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PMO de Agosto| Semana Operativa de 03/08/2019 a 09/08/2019

O conteúdo desta publicação foi produzido pelo ONS com base em dados e informações de conhecimento público. É de responsabilidade exclusiva dos agentes e demais interessados a obtenção de outros dados e informações, a realização de análises, estudos e avaliações para f ins de tomada de decisões, definição de estratégias de atuação, assunção de compromissos e obrigações e quaisquer outras finalidades, em qualquer tempo e sob qualquer condição. É proibida a reprodução ou utilização total ou parcial do presente sem a identificação da fonte.

1. APRESENTAÇÃO

Na semana de 27/07 a 02/08/2019 ocorreu chuva fraca isolada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e

Iguaçu. No final da semana ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai e em pontos

isolados do Iguaçu e do Paranapanema.

Na semana de 03/08 a 09/08/2018 deve ocorrer chuva fraca isolada nas bacias dos rios

Paranapanema, Tietê e Grande.

Para a semana operativa de 03/08 a 09/08/2019, houve oferta de energia da República Oriental do

Uruguai e da República da Argentina. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de

agosto de 2018, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do

PMO.

Os valores médios semanais do Custo Marginal de Operação – CMO dos subsistemas do SIN

sofreram as seguintes alterações em relação à semana anterior:

SE/CO e Sul: de R$ 218,91/MWh para R$ 220,08/MWh

NE e Norte: de R$ 154,85/MWh para R$ 197,46/MWh

2. NOTÍCIAS

Nos dias 29 e 30/08/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO Setembro de 2019 no

auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.

3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

A frente fria avança pela região Sudeste e pelo sul da Bahia no início da próxima semana

ocasionando chuva fraca isolada nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande (Figura 1).

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Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Agosto | Semana Operativa de 03/08/2019 a 09/08/2019

Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE)

para o período de 03 a 09/08/2019

Nas bacias dos rios Paranapanema, Grande, Paranaíba e Iguaçu, e parte das bacias dos rios São

Francisco, Uruguai e Paraná, esta previsão é utilizada como insumo nos modelos do tipo chuva-

vazão, para a previsão de afluências para a próxima semana.

Em comparação com os valores estimados para a semana em curso, prevê-se para a próxima

semana operativa, recessão nas afluências de todos os subsistemas.

A previsão mensal para agosto indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para

todos os subsistemas, com destaque para os subsistemas Nordeste e Sul que apresentam previsões

de afluências próximas a metade da média histórica.

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Tabela 1 – Previsão de ENAs do PMO de Agosto/2019

4. PREVISÃO DE CARGA

O comportamento da carga ao longo do ano vem sendo impactado pelo baixo dinamismo da atividade econômica, que segue operando com elevado nível de ociosidade dos fatores de produção, refletindo em baixos índices de utilização da capacidade da indústria.

As sinalizações meteorológicas apontam para o mês de agosto, temperaturas e níveis de

precipitação típicos para essa época do ano em todas as regiões. Esses fatores embasaram as

previsões de carga consolidadas para o mês em referência.

Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as taxas de crescimento previstas para o mês de

agosto/19, de respectivamente, 2,8% e 1,1% em relação ao mesmo período do ano anterior, são

explicadas pelos fatores citados anteriormente.

Para o subsistema Nordeste, durante o mês de agosto, a variação negativa esperada de 2,6% está

associada à ocorrência de nebulosidade e precipitação na região litorânea durante a primeira

semana operativa do mês, além da redução de consumo de um consumidor livre conectado na rede

básica, que vem se mantendo assim desde maio de 2019.

No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista de 4,8% é explicada, principalmente, pela

retomada de carga de um consumidor livre da rede básica a partir do final do mês de maio/19, que

estava com sua carga reduzida desde Abril/18.

Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de Agosto/2019

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 16.881 82 16.164 79

S 3.926 38 5.411 52

NE 1.632 48 1.572 47

N 3.084 96 2.678 83

Subsistema3/8 a 9/8/2019 Mês de AGOSTO

Revisão 1 do PMO de AGOSTO/2019 - ENAs previstas

1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem 6ª Sem ago/19Var. (%)

ago/19 -> ago/18

Sudeste 37.293 37.783 38.652 38.685 38.824 39.765 38.450 2,8%Sul 11.020 11.161 11.133 11.153 11.175 11.293 11.151 1,1%

Nordeste 10.052 10.414 10.435 10.470 10.368 10.430 10.398 -2,6%

Norte 5.390 5.554 5.640 5.652 5.680 5.695 5.618 4,8%

SIN 63.755 64.912 65.860 65.960 66.047 67.183 65.617 1,8%

CARGA MENSAL (MWmed)

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed)

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5. PRINCIPAIS RESULTADOS

5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)

A Tabela 3 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 03/08 a

09/08/2019.

