IPDO-01-01-2016

OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS/CNOS

INFORMATIVO PRELIMINAR DIÁRIO DA OPERAÇÃO DO DIA 01/01/2016 ( 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

Sexta-feira, 01 de Janeiro de 2016

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

51.055 51.658

31.131

7.582 8.057

51.055 51.658

1.990 1.991

60,26

15,60

3,85

4.517 8.468

2.349

2.644

8.057

8.274 8.461 16,38

1.792

5.537

15.447

0 0

(*)

Norte Nordeste

Itaipu Binacional Sudeste/Centro-Oeste

Interc. Internacional

Sul 31.021

11.248

7.652

525

(**) Este valor inclui toda a carga dos estados de Acre e Rondônia (473 MW) nesse dia.

% Eólica 2.656 2.018 3,91

Eólica 1.537

Eólica 481

30.553

(**)

Produção Termo 2.041

-684 1.938

2.622

4.602

0




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 por Submercados

Uruguaiana


MWmês

MWmês

4.517 4.835 8.468 8.211

4.296 4.619 3.286 3.438 7.582 8.057

4,11 4,70 8,79

6,06 5,39

14,98

35,43 8,13 4,57

29,65

28,10

1,20 25,80

(***) % da MLT bruta até o dia

0 0

0

(***) (***)

(***)

(***)

(**)

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 dos estados de Acre e Rondônia (473 MW) nesse dia.

3,53 %

1,10 %

ENA 1.655 MWmed 16 16

Energia Armazenada No dia Desvio dia anterior

2.317 15,4

-4 0,0 %

% 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

2.663 5,1

-5 -0,1

3.320 24 23


% MWmês No dia

Energia Armazenada % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia

MWmed ENA Energia Afluente 22.979 315 129

19.582 98,1

-48 -0,3


% MWmês No dia

Energia Armazenada % MLT armazenável no mês até o dia % MLT bruta no mês até o dia

MWmed ENA Energia Afluente 50.405 80 52

60.659 29,9

175 0,1

Produção (MWmed/dia) Hidro Termo Eólica Total

Hidro Termo Eólica Total

Produção (MWmed/dia)

Hidro Termo Nuclear Total



Energia Afluente

8.057 7.582

Programado Verificado LEGENDA:

(*)

ITAIPU Binacional

1.938 -684

2.622

4.602

2.049

-888 1.161

3.824

1.792 1.902 2.041 2.045 3.833 3.947

2.644 2.685 2.349 2.303 1.537 2.062 6.530 7.050

15.447 15.750 3.546 3.440 1.991 1.990

20.984 21.180

11.248 10.216 525 486

12.254 11.296 481 594

Melo

31.021 30.537

7.652 7.472

0 0 0 0

0 0




4 - Destaques da Operação * % da MLT bruta até o dia

As variações percentuais das ENA regionais em relação aos valores

verificados ao final de dezembro/2015 devem-se à mudança de referência

da MLT do mês de dezembro/2015 para a do mês de janeiro/2016. Os

valores apresentados correspondem ao primeiro dia de janeiro/2016,

devendo-se aguardar o transcurso da semana para que as afluências

possam ser melhor caracterizadas, considerando-se a MLT de referência

para o mês de janeiro/2016.

* CARGA E PRODUÇÃO DE ENERGIA POR SUBMERCADO

Submercado Sul:

A geração hidráulica foi superior ao valor programado para

otimização energética do submercado Sul e devido à carga acima da

prevista nos submercados Sul, Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste.

A geração térmica foi superior ao valor programado (ver itens 5 e

6).

A geração eólica foi inferior ao valor previsto em face de condições

desfavoráveis de vento.

Submercado Sudeste/Centro-Oeste:

A geração hidráulica foi inferior ao valor programado, notadamente

no período de carga leve, devido ao maior recebimento de energia

proveniente do submercado Sul em função da otimização energética

daquele submercado, conforme relato anterior.

A geração total de Itaipu foi superior ao valor programado para

otimização energética.


6).

A geração nuclear não apresentou desvio significativo em relação ao

valor programado.

