. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 9

10 A UT J. Lacerda A (TRACTEBEL) gerou abaixo do programado das 19hmin às 24hmin devido à indisponibilidade da UG nº 2. Previsão de retorno para o dia 19/7/213. A UT Charqueadas (TRACTEBEL) e São Jerônimo (Eletrobrás CGTEE) não geraram das 6h21min às 24hmin devido à indisponibilidade dos conversores de frequência da subestação charqueadas. A UT Porto Pecém I (Pecém Geração de Energia S.A.) não gerou da h5min às 22h41min devido à indisponibilidade da UG n 1. A UT Fortaleza (Central Geradora Termoelétrica Fortaleza S.A.) gerou abaixo do programado da h5min às 2h6min devido à indisponibilidade da UG nº 2. A partir das 2h54min gerou abaixo do programado devido ao menor rendimento de suas unidades geradoras. A UT Rômulo Almeida (PETROBRAS) gerou abaixo do programado das 14h16min às 24hmin devido à indisponibilidade de unidades geradoras. A UT Termoparaíba (EPASA) gerou das 8h45min às 13h16min por declaração de inflexibilidade, por parte do agente, em tempo real, para ajustes de parâmetros na UG n 1G1. A UT Suape II (Energética Suape II S.A.) gerou das 9h3min às 17h7min por declaração de inflexibilidade, por parte do agente, em tempo real, para limpeza do sistema de injeção de combustível de suas unidades geradoras. A UT Porto Pecém II (Pecém Geração de Energia S.A.) gerou da hmin às h5min e das 15h21min às 24hmin para a realização de teste. A UT Porto de Itaqui (Porto de Itaqui Geração de Energia S.A.) gerou abaixo do programado da hmin às 7h31min devido ao processo de elevação de geração para o valor programado, após retorno à operação no dia 15/7/213. Não gerou das 7h32min às 15h3min devido à indisponibilidade da UG nº 1. Das 15h31min às 2h46min gerou abaixo do programado devido ao novo processo de elevação de geração para o valor programado. * 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 12/12/212 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 214, respectivamente, conforme ofício SRG/ANEEL 143/213 de 15/3/213. 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 de 19/1/212. A UT Piratininga (EMAE), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 45 de 11/1/211. A UT Campos (ELETROBRAS FURNAS), com duas unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3977 de 13/12/212. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 1

11 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 135, de 9/4/13, 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 28/3/213, 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 2/5/213 conforme despacho da ANEEL nº 1572 de 17/5/213. A UT Nutepa (ELETROBRAS CGTEE), com três unidades geradoras a óleo, está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 397 de 6/11/211. 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 128/213/DS/SUDEMA, de 16/3/213. Quanto a Aneel, foi prorrogada a operação comercial, por tempo determinado, até o dia 3 de setembro de 2.13, 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, 2.38 de 28/6/213. 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. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 11

12 7 - Demandas Máximas Demanda Máxima do SIN na Ponta de Carga ( 18h 39 min ) SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN - MW Geração hidro Geração Itaipu Geração nuclear Geração termo Geração eólica Intercâmbio internacional Carga (*) NORTE - MW Geração hidro Geração termo Carga (*) NORDESTE - MW 2.38 Geração hidro Geração termo Geração eólica Carga (*) ITAIPU Binacional - MW SUDESTE/CENTRO-OESTE - MW 5 Hz 6 Hz Total Geração hidro Geração nuclear Geração termo Carga (*) (**) 514 INTERCÂMBIOS INTERNACIONAIS - MW Paraguai (ANDE - COPEL) Uruguai (Rivera) Argentina (Garabi) Argentina (Uruguaiana) SUL - MW Geração hidro Geração termo Geração eólica Carga (*) (*) Carga = Consumo + Perdas (**) Este valor inclui toda a carga de Mato Grosso do Sul suprida pela Enersul (754 MW nesse dia) Demandas Máximas Instantâneas do dia por Submercados - MW Submercado Verificada no Dia Máxima Histórica SUL SUDESTE - CO NORTE NORDESTE SIN às às às às às 18h 32 min 18h 39 min 14h 43 min 14h 55 min 18h 39 min em em em em em 1/2/213 18/2/213 12/3/213 13/3/213 18/2/213 INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 12