Tabela 3 – CMO por patamar de carga para a próxima semana

Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo do mês de Agosto de 2019.

Figura 2 – Evolução do CMO em agosto/2019

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 03/08 a 09/08/2019, está prevista a seguinte política de intercâmbio de

energia entre regiões:

Região SE/CO Geração dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN;

Região Sul Geração maximizada prioritariamente nos períodos de carga pesada e média,

respeitando-se os limites de transferência de energia entre subsistemas.

Região NE Intercâmbio de energia e Geração Térmica dimensionados para o fechamento do

balanço energético da região;

SE/CO S NE N

Pesada 231,43 231,43 198,20 198,20

Média 231,43 231,43 198,20 198,20

Leve 223,92 223,92 196,54 196,54

Média Semanal 228,08 228,08 197,46 197,46

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)

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Região Norte A geração da UHE Tucuruí será programada para preservação do nível em seu

reservatório em função das afluências.

6. ANÁLISE DA VARIAÇÃO SEMANAL DO CMO

Esta análise visa identificar os principais parâmetros cujas atualizações impactaram os CMO deste

PMO, em comparação com os valores obtidos na última revisão.

Foram realizados 6 estudos, onde caso inicial foi construído a partir dos dados da revisão anterior,

excluída a semana operativa de 27/07/2019 a 02/08/2019. Neste primeiro estudo foram retiradas

as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado

para esta semana no PMO de Agosto.

A partir do conjunto de dados do primeiro estudo foram elaborados os demais casos onde foram

atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de carga, partida dos

reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas

térmicas e hidráulicas.

O principal fator que influenciou no aumento do CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul,

em relação à semana anterior, foi a atualização da previsão de vazões.

Para o subsistema Sul, houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal

de 6.603 MWmed para 5.411 MWmed (-1.192 MWmed), resultando na elevação do CMO dos

subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul

CMO Semanal por Patamar

27/07 a 02/08/2019


03/08 a 09/08/2019

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Para os subsistemas Nordeste e Norte, já estava sendo prevista no PMO de Agosto a elevação do

CMO para essa semana operativa, comportamento resultante da não consideração dos limites

conjunturais a partir da segunda semana operativa. Na etapa de atualização dos limites de

intercâmbio (inserção das restrições conjunturais, válidas apenas na primeira semana operativa) o

CMO dos subsistemas Nordeste e Norte foi atenuado em relação a etapa anterior, em particular

devido a uma intervenção prevista que causou redução do limite do Fluxo Norte Sudeste (FNS) e

limite do fluxo Nordeste Sudeste (FNESE).

Figura 4 - Análise da variação do CMO nos subsistemas NE e Norte


27/07 a 02/08/2019


03/08 a 09/08/2019

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7. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 5 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 03/08 a 09/08/2019.

Figura 5 - Geração térmica para a 2ª semana operativa de agosto/2019

Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a

geração de 1.022 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 05/10 a

11/10/2019:

Tabela 4 – UTEs com contrato de combustível GNL

(1) Comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

(2) NÃO foi comandado o despacho antecipado por ordem de mérito de custo nesse patamar

Nome CodCVU

(R$/MWh)Carga Pesada Carga Média Carga Leve

SANTA CRUZ 86 115,96 218,72 (1) 218,72 (1) 217,69 (1)

LUIZORMELO 15 171,26 218,72 (1) 218,72 (1) 217,69 (1)

Benefício (R$/MWh)UTE

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8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

8.1. República Oriental do Uruguai

Para a semana operativa de 03/08 a 09/08/2019, foi declarada a seguinte oferta de importação de

energia da República Oriental do Uruguai para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das

conversoras de Rivera (70 MW) e Melo (500 MW).

Eletrobras

Tabela 5 – Energia Ofertada para Importação

Enel

Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela

conversora Melo.

Tabela 6 - Energia Ofertada para Importação

8.2. República da Argentina

Para a semana operativa de 03/08 a 09/08/2019, foi declarada a seguinte oferta de importação de

energia da República da Argentina para o Sistema Interligado Nacional - SIN através das conversoras

de Garabi I (1.100 MW) e Garabi II (1.100 MW).