A carga foi superior ao valor previsto.

Submercado Nordeste:

A geração hidráulica não apresentou desvio significativo em relação

ao valor programado.


6).

3 - Variação de Energia Armazenada

Energia Armazenada Sul SE/CO NE Norte

Capacidade Máxima (MWmês)

Variação em relação dia anterior (%)

Variação acumulada mensal (%)

Armazenamento ao final do dia (MWmês)

Armazenamento ao final do dia (%)

19.958 202.862 15.041 51.809

19.582 60.659 2.317 2.663

98,1 29,9 15,4 5,1

-0,3 0,1 0,0 -0,1

-0,3 0,1 0,0 -0,1




A geração eólica foi inferior ao valor previsto em face de condições

desfavoráveis de vento.

A carga foi superior ao valor previsto.

Submercado Norte:

A geração hidráulica foi inferior ao valor programado devido à carga

abaixo da prevista.

A geração térmica não apresentou desvio significativo em relação 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 para otimização energética do submercado Sul e devido à

carga acima da prevista nos submercados Sudeste/Centro-Oeste e

Nordeste.

Intercâmbio de Energia para o Submercado Nordeste

O intercâmbio de energia para o submercado Nordeste foi superior ao

valor programado devido à geração eólica inferior e à carga acima dos

valores previstos neste submercado.

Intercâmbio de Energia para o Submercado Norte

O intercâmbio de energia para o submercado Norte foi inferior ao

valor programado devido à carga abaixo da prevista neste submercado.

Intercâmbio Internacional

Não houve intercâmbio internacional conforme o 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) À 00h00min foi liberada para a operação comercial, pela ANEEL, a

UG nº 39 (73,29 MW de potência instalada) da UH Santo Antônio (Santo

Antônio Energia S/A), localizada no rio Madeira, no estado de

Rondônia. Esta é a trigésima sexta unidade geradora em operação na

usina e aumenta a disponibilidade de geração do SIN.




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 1350 --- --- (1) Angra I EN 640 640 640 641 --- --- (1) Nortefluminense EN 826 0 0 136 136 100% --- Baixada Fluminense --- 530 525 0 0 --- --- --- Santa Cruz Nova EN 350 350 350 322 -28 -8% --- Do Atlântico IN 490 320 320 399 79 25% (3) Luiz Carlos Prestes --- 386 356 0 0 --- --- (4) Luiz O. R. Melo GE 204 204 204 195 -9 -4% --- Gov. Leonel Brizola IN/EL/GE 1058 952 833 785 -48 -6% --- Juiz de Fora GE 87 78 78 77 -1 -1% (3) B. L. Sobrinho EL/GE 386 220 98 99 1 1% (4) Euzebio Rocha IN/GE 249 217 173 164 -9 -5% (3) Aureliano Chaves EL/GE 226 222 175 172 -3 -2% --- W. Arjona --- 206 150 0 0 --- --- (3) Viana GE 175 174 174 170 -4 -2% (3) Fernando Gasparian --- 576 486 0 0 --- --- (2) Campos GE 30 11 11 11 --- --- (4) Mário Lago EL 923 850 511 507 -4 -1% (2) Cuiabá GE 529 466 466 462 -4 -1% (3) Igarapé --- 131 75 0 0 --- --- (3) Termonorte II EL 340 320 45 47 2 4% --- Palmeiras de Goiás --- 176 0 0 0 --- --- (4) Daia EL 44 38 2 0 -2 -100% (3) Goiânia 2 --- 140 75 0 0 --- --- (3) Caçu-I --- 130 0 0 0 --- --- (2) Ipaussu --- 76 0 0 0 --- --- (3) Rio Acre --- 45 32 0 0 --- --- (3) TOTAL SE / CO 10303 8111 5430 5537 107 2% Legenda: EL - Elétrica EN - Energética IN - Inflexibilidade EX - Exportação TE - Teste GE - Garantia de Suprimento Energético - Res. CNPE 03/2013 PE - Perdas GFOM - Geração Fora de Ordem de Mérito de Custo - Resolução ANEEL 614/2014 GSUB - Geração de substituição - Resolução ANEEL 614/2014 ER - Energia Reposição (1) - Não são comparadas por serem programadas sempre na base (2) - Manutenção em Unidade Geradora (Esta observação refere-se às diferenças entre Capacidade Instalada e Capacidade Disponível) (3) - Restrição Operativa (Esta observação refere-se às diferenças entre Capacidade Instalada e Capacidade Disponível) (4) - Manutenção em Unidade Geradora e Restrição Operativa (Esta observação refere-se às diferenças entre Capacidade Instalada e Capacidade

