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PMO de Janeiro 2019| Semana Operativa de 12/01/2019 a 18/01/2019

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

No início da semana de 05/01 a 11/01/2019 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema,

Tietê e Grande. No decorrer da semana a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da

região Sul. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca isolada.

Na semana operativa de 12/01 a 18/01/2019 há previsão de chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí,

Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e em pontos isolados do Tietê e do Grande. A bacia do rio

Tocantins permanece com a condição de chuva fraca isolada no início da semana.

Para a semana operativa de 12/01 a 18/01/2019, houve oferta de energia da República Oriental do

Uruguai. 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. Além disso, para a referida

semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina.

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$ 140,97/MWh para R$ 169,20/MWh

NE e Norte: de R$ 104,46/MWh para R$ 80,44/MWh

Destaques:

No deck de dados para o modelo DECOMP, a partir do PMO de Janeiro/2019, a UTE ERB

Candeias passou a ser representada, no primeiro mês, como usina simulada

individualmente, em função da expectativa da classificação desta usina como tipo II-A e do

início de vigência de seu contrato referente ao Leilão A-5 de 2013. Porém, a UTE ERB

Candeias ainda não foi classificada pelo ONS como usina Tipo II-A, já que a usina ainda não

cumpriu todos os requisitos necessários para receber esta classificação, conforme

Procedimentos de Rede - PR do ONS. Desta forma, e também em cumprimento aos PR do

ONS, a partir desta Revisão 2 do PMO Janeiro/2019, a UTE ERB Candeias voltou a ser

representada como usina não simulada individualmente. Para tal, foram necessários

ajustes nos blocos CT, de cadastro de usinas térmicas, e no PQ, de previsão de geração de

usinas não simuladas individualmente.

A CARTA ONS-0017/DPL/PE/2018 cita a modificação na regra operativa para a UHE Santo

Antônio que entrou em vigor a partir de janeiro de 2019, que consiste na substituição da

vazão de 24.000 m³/s por 34.000 m³/s no cálculo da altura de montante da referida usina.

De acordo com a exigência da comunicação antecipada sobre as alterações a serem

contempladas nos modelos matemáticos, esta atualização foi apresentada no PMO de

Dezembro/2018, com o título de Aprimoramentos na Representação da Altura de Queda

das UHE do Madeira, passando a ser elaborada da seguinte forma:

o Operação na cota 71,3 m para vazões afluentes ao reservatório de até 34.000m³/s;

o Operação na cota 70,5 m para vazões afluentes ao reservatório acima de

34.000m³/s

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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 fins 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.

Sumário do Programa Mensal de Operação PMO de Janeiro 2019 | Semana Operativa de 12/01/2019 a 18/01/2019

A referida alteração, considerada no modelo NEWAVE desde o PMO Janeiro/2019, não

tinha sido incorporada ainda no modelo DECOMP, conduzindo a tratamentos diferentes

entre os modelos. A partir desta Revisão 2, estamos adequando esta representação

também no modelo DECOMP.

2. NOTÍCIAS

Nos dias 24 e 25/01/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro 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 atuação do sistema de baixa pressão no norte da Argentina e no Paraguai permanece

ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, e em pontos

isolados do Tietê e do Grande na próxima semana (Figura 1). A bacia do rio Tocantins permanece

com a condição de chuva fraca isolada no início da semana.

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

para o período de 12 a 18/01/2019

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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, aumento nas afluências dos subsistemas Nordeste e Norte e recessão nas

afluências dos subsistemas Sudeste e Sul.

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

subsistemas Sudeste, Sul, Nordeste e Norte.

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

4. PREVISÃO DE CARGA

Apesar do ritmo lento da produção industrial, cuja utilização da capacidade instalada se encontra

no menor nível desde outubro de 2017 (74,5%), segundo publicação da Fundação Getúlio Vargas -

FGV, o comportamento da carga de energia do SIN previsto para janeiro de 2019, está influenciado

pela expectativa de ocorrência de temperaturas acima da média histórica, e superiores às

verificadas no mesmo período do ano anterior. Além disso, a redução da carga das plantas

energointensivas, principalmente no subsistema Norte, também está contribuindo para o resultado

esperado.

As elevadas temperaturas observadas ao longo do mês nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul,

acompanhadas de baixa precipitação atmosférica, causando significativo desconforto térmico,

fizeram com que os respectivos subsistemas tenham registrado um aumento expressivo da carga

nesse período, sinalizando taxas de crescimento previstas para o mês de 5,4% e 6,0%.

Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento sinalizada para o mês de janeiro/2019, em

relação à Janeiro do ano anterior, é de 2,1%.

Para o subsistema Norte, apesar da manutenção da redução da carga de energia de um consumidor

livre conectado à Rede Básica, desde abril de 2018, a taxa de crescimento estimada de 1,4%, em

relação ao mesmo mês do ano anterior, também está associada à ocorrência de elevadas

temperaturas principalmente em São Luís e Manaus.

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 44.039 68 47.909 74

S 5.208 69 5.644 74

NE 7.872 57 6.082 44

N 12.716 81 13.195 84

Revisão 2 do PMO de JANEIRO/2019 - ENAs previstas

12/1 a 18/1/2019 Mês de JANEIROSubsistema

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

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 12/01 a

18/01/2019.

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

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

Figura 2 – Evolução do CMO em janeiro/2019

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

jan/19 -> jan/18

Sudeste 37.659 42.623 42.934 43.176 43.003 42.251 5,4%Sul 11.679 12.724 12.831 13.024 13.431 12.818 6,0%

Nordeste 10.732 11.138 11.365 11.491 11.464 11.280 2,1%

Norte 5.362 5.402 5.421 5.434 5.429 5.414 1,4%

SIN 65.432 71.887 72.551 73.125 73.327 71.763 4,7%

CARGA MENSAL (MWmed)

Subsistema

CARGA SEMANAL (MWmed)

SE/CO S NE N

Pesada 172,26 172,26 80,44 80,44

Média 170,62 170,62 80,44 80,44

Leve 166,91 166,91 80,44 80,44

Média Semanal 169,20 169,20 80,44 80,44

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)

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5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 12/01 a 18/01/2019, 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 utilizada prioritariamente nos períodos de pesada e média;

Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da

região;

Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada para fechamento do balanço energético do

SIN.

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 05/01 a 11/01/2019. 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 Janeiro.

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.

A atualização da previsão de vazões foi o principal fator que conduziu à elevação do CMO nos

subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo,

houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de 53.257 MWmed para

47.697 MWmed (-5.560 MWmed).

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

A redução do CMO nos subsistemas Nordeste e Norte para a semana operativa de 12/01 a

18/01/2019 já era prevista na Revisão 1 do PMO de Janeiro, em função do aumento de excedentes

energéticos, esperado nos próximos meses. Porém, é válido destacar que o nível de partida

informado para a UHE Tucuruí no início desta semana operativa foi mais elevado quando

comparado ao previsto na revisão anterior, conduzindo a uma redução significativa do CMO. Em

contrapartida, a previsão de vazões para os subsistemas Nordeste e Norte conduziu a um aumento

no CMO desses subsistemas, em montante equivalente à variação provocada pela atualização do

nível de partida.

Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistemas NE e Norte

CMO Médio Semanal

05/01 a 11/01/2019

CMO Médio Semanal

12/01 a 18/01/2019

CMO Médio Semanal

05/01 a 11/01/2019

CMO Médio Semanal

12/01 a 18/01/2019

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7. GERAÇÃO TÉRMICA

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

operativa de 12/01 a 18/01/2019.

Figura 5 - Geração térmica para a 3ª semana operativa de janeiro/2019

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

geração de 661 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 16/03 a

22/03/2019:

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 86 179,05 159,81 (2) 159,81 (2) 159,45 (2)

LUIZORMELO 15 271,85 159,81 (2) 159,81 (2) 159,45 (2)

Benefício (R$/MWh)UTE

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8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI

Para a semana operativa de 12/01 a 18/01/2019, 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).

Tabela 5 – Energia Ofertada para Importação

Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 2018: De acordo com o Art. 2º 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. Transcreve-se abaixo o referido artigo: “Art. 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. ”

9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS

Para semana operativa de 12/01 a 18/01/2019 não há expectativa de custo de despacho por

restrição elétrica.