Tradener

Tabela 8 - Energia Ofertada para Importação

Bloco 1 Total

Carga Pesada 70,0 70,0

Carga Média 70,0 70,0

Carga Leve 175,0 175,0

CVU (R$/MWh) 216,18

Oferta de Energia para

a Semana de 3/8 a 9/8

(MWmed)

Bloco 1 Total

Carga Pesada 0,0 0,0

Carga Média 0,0 0,0

Carga Leve 175,0 175,0

CVU (R$/MWh) 214,04

Oferta de Energia para a

Semana de 3/8 a 9/8

(MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Total

Carga Pesada 300,0 500,0 800,0

Carga Média 300,0 500,0 800,0

Carga Leve 300,0 500,0 800,0

CVU (R$/MWh) 460,17 625,05

Oferta de Energia para a Semana

de 3/8 a 9/8 (MWmed)

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Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 2018:

De acordo com o Art. 1º, parágrafos 2º, 5º e 6º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 2018, as

ofertas para importação de energia descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO.

Além disso, na etapa de programação diária da operação, as ofertas cujo preço for inferior ao CVU de

usinas térmicas despachadas por ordem de mérito de custo nas regiões SE/CO e Sul, poderão ser

utilizadas em substituição a este despacho de geração térmica.

Cabe destacar que as usinas térmicas passíveis de serem substituídas estão despachadas por ordem

de mérito de custo. Assim sendo, quando da efetivação da substituição de suas gerações, deverão

ser respeitadas as restrições operativas das usinas e das conversoras de Rivera, Melo, Garabi I e

Garabi II.

De acordo com o Art. 13º da Portaria MME nº 339, excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento

do Setor Elétrico - CMSE pode decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN,

sem substituição de geração de usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida.

Transcreve-se abaixo os referidos parágrafos:

“Parágrafo 2º Os montantes e preços da energia ofertados para importação não serão considerados

nos processos de planejamento e programação da operação associados ao Programa Mensal da

Operação - PMO e de formação do PLD. ”

“Parágrafo 5º Os montantes de energia para importação serão utilizados pelo ONS desde que essa

importação viabilize redução do custo imediato de operação do SIN”

“Parágrafo 6º Os montantes de energia para importação deverão substituir o despacho de parcelas

flexíveis de usina termelétricas dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que forem despachadas

por ordem de mérito de custo, na ordem decrescente dos seus Custos Variáveis Unitários – CVU.”

“Parágrafo 13º Excepcionalmente, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE poderá

decidir por considerar a importação como recurso adicional ao SIN, sem substituição de geração de

usinas termelétricas, devendo apresentar justificativa para a medida.”

9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a

semana operativa de 03/08 a 09/08/2019.

Tabela 7 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

GLBRIZ_L1 (770) R$ 256,51 300,00 163,60 8,00 R$ 606.395,91

R$ 606.395,91

UTE

Potência Instalada (MW)CVU (R$/MWh)

Geração (MWmed)

ESS ELÉTRICO

TOTAL SE/CO

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10. ARMAZENAMENTOS OPERATIVOS

Para uma melhor avaliação de diversos cenários hidrometeorológicos, notadamente, aqueles de

curto prazo e suas influências nas previsões de vazões para as regiões SE/CO e NE, os resultados

deste PMO contemplam cenários de afluências visando melhor representar a ocorrência de

precipitação e, consequentemente, seus efeitos sobre as afluências e armazenamentos.

Além dos resultados associados ao valor esperado das previsões de afluências, as simulações

operativas também foram realizadas com os limites superior e inferior das previsões de afluências.

Apresentamos a seguir os resultados obtidos com a aplicação dos diferentes cenários de afluência.

Tabela 8 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 9 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 14.050 68 16.164 79 18.273 89

Sul 2.423 23 5.411 52 9.409 90

Nordeste 1.425 42 1.572 47 1.720 51

Norte 2.481 77 2.678 83 2.875 90

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 2/8

VE LI VE LS

Sudeste 44,5 37,5 39,3 41,0

Sul 74,5 55,5 60,1 70,4

Nordeste 52,3 47,3 47,6 48,1

Norte 71,6 62,5 62,9 63,2

NÍVEL PMO

% EARmáx - 31/8

SubsistemaNÍVEL INICIAL

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11. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA

A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana

operativa e para o mês de agosto, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 1 do PMO de agosto/2019.