13 Rio Corumbá Corumbá IV - Corumbá Concessões Corumbá I - Furnas Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN Bacias Paranaíba, Grande e Doce Corumbá III - CEC III Rio Verde Salto - Rio Verde Energia Salto Rio Verdinho - Cia Bras de Aluminio Rio Corrente Rio S. Marcos Batalha - Furnas Serra do Facão SEFAC Rio Claro Espora Espora Energética Rio Paranaíba Emborcação - CEMIG Caçu - Gerdau Barra dos Coqueiros - Gerdau JLMG Pereira - F.R. Claro Energia Rio Araguari Amador Aguiar 1 - Cons. C. Branco Amador Aguiar 2 - Cons. C. Branco Nova Ponte - CEMIG Miranda - CEMIG Itumbiara - Furnas C. Dourada - CDSA São Simão - CEMIG Rio Paraná (A) Rio Grande 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 Rio Pardo Rio Piracicaba Caconde AES-Tietê V = 38 89, xxxx xxxx xxx.xx xx.xx V = xxxx E. Cunha - AES-Tietê A. S. Oliveira - AES-Tietê G.Amorim - Consórcio G.Amorim Sá Carvalho CEMIG V = Nível montante (m) Volume útil (%) Vertimento m³/s Reservatório Usina a fio d'água Rio Doce LEGENDA: Vazão afluente m³/s Vazão defluente m³/s Usinas em construção Estação de bombeamento Rio Sto Antônio S. Grande - CEMIG V = 2 P.Estrela - Cons. P.Estrela Risoleta Neves - Cons. Candonga Baguari Aimorés - CEMIG Mascarenhas - Escelsa INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 13

14 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul Rio Tietê Ponte Nova - EMAE E. de Souza - EMAE V = Barra Bonita AES-Tietê Rio Pinheiros Billings - EMAE (*) Pedreira - EMAE Traição - EMAE Rio Paranapanema Rio Guarapiranga Guarapiranga - EMAE Jurumirim - Duke GP Piraju - CBA Chavantes - Duke GP Rio Paraíba do Sul Paraibuna - CESP S. Branca - LIGHT Funil - Furnas (*) reservatório sem geração, vertendo p/ descarga mínima ou controle de nível Rio Jaguari Jaguari - CESP V = 249 Bariri - AES -Tietê Ibitinga - AES-Tietê Promissão AES-Tietê N. Avanhandava - AES Tietê Canal P. Barreto Três Irmãos CESP (A) I. Solteira - CESP Jupiá - CESP V = P. Primavera CESP V = Ourinhos - CBA Salto Grande - Duke GP Canoas II - Duke GP Canoas I - Duke GP Capivara Duke GP 1726 V = V = 7 Taquaruçu - Duke GP Rosana - Duke GP V = Rio Tibagi Mauá - C. Cruzeiro do Sul ITAIPU S. Cecília - LIGHT V = Rio do Peixe Rio Paraná 52 5 Rio Paraibuna Sobragi - CEMIG Ilha dos Pombos- LIGHT (B) Picada - C.P. Metais Simplicio - FURNAS Bacia Paranaíba Grande Tietê Paranapanema Paraná Paraíba do Sul % partic. Armazen. Submercado % Armaz. Bacia ENA do dia % da MLT Energia Natural Afluente % MLT no mês até o dia Armaz. Bruta Geração Hidráulica no dia Verficada Programada MW med % MW med % INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 14

15 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN Bacias Iguaçu, Uruguai, Jacuí e Capivari Rio Jordão Jordão COPEL V = (B) V = 6 Rio Jacuí 45 Ernestina - CEEE V = Passo Real - CEEE Sta. Clara ELEJOR Fundão ELEJOR Desvio Jordão Jacuí - CEEE Rio Iguaçu G. B. Munhoz - COPEL G. Ney Braga COPEL V = S. Santiago - Tractebel S. Osório - Tractebel Gov. José Richa - COPEL Capanema - Itaipu V = V = 13 Rio Taquari- Antas Campos Novos - Enercan Castro Alves CERAN Monte Claro CERAN Rio Chapecó Rio Canoas Rio Capivari V = Quebra Queixo - CEC V = 76 Rio Uruguai Rio Pelotas Barra Grande - Baesa Machadinho - Tractebel Passo Fundo - Tractebel Itá - Tractebel G. P. Souza 16 COPEL Rio Passo Fundo Alzir Santos - Monel Foz do Chapecó - FCE Trecho Internacional sem usinas sob coordenação do ONS Rio Paraná Itaúba - CEEE D. Francisca - DFESA Julho CERAN Bacia % partic. Armazen. Submercado % Armaz. Bacia Energia Natural Afluente ENA do dia % MLT no mês até o dia % da MLT Armaz. Bruta Iguaçu Jacuí Uruguai Capivari Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 15