Disponível) (*) - 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




Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**)

S U L

Candiota III IN 350 210 210 247 37 18% (3) P. Médici IN 383 100 100 101 1 1% (4) J. Lacerda-C --- 363 335 0 0 --- --- (3) J. Lacerda-B IN 262 120 100 101 1 1% (2) J. Lacerda-A IN 232 148 45 46 1 2% (3) Charqueadas IN 72 42 28 27 -1 -4% (3) Figueira --- 20 0 0 0 --- --- (2) Uruguaiana --- 640 0 0 0 --- --- (3) Araucária --- 484 240 0 0 --- --- (4) Sepé Tiaraju --- 262 260 0 0 --- --- ---

TOTAL S 3068 1455 483 522 39 8%

N O R D E S T E

Termopernambuco EN 533 532 532 540 8 2% --- Porto Pecém I EN 720 360 295 371 76 26% --- Porto Pecém II EN 365 365 298 299 1 0% --- Fortaleza EN 347 327 327 328 1 0% --- Rômulo Almeida EN 138 115 97 97 --- --- (3) Termoceará EN 220 73 0 0 --- --- (4) Celso Furtado EN 186 160 160 161 1 1% (3) Pernambuco III EN 200 24 4 4 --- --- (3) Jesus S. Pereira EN 323 318 309 307 -2 -1% --- Maracanau I EN 168 100 18 3 -15 -83% (4) Suape II EN 381 336 76 61 -15 -20% (2) Termocabo EN/GE 50 33 6 6 --- --- (2) Campina Grande EN/GE 169 100 20 17 -3 -15% (3) Termonordeste EN/GE 171 152 30 29 -1 -3% (3) Termoparaiba EN/GE 171 152 30 29 -1 -3% (3) Global I EN/EL/GE 149 108 26 25 -1 -4% (3) Global II EN/EL/GE 149 118 27 27 --- --- (3) Sykué I EL/GE 30 27 27 25 -2 -7% --- Arembepe --- 150 95 0 0 --- --- (3) Muricy GSUB 152 110 13 12 -1 -8% (4) Petrolina --- 136 132 0 0 --- --- --- Camaçari --- 69 0 0 0 --- --- (3) Potiguar III --- 66 58 0 0 --- --- (3) Potiguar --- 53 50 0 0 --- --- --- Pau Ferro I --- 94 94 0 0 --- --- --- Termomanaus --- 143 143 0 0 --- --- ---

TOTAL NE 5333 4082 2295 2341 46 2%




Usinas Razão do Capacidade(*) Média Diária Média Diária Obs. Despacho Instal. Dispon. Prog. Verif. Difer. e Var %(**)

N O R T E

Parnaíba IV EN 56 56 56 53 -3 -5% --- Maranhão IV EN 338 338 338 164 -174 -51% --- Maranhão V EN 338 338 338 0 -338 -100% --- Porto do Itaqui GE 360 360 329 326 -3 -1% --- Nova Venécia GE 176 176 140 136 -4 -3% --- Aparecida IN 166 147 147 136 -11 -7% (3) Geramar 1 GE 166 157 36 34 -2 -6% --- Geramar 2 GE 166 159 36 34 -2 -6% --- Mauá 3 IN 112 100 100 107 7 7% --- Mauá 4 --- 158 0 0 0 --- --- (4) Santana I EL 58 15 15 0 -15 -100% (4) Santana II --- 50 0 0 0 --- --- (4) Jaraqui IN 75 61 61 62 1 2% (3) Tambaqui IN 75 63 63 65 2 3% (3) Manauara IN 67 64 64 64 --- --- --- Ponta Negra IN 66 64 64 66 2 3% --- Cristiano Rocha IN 85 68 68 68 --- --- (2)