Tabela 10 – Previsão de ENA por REE

Tabela 11 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 1.706 69 1.662 67

Madeira 2.364 104 2.088 92

Teles Pires 586 87 549 82

Itaipu 2.663 101 2.604 99

Paraná 8.395 80 8.066 76

Paranapanema 1.240 65 1.261 66

Sul 2.381 39 3.280 54

Iguaçu 1.546 36 2.131 49

Nordeste 1.632 48 1.572 47

Norte 1.438 78 1.313 71

Belo Monte 847 125 640 94

Manaus 869 126 796 116

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

03/08/2019 a

09/08/2019ago/19

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

9-ago 31-ago

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 31,3 29,2

Madeira 48,5 39,1

Teles Pires 68,3 70,4

Itaipu 72,7 100,0

Paraná 46,7 41,9

Paranapanema 51,9 47,1

Sul 71,2 64,6

Iguaçu 70,3 56,1

Nordeste 51,3 47,6

Norte 68,3 61,0

Belo Monte 100,0 99,7

Manaus 94,5 97,0

% Energia Armazenável Máxima

REE

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12. DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA

P M L P M L P M L P M L P M L

ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2

ANGRA 2 (1350) Nuclear 20,12 1350,0 1350,0 1350,0 0,0 0,0 0,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0

ANGRA 1 (640) Nuclear 31,17 520,0 520,0 520,0 120,0 120,0 120,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0

NORTEFLU 1 (400) Gás 63,19 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0

NORTEFLU 2 (100) Gás 73,82 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

BAIXADA FL (530) Gás 102,60 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0 530,0

SANTA CRUZ (500) GNL 115,96

NORTEFLU 3 (200) Gás 140,05 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

LUIZORMELO (204) GNL 171,26 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

ATLANTICO (235) Resíduos 187,15 218,7 218,7 218,7 0,0 0,0 0,0 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7

LCPRES_L1 (134) Gás 216,19 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3

GLBRIZ_L1 (770) Gás 256,51 300,0 163,6 8,0 300,0 163,6 8,0

JUIZ DE FO (87) Gás 283,74

ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41

EROCHA_L1 (157) Gás 324,44

AUR.CHAVES (226) Gás 346,37

EUZEBI_L13 (59) Gás 352,53 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0

LCPRES_L13 (216) Gás 353,37

BLSOBR_L1 (321) Gás 353,88

GLBRIZ_L13 (266) Gás 355,02

BLSOBR_L13 (65) Gás 355,86

NORTEFLU 4 (127) Gás 413,63

PIRAT.12 O (200) Gás 470,34

CUIABA CC (529) Gás 511,77

FGASPARIAN (572) Gás 548,04

M.LAGO (929) Gás 590,80

VIANA (175) Óleo 647,50

TNORTE 2 (340) Óleo 910,86

IGARAPE (131) Óleo 939,55

CAMPOS (25) Gás 978,10

PALMEIR_GO (176) Diesel 1065,25

DAIA (44) Diesel 1161,86

GOIANIA 2 (140) Diesel 1217,89

XAVANTES (54) Diesel 1670,91

2926,90 2926,90 2926,90 784,3 784,3 784,3 3711,2 3711,2 3711,2 500,0 363,6 208,0 4211,2 4074,8 3919,2


ARAUCARIA (484) Gás 0,00

PAMPA SUL (345) Carvão 65,46 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SAO SEPE (8) Biomassa 82,35 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0

CANDIOTA_3 (350) Carvão 84,07 310,0 310,0 310,0 0,0 0,0 0,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0 310,0

J.LACER. C (363) Carvão 193,62 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0 363,0

J.LACER. B (262) Carvão 228,12 262,0 262,0 262,0 262,0 160,0 262,0 262,0 160,0

J.LAC. A2 (132) Carvão 235,35

J.LAC. A1 (100) Carvão 254,97

MADEIRA (4) Biomassa 299,91 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

FIGUEIRA (20) Carvão 475,68

URUGUAIANA (640) Gás 486,20

S.TIARAJU (249) Diesel 698,14

312,00 312,00 312,00 632,0 632,0 370,0 944,0 944,0 682,0 0,0 0,0 160,0 944,0 944,0 842,0

TOTAL SE/CO (10592)

Total UTEInflexibilidade

REGIÃO SE/CO

Térmicas

Potência (MW)

Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTECVU

(R$/MWh)Combustível

REGIÃO SUL

Razão ElétricaTérmicas

Potência (MW)

CVU

(R$/MWh)

TOTAL SUL (2957)

Ordem de Mérito Total Mérito e INFL.Combustível

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Nas tabelas acima, a diferenciação entre geração por inflexibilidade e por ordem de mérito tem caráter informativo,

com o objetivo de detalhar a informação de inflexibilidade enviada pelos respectivos agentes para o PMO/Revisões.

Ressalta-se que nas etapas de Programação Diária e Tempo Real, o montante despachado nas usinas termelétricas

indicadas por ordem de mérito é plenamente intitulado como ordem de mérito.