16 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN Bacia do Tocantins, São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Amazonas V = Rio Tocantins Lajeado Investco Tucuruí Eletronorte Rio São Francisco Serra da Mesa Três Marias Consórcio Serra CEMIG da Mesa S.A Cana Brava Tractebel Sobradinho CHESF São Salvador 45.3 Tractebel Peixe Angical Enerpeixe Estreito Tractebel Luiz Gonzaga CHESF Apolônio Sales CHESF P.Afonso 1,2,3 CHESF Xingó CHESF Rio Paracatu Rio Parnaíba P.Afonso 4 CHESF Rio Preto Rio Aripuanã B. Esperança CHESF V = 29 Queimado CBQ Rio Comemoração Dardanelos Águas de Pedra Rio Jequitinhonha V = 18 Rio Ji-Parana Irapé CEMIG Itapebi Itapebi S.A Rondon II Eletrogoes Rio Jamari Rio Paraguaçu V = 3 Pedra do Cavalo Votorantin Ltda Rio Guaporé Samuel Eletronorte Rio Madeira Guaporé Tangará Energia V = 9211 Rio Amazonas Jirau Enersus Rio Uatumã Sto Antônio Sto Antônio Energia 7.34 Balbina Eletrobras - Amazonas Energia Bacia % partic. Armazen. Submercado Tocantins (*1) 99.3 Energia Natural Afluente % Armaz. Bacia ENA do dia % MLT no mês até o dia % da MLT Armaz. Bruta Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % % partic. Energia Natural Afluente Bacia Armazen. % Armaz. ENA do dia % MLT no mês até o dia Submercado Bacia % da MLT Armaz. Bruta São Francisco (*2) Parnaíba Geração Hidráulica no dia Verificada Programada MW med % MW med % (*1) (*2) Inclui usinas do Norte e Sudeste/Centro-Oeste Inclui usinas do Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 16

17 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco Sul Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco (*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente do Submercado Sul, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados:. de 1/1/212 até 31/1/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul biênio 211/212, constante da Nota Técnica ONS - NT 127/21 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/21 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/21.. de 1/2/212 até 31/12/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/211, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/1/212.. de 1/1/213 até 29/4/213, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul biênio 213/214, constante da Nota Técnica ONS - NT 17/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3787/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 21/12/212.. a partir de 3/4/213 até 31/12/213, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sul quinquênio 213/217, constante da Nota Técnica ONS - NT 33/213, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.41/213 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/4/213. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 17

18 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco Sudeste/Centro Oeste Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco (*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente do Submercado Sudeste/Centro-Oeste, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados:. de 1/1/212 até 31/1/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 211/212, constante da Nota Técnica ONS - NT 126/21 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/21 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/21.. de 1/2/212 até 3/4/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/211, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/1/212.. de 1/5/212 até 31/8/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 49/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3464/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 4/5/212.. de 1/9/212 até 29/4/213, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 125/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3636/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 3/8/212.. a partir de 3/4/213 até 31/12/213, com a curva de aversão ao risco do Submercado Sudeste/Centro-Oeste quinquênio 213/217, constante da Nota Técnica ONS - NT 33/213, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.41/213 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/4/213. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 18

19 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco Nordeste Curva de Energia Armazenada Verificada Curva de Aversão ao Risco (*) Diferença em relação à curva de aversão (%) (**) Nível mínimo de segurança Nota: A curva de aversão ao risco define os níveis mínimos de armazenamento do reservatório equivalente do Submercado Nordeste, necessários para garantir o abastecimento do correspondente mercado, com segurança, considerando a utilização de todos os recursos disponíveis. Os níveis verificados de armazenamento (em percentual da Energia Armazenada Máxima - % EAR máx.) estão sendo comparados:. de 1/1/212 até 31/1/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 211/212, constante da Nota Técnica ONS- NT 128/21 e autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 2658/21 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/12/21.. de 1/2/212 até 3/4/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 175/211, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3295/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 25/1/212.. de 1/5/212 até 31/8/212, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 49/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3464/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 4/5/212.. de 1/9/212 até 29/4/213, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste biênio 212/213, constante da Nota Técnica ONS - NT 125/212, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 3636/212 publicada no Diário Oficial da União no dia 3/8/212.. a partir de 3/4/213 até 31/12/213, com a curva de aversão ao risco do Submercado Nordeste quinquênio 213/217, constante da Nota Técnica ONS - NT 33/213, autorizada pela Resolução Autorizativa ANEEL nº 4.41/213 publicada no Diário Oficial da União no dia 24/4/213. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 19

20 9 - Acompanhamento dos Armazenamentos em Relação à Curva de Aversão ao Risco Norte Nota: A forma de operação do Submercado Norte implementa uma política de máxima exploração de seus reservatórios, concomitantemente a maximização da capacidade de transmissão desse submercado e de suas interligações, no que tange a importação e exportação de energia com o restante do SIN, visando com isso, à consequente minimização dos custos globais de operação. Assim sendo, ao final do período seco, busca-se atingir o armazenamento mínimo, para o reservatório da UHE de Tucuruí, compatível com a garantia do atendimento do Submercado Norte, no período de ponta de carga, com segurança, qualidade e economicidade adequadas. INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 16/7/213 ( Terça-feira ) - Pag. 2