Suzano Maranhão IN 254 190 190 217 27 14% (3

Maranhão III TE 506 0 0 509 509 100% ---

TOTAL N 3272 2356 2045 2041 -4 0%

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 0 0 0 --- --- (3) Xavantes --- 54 53 0 0 --- --- --- TOTAL SE 82 53 0 0 0 --- S U L Energia Madeiras GE 4 3 3 3 --- --- (3) TOTAL S 4 3 3 3 0 0% N O R D E S T E Bahia I GSUB 32 28 8 8 --- --- (3) Enguia CE ** --- 95 0 0 0 --- --- --- Enguia PI ** --- 52 0 0 0 --- --- --- TOTAL NE 179 28 8 8 0 0% N O R T E Santarém --- 18 18 0 0 --- --- --- TOTAL N 18 18 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 ---------------------------------------------------------------------------- Gov. Leonel Brizola 519 519 GE 166 214 EL 100 100 IN ---------------------------------------------------------------------------- B. L. Sobrinho 44 43 GE 55 55 EL ---------------------------------------------------------------------------- Euzebio Rocha 76 85 GE 88 88 IN ---------------------------------------------------------------------------- Aureliano Chaves 117 120 GE 55 55 EL ---------------------------------------------------------------------------- Termocabo 1 1 GE 5 5 EN ---------------------------------------------------------------------------- Campina Grande 1 4 GE 16 16 EN ---------------------------------------------------------------------------- Termonordeste 5 6 GE 24 24 EN ---------------------------------------------------------------------------- Termoparaiba 5 6 GE 24 24 EN ---------------------------------------------------------------------------- Global I 4 4 GE 4 5 EL 17 17 EN ---------------------------------------------------------------------------- Global II 5 5 GE 4 4 EL 18 18 EN ---------------------------------------------------------------------------- Sykué I 5 5 GE 20 22 EL 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 10385 8164 5430 5537 107 2% SUL 3072 1458 486 525 39 8% NORDESTE 5512 4110 2303 2349 46 2% NORTE 3290 2374 2045 2041 -4 0% TOTAL SIN 22259 16106 10264 10452 188 2%




5.5 - Principais diferenças entre as Capacidades Instaladas e Disponibilidade 5.5.1 - Por Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Fernando Gasparian 576 486 90 Mário Lago 923 850 73 Caçu-I 130 0 130 J. Lacerda-B 262 120 142 Figueira 20 0 20 Suape II 381 336 45 Termocabo 50 33 17 Cristiano Rocha 85 68 17 Total 2427 1893 534 5.5.2 - Por Restrição Operativa Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença Juiz de Fora 87 78 9 Euzebio Rocha 249 217 32 W. Arjona 206 150 56 Viana 175 174 1 Cuiabá 529 466 63 Igarapé 131 75 56 Daia 44 38 6 Goiânia 2 140 75 65 Ipaussu 76 0 76 Rio Acre 45 32 13 Do Atlântico 490 320 170 Cocal 28 0 28 Candiota III 350 210 140 Uruguaiana 640 0 640 J. Lacerda-C 363 335 28 J. Lacerda-A 232 148 84 Charqueadas 72 42 30 Energia Madeiras 4 3 1 Campina Grande 169 100 69 Termonordeste 171 152 19 Termoparaiba 171 152 19 Global I 149 108 41 Global II 149 118 31 Arembepe 150 95 55 Potiguar III 66 58 8 Rômulo Almeida 138 115 23 Celso Furtado 186 160 26 Pernambuco III 200 24 176

Bahia I 32 28 4 Jaraqui 75 61 14 Tambaqui 75 63 12 Suzano Maranhão 254 190 64 Aparecida 166 147 19 Total 6012 3934 2078