Observação: As contribuições referentes ao Sumário do Programa Mensal de Operação poderão ser

encaminhadas para o e-mail: [email protected]


P.PECEM1 (720) Carvão 113,86 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0

TERMOPE (533) Gás 125,99 532,7 532,7 532,7 0,0 0,0 0,0 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7

P.PECEM2 (365) Carvão 126,62 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0

PROSPERIDA (28) Gás 155,43 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0 28,0

FORTALEZA (327) Gás 173,38 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6 326,6

R.ALMEIDA (120) Gás 345,02

TERMOCEARA (223) Gás 367,67

C.FURTADO (186) Gás 374,87

JS_PEREIRA (368) Gás 450,86

SYKUE I (30) Biomassa 510,12

PERNAMBU_3 (201) Óleo 552,34

MARACANAU (168) Óleo 626,17

TERMOCABO (50) Óleo 639,72

TERMONE (171) Óleo 644,60

TERMOPB (171) Óleo 644,60

CAMPINA_GR (169) Óleo 647,51

SUAPE II (381) Óleo 653,23

GLOBAL I (149) Óleo 734,56

GLOBAL II (149) Óleo 734,56

BAHIA_1 (31) Óleo 993,98

ALTOS (13) Diesel 1009,30

ARACATI (11) Diesel 1009,30

BATURITE (11) Diesel 1009,30

C.MAIOR (13) Diesel 1009,30

CAUCAIA (15) Diesel 1009,30

CRATO (13) Diesel 1009,30

IGUATU (15) Diesel 1009,30

JUAZEIRO N (15) Diesel 1009,30

MARAMBAIA (13) Diesel 1009,30

NAZARIA (13) Diesel 1009,30

PECEM (15) Diesel 1009,30

AREMBEPE (150) Óleo 1114,41

MURICY (147) Óleo 1114,41

PETROLINA (136) Óleo 1222,67

POTIGUAR_3 (66) Diesel 1362,56

POTIGUAR (53) Diesel 1362,57

PAU FERRO (94) Diesel 1534,14

TERMOMANAU (143) Diesel 1534,14

532,70 532,70 532,70 1439,6 1439,6 1439,6 1972,3 1972,3 1972,3 0,0 0,0 0,0 1972,3 1972,3 1972,3


C. ROCHA (85) Gás 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0

JARAQUI (75) Gás 0,00 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0

MANAUARA (67) Gás 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5

PONTA NEGR (66) Gás 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0

SUZANO MA (255) Resíduos 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0

TAMBAQUI (93) Gás 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0

APARECIDA (166) Gás 63,24 75,0 75,0 75,0 48,0 58,4 74,9 123,0 133,4 149,9 123,0 133,4 149,9

UTE MAUA 3 (591) Gás 63,24 264,0 264,0 264,0 326,8 317,2 326,8 590,8 581,2 590,8 590,8 581,2 590,8

MARANHAO3 (519) Gás 80,44 482,1 482,1 482,1 12,7 33,2 30,6 494,8 515,3 512,7 494,8 515,3 512,7

MARANHAO V (338) Gás 108,59 327,1 336,1 334,9 327,1 336,1 334,9 327,1 336,1 334,9

MARANHAOIV (338) Gás 108,59 327,1 336,1 334,9 327,1 336,1 334,9 327,1 336,1 334,9

P. ITAQUI (360) Carvão 121,47 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1

PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3 56,3

N.VENECIA2 (178) Gás 217,98

MAUA B3 (110) Gás 411,92

MAUA B4 (150) Óleo 575,00

GERAMAR1 (166) Óleo 647,49

GERAMAR2 (166) Óleo 647,49

MAUA B1 (20) Óleo 711,77

SAO JOSE (50) Diesel 833,53

ELECTRON (15) Óleo 872,84

APARECD OC (36) Óleo 905,99

IRANDUBA (25) Óleo 931,87

FLORES LT1 (40) Diesel 945,14

FLORES LT2 (40) Diesel 960,51

1182,6 1182,6 1182,6 1458,1 1497,4 1518,5 2640,7 2680,0 2701,1 0,0 0,0 0,0 2640,7 2680,0 2701,1

REGIÃO NORDESTE

Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE

TOTAL NORTE (4005)

Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE

Térmicas

Potência (MW)

Térmicas

Potência (MW)

InflexibilidadeCVU

(R$/MWh)

CVU

(R$/MWh)

Combustível

REGIÃO NORTE

TOTAL NE (5476)

Combustível

mailto:[email protected]

pmo de agosto| semana operativa de 03/08/2019 a …...na semana de 03/08 a 09/08/2018 deve ocorrer...

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