5.5.3 - Por Restrição Operativa e Manutenção Usinas Capacidade Instalada Disponível Diferença B. L. Sobrinho 386 220 166 Campos 30 11 19 Palmeiras de Goiás 176 0 176 Luiz Carlos Prestes 386 356 30 Araucária 484 240 244 P. Médici 383 100 283 Maracanau I 168 100 68 Muricy 152 110 42 Termoceará 220 73 147 Mauá 4 158 0 158 Santana I 58 15 43 Santana II 50 0 50 Total 2651 1225 1426 5.5.4 - Totais Capacidade Instalada Disponível Diferença Por Manutenção 2427 1893 534 Por Restrição Operativa 6012 3934 2078 Por Restrição Operativa e Manutenção 2651 1225 1426 Demais Restrições Agregadas 11100 9054 2046 Total 22190 16106 6084 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 Camaçari 347 69 278 Nutepa 24 0 24 Pie-RP 30 0 30 Piratininga 200 0 200 Santa Cruz 436 0 436 São Jerônimo 20 20 0 P. Médici 446 383 63 Santa Cruz Nova 500 350 150 Total 2069 822 1247




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 UT Nortefluminense (NORTE FLUMINENSE) gerou da 12h00min à 24h00min

devido ao retorno antecipado de suas unidades geradoras.

A UT Santa Cruz Nova (Eletrobras Furnas) gerou abaixo do programado

durante o dia todo devido ao menor rendimento de suas unidades

geradoras.

A UT Do Atlântico (ThyssenKrupp CSA Siderúrgica do Atlântico Ltda)

gerou acima do programado durante todo o dia devido à maior

disponibilidade de combustível oriundo do processo interno da planta.

A UT Luiz O.R. Melo (Linhares Energia Ltda) gerou abaixo do programado

ao longo do dia devido à indisponibilidade e ao menor rendimento de

unidades geradoras.

A UT Gov. Leonel Brizola (PETROBRAS) gerou abaixo do programado devido

ao menor rendimento de suas unidades geradoras da 00h00min às 06h00min

e por solicitação do ONS para controle de carregamento na

transformação 500/345 kV da subestação Adrianópolis (Eletrobras

Furnas) das 20h30min às 24h00min.

A UT Juiz de Fora (PETROBRAS) gerou acima do programado da 01h30min

às 19h00min, por solicitação do ONS, para controle de carregamento na

transformação 500/345 kV da subestação Adrianópolis (Eletrobras

Furnas).

A UT Euzébio Rocha (PETROBRAS) gerou abaixo do programado devido ao

menor rendimento de suas unidades geradoras da 00h00min às 06h00min.

A UT Daia (ENGEBRA) não gerou devido folga no carregamento da LT 230

kV Pirineus/Xavantes C1.

A UT Candiota III (Eletrobras CGTEE) gerou acima do programado das

10h30min às 24h00min devido ao retorno antecipado do moinho B.

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 da 00h00min às 08h01min devido atraso no processo de

redução de geração da UG nº 2.

A UT Maracanau I (Maracanaú Geradora de Energia S.A.) gerou abaixo do

programado devido à indisponibilidade de unidades geradoras das

19h00min às 24h00min.




A UT Suape II (ENERGÉTICA SUAPE II S.A.) gerou abaixo do programado ao

longo do dia devido à indisponibilidade de unidades geradoras.

A UT Maranhão IV (PARNAÍBA GERAÇÃO DE ENERGIA S.A.) gerou abaixo do

programado e a UT Maranhão V (PARNAÍBA GERAÇÃO DE ENERGIA S.A.) não

gerou devido à realocação, em tempo real, da disponibilidade de

combustível em face de testes de comissionamento na UT Maranhão III.

A UT Aparecida (Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A.) gerou

abaixo do programado ao longo do dia devido ao menor rendimento de

suas unidades geradoras.

A UT Mauá 3 (Amazonas Geração e Transmissão de Energia S.A) gerou

acima do programado durante o dia todo devido ao maior rendimento de

suas unidades geradoras.

A UT Santana I (Eletrobras Eletronorte) não gerou devido à

indisponibilidade de combustível.

A UT Suzano Maranhão (Suzano Papel e Celulose SA) gerou acima do

programado durante todo o dia devido à maior disponibilidade de

combustível oriundo do processo interno da planta.

A UT Maranhão III (PARNAÍBA GERAÇÃO DE ENERGIA S.A.) gerou para a

realização de testes de comissionamento de sua unidade geradora.

* INFORMAÇÕES ADICIONAIS

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 30/04/2019 e 31/05/2019, respectivamente, conforme consta no

relatório SFG/ANEEL de Acompanhamento das Centrais Geradoras

Termelétricas, emitido em agosto de 2015.

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 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 sejam

restabelecidas as condições operativas.

Na UT P. Médici (ELETROBRAS CGTEE) a unidade geradora nº 1 está com

operação suspensa a partir de 02/12/2013 conforme despacho da ANEEL nº

4094 de 29/11/2013. A partir do dia 11/07/2014, conforme despacho da

ANEEL nº 2624 a unidade geradora nº2 também está com operação suspensa

temporariamente até que sejam restabelecidas as condições operativas.

A UT Alegrete (TRACTEBEL), com duas unidades geradoras a óleo, está

com a outorga revogada a partir de 25/02/2014 conforme despacho da

ANEEL nº 4567/2014.




Na UT São Jerônimo (ELETROBRAS CGTEE) as unidades nº2 e nº3 estão com

a operação suspensa a partir do dia 11/07/2014, conforme despacho da

ANEEL nº2623, até que sejam restabelecidas as condições operativas.

A UT Nutepa (ELETROBRAS CGTEE), com três unidades geradoras a óleo,

está com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 3970 de

06/10/2011.

Na UT Camaçari (Chesf), as unidades geradoras nº1, nº2, nº4 e nº5

estão com a operação suspensa conforme despacho da ANEEL nº 4.792 de

15/12/2014.




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) Uruguai (Melo) 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 no dia (


Submercado Verificada no Dia Máxima Histórica

SUL

SUDESTE - CO

NORTE NORDESTE

SIN

5.067

9.798

60.805

às às

às

às

às

21h 10 21h 13

23h 20

22h 46

21h 12

min

min

min

min

min em em

em

em

em

21h 12 min )

17.971 51.894

6.492 12.473

85.708

06/02/2014 21/01/2015

21/10/2015 03/12/2015

05/02/2014

36.716

9.547

36.435 9.501

2.516 0

1.319

2.737

12.152

20.227

2.806

587

3.810 1.981

4.892

9.690

36.723

9.500

1.781

735 0

0

0 0

0

0

3.974

-767

2.003

2.770

5.147 4.354 9.501

9.501

60.805

3.169

10.372 1.981




Rio

Co

rum

bá

Rio

Para

na

íba

Rio

Ara

gu

ari

Rio

Gra

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Rio

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C

laro

Rio

V

erd

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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 Furnas

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

162 186

578.30 23.69

604 175 503.83

24.27

290 376

1010 686 395.60

44.28

154 131 786.49

16.87

273 153 635.23

30.93

212 195

695.04 67.07

70 95 905.70

34.94

110 111

696 595

757.57 30.53

598 494 658.80

37.86

522 304

314 307

399 356

377 240

391 343

976 571 441.50

63.97

958 207 379.19

52.63

100 21 844.01

44.93

129 127

130 130

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 = 4

V = 8

Rio Paraná

189 185

G.Amorim Consórcio G.Amorim

Sá Carvalho CEMIG

Risoleta Neves Cons. Candonga

P.Estrela Cons. P.Estrela

S. Grande CEMIG

Mascarenhas Escelsa

23 24

21 20

33 31

30 45

254.26 61.78

67 69

V = 69

247 257

V = 257

Aimorés CEMIG

260 260

V = 260

Corumbá IV Corumbá Concessões

Amador Aguiar 1 Cons. C. Branco

47 65

V = 12 838.38

212 216

22.90

Espora Espora Energética

74 58 581.58

64.26

Amador Aguiar 2 Cons. C. Branco

218 218

Corumbá III CEC III

Baguari 188 190

V = 190

97 97

V = 19

768.38 8.49

S. do Facão SEFAC

742.86 34.36

45 93

Caçu Gerdau

Barra dos Coqueiros Gerdau

JLMG Pereira F.R. Claro

164 162 475.51

24.57

169 158 446.38

18.16

164 154

Batalha Furnas

Salto Rio Verde Energia

Salto Rio Verdinho Cia Bras de Aluminio

252 212

178 199

38 31 789.63

21.00




Rio

Tie

tê

Rio

Gu

ara

pir

an

ga

Rio

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an

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Rio

Para

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Rio

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es

Rio

Pir

aí

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 Tijoá

Jurumirim Duke GP

Piraju CBA

Chavantes Duke GP

Ourinhos CBA

S.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

I. dos Pombos LIGHT

Jaguari CESP

Sobragi CEMIG

93 93 744.91

83.93

27 45 735.59

85.72

168 168 711.50

41.73

1056 1087 449.27

74.76

1291 1284

1389 1440

1696 1087 383.82

95.53

1308 1100

1464 102 322.87

0.00

547 746 566.91

84.90

1385 1699 472.91

85.90

2086 2074

2125 2171

2309 2326

5325 5973 333.33

93.37

6483 6407

6816 7333

2470 2580 4072

7033 7509

20850 18960

16 4

608.31 19.29

48 46

25 25 697.27

10.50

34 30 607.06

8.37

122 111

458.53 54.82

124 36

207 231

8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN 8.2 - Bacias Tietê, Paranapanema, Paraná e Paraíba do Sul

V = 113

V = 374

V = 509

V = 754

V = 402

V = 1196

V = 1676

V = 1792

V = 4569

V = 3614

V = 203 V = 9429

V = 36

Rio Paraná

Canal P. Barreto

30.5 10.0 17.8 0.0 2.5 20.6

0.0 88.5 82.9 35.9 49

140 294 119 50

49 123 44 76 50 50

119 294 140 49 34 34 34 24.7 31.8

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 % % 1.688 1.874 7 8 1.379 1.185 2.270

10.841 501

6 5

46 2

1.401 857

2.429 10.455

463

6 4

10 45 2

10

220.23

MW med Verficada Programada

767 767

V = 419

1877 1876

V = 1876

Picada C.P. Metais

23 22

101.64

Mauá C. Cruzeiro do Sul

813 813

V = 469 634.97

99.63

321.75 0.00

Simplicio FURNAS

% partic. Armazen.

Submercado

78 78

165 92

V = 92

Anta FURNAS

V = 5500

V = 28

5 5 754.04

0.00

3442

Lajes - LIGHT

Tocos LIGHT

Fontes LIGHT

Vigário LIGHT

Santana LIGHT

N.Peçanha LIGHT

P. Passos LIGHT

16 10 411.75

79.02

3 0 444.00

28.46

21 21

54 54

63 71

398.10 68.15

363.36 86.78

V = 1766

(*)

(*) - Interligação normalmente interrompida através de comportas




R

io

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Rio

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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

1588 1824 741.33

97.61

2348 2558

606.97 99.38

2986 3179 505.85

99.24

3398 3334

4572 4413

5571

217 91 610.29

103.90

1288 1396 479.59

96.98 139 70 597.97

99.68

2074 2074

74 91 489.85

110.86

616 918 326.01

93.48

921 921

1120 1123

1196 1212

41 39 844.82

98.50

Bruta Armaz. % MLT no mês até o dia


% Armaz. Bacia

Bacia

Iguaçu 50.7 98.3 294 96 294 Jacuí 15.4 94.4 376 92 376 Uruguai 30.6 99.7 358 190 358 Capivari 1.9 98.4 164 164 164

V = 1016

V = 1336

V = 2457

V = 1690

V = 2461

V = 81

V = 1086 V = 33

V = 1043

V = 77

V = 524

V = 715

V = 502

V = 880

Rio Paraná

% % MW med


4.955 1.285 3.263

245

4.643 1.296 2.677

248

51 13 33 3

52 15 30 3

Desvio Jordão

Trecho Internacional sem usinas sob coordenação do ONS

MW med Verificada Programada

369.81

Quebra Queixo CEC

165 162

V = 47

Monte Claro CERAN

354 361

V = 20

803 545

V = 352 647.08 100.33

Fundão ELEJOR

202 202

V = 50

525 525

V = 178 660.00 100.00

Castro Alves CERAN

215 218

V = 43

14 Julho CERAN

377 386

V = 31

Alzir Santos Monel

189 194

V = 51 805.26 102.10

Sta. Clara ELEJOR

180 203

V = 71

Foz do Chapecó FCE

2977 3270

V = 1858

96.62

324.90 94.96

396.73 96.26

549.20 104.65

% partic. Armazen.

Submercado

505 476

705.18 V = 37

Garibaldi Rio Canoas




Rio

Ji-

Para

na

Rio

Jam

ari

Rio

Ari

pu

an

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Rio

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Rio

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T

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s

Rio

Jari

Rio

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ca

nti

ns

8.4 - Bacia do Tocantins, do Amazonas e Araguari 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN



% Armaz. Bacia

% partic. Armazen.

Submercado Bacia

% % MW med



Samuel Eletronorte 165

208 75.27

0.00

Jirau - ESBR

Sto Antônio Sto Antônio Energia

Rondon II Eletrogoes

Dardanelos Águas de Pedra

Guaporé Tangará Energia

15772 15277

V = 8348

15002 15002

V = 7029

34 34

106 95

72 72

V = 38

Balbina Eletrobras Amazonas Energia 32

361 45.16

0.00

Sto Antônio Jari ECE Participaçoes S.A.

F. Gomes F. Gomes S.A.

156 59

V = 59

127 45

V = 45

Coaracy Nunes Eletronorte

174 135

Teles Pires 971 971

V = 971

Amazonas 0.40 0.90 61 31 61 73 72 5 5

421 421

461 445

519 587

2261 2962

798 409

433 587

V = 86

1709 1146

15.30 58.08

Tucuruí Eletronorte

Estreito Tractebel

Lajeado Investco

40.54 261.85

Peixe Angical Enerpeixe

São Salvador Tractebel

Cana Brava Tractebel

12.90 427.32

Consórcio Serra da Mesa S.A.

Serra da Mesa

Inclui usinas do Norte e Sudeste/Centro-Oeste

95 1.404 95 1.418 17 17 17 13.10 97.80 Tocantins (*1)

(*1)




Rio

São

Fra

ncis

co

Rio

Parn

aíb

a

Rio

Je

qu

itin

ho

nh

a

Rio

Para

catu

Rio

Pre

to

Rio

Para

gu

açu

8.5 - Bacia do São Francisco, Parnaíba, Jequitinhonha e Paraguaçu 8 - Afluência e Defluência das Principais Usinas Integrantes do SIN

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

260 357 551.98

6.92

940 940 381.04

2.19

880 855

299.79 13.92

855 25 825

825

25 0

825 919

205 240 298.41

5.75


Energia Natural Afluente

ENA do dia % da MLT

% Armaz. Bacia

Bacia

São Francisco 91.2 24 24 24 Parnaíba 8.8 5.3 34 34 34

% % MW med


2.432 91

2.524 91

96 97 4 3


(*2)

(*2) Inclui usinas do Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste

51 59

V = 35

Itapebi Itapebi S.A.

10 12 819.02

30.25

Queimado CBQ

4.8

Pedra do Cavalo Votorantin Ltda 2

3 V = 1 Irapé CEMIG

20 51 475.61

8.28

% partic. Armazen.

Submercado

112.05 73.27




9.1 - Sul

9 - Acompanhamento dos Armazenamentos por Submercado

9.2 - Sudeste




9.3 - Nordeste

9 - Acompanhamento dos Armazenamentos por Submercado

9.4 - Norte

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