Bloco 1 Bloco 2 Total

Carga Pesada 120,0 160,0 280,0

Carga Média 120,0 160,0 280,0

Carga Leve 120,0 280,0 400,0

CVU (R$/MWh) 71,62 135,18

Oferta de Energia para a Semana de

12/1 a 18/1 (MWmed)

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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

desta revisão do 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 6 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 7 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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

Sudeste 39.763 61 47.697 73 55.526 86

Sul 4.086 54 5.644 74 7.294 96

Nordeste 4.428 32 6.082 44 7.764 56

Norte 11.751 75 13.195 84 14.637 93

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 11/1

LI VE LS VE

Sudeste 28,0 31,4 34,6 29,0

Sul 45,5 53,0 58,5 53,3

Nordeste 41,3 44,6 47,9 41,1

Norte 21,0 27,5 38,2 26,1

NÍVEL PMO

% EARmáx - 31/1

NÍVEL INICIALSubsistema

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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 janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da revisão 2 do PMO de janeiro/2019.

Tabela 8 – Previsão de ENA por REE

Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 5.310 51 5.897 57

Madeira 9.198 119 9.447 123

Teles Pires 2.556 98 2.531 97

Itaipu 4.923 149 4.480 136

Paraná 19.928 53 23.266 62

Paranapanema 1.950 52 2.109 57

Sul 3.012 88 3.113 91

Iguaçu 2.196 53 2.531 61

Nordeste 7.872 57 6.082 44

Norte 6.439 68 6.722 71

Belo Monte 5.253 93 5.507 97

Manaus 1.052 214 997 202

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

12/01/2019 a

18/01/2019jan-19

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

18-jan 31-jan

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 23,2 25,0

Madeira 86,9 90,0

Teles Pires - -

Itaipu 98,3 100,0

Paraná 31,9 34,1

Paranapanema 23,2 22,4

Sul 61,2 55,5

Iguaçu 45,4 50,7

Nordeste 42,4 44,6

Norte 23,4 27,2

Belo Monte 55,5 67,6

Manaus 36,6 32,2

% 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 0,00 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7

ANGRA 2 (1350) Nuclear 20,12 1080,0 1080,0 1080,0 270,0 270,0 270,0 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 62,78 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0

NORTEFLU 2 (100) Gás 72,47 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

NORTEFLU 3 (200) Gás 139,10 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

BAIXADA FL (530) Gás 158,48 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6

SANTA CRUZ (500) GNL 179,05

ATLANTICO (235) Resíduos 181,40 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7

LCPRES_L1 (134) Gás 187,80

GLBRIZ_L1 (770) Gás 223,81

LUIZORMELO (204) GNL 271,85

JUIZ DE FO (87) Gás 283,74

BLSOBR_L1 (321) Gás 283,78

ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41

EROCHA_L1 (157) Gás 314,68

EUZEBI_L13 (59) Gás 318,14 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0

LCPRES_L13 (216) Gás 319,64

GLBRIZ_L13 (266) Gás 322,58

BLSOBR_L13 (65) Gás 324,07

AUR.CHAVES (226) Gás 346,37

NORTEFLU 4 (127) Gás 357,66

PIRAT.12 O (200) Gás 470,34

CUIABA CC (529) Gás 511,77

M.LAGO (929) Gás 513,88

FGASPARIAN (572) Gás 548,04

VIANA (175) Óleo 589,46

DAIA (44) Diesel 884,58

TNORTE 2 (340) Óleo 910,86

GOIANIA 2 (140) Diesel 921,85

CARIOBA (36) Óleo 937,00

IGARAPE (131) Óleo 939,55

CAMPOS (25) Gás 978,10

PALMEIR_GO (176) Diesel 1063,99

XAVANTES (54) Diesel 1269,99

2455,40 2455,40 2455,40 988,6 988,6 988,6 3444,0 3444,0 3444,0 0,0 0,0 0,0 3444,0 3444,0 3444,0


ARAUCARIA (484) Gás 0,00

CANDIOTA_3 (350) Carvão 81,54 0,0 0,0 0,0

J.LACER. C (363) Carvão 183,43 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0

J.LACER. B (262) Carvão 217,06 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0

J.LAC. A2 (132) Carvão 223,65

J.LAC. A1 (100) Carvão 242,18

MADEIRA (4) Biomassa 291,97 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

2,00 2,00 2,00 0,0 0,0 0,0 2,0 2,0 2,0 340,0 340,0 340,0 342,0 342,0 342,0

REGIÃO SUL

TOTAL SE/CO (10628)

TOTAL SUL (2604)

InflexibilidadeTérmicas

Potência (MW)

Ordem de Mérito Total Mérito e INFL.

REGIÃO SE/CO

Térmicas

Potência (MW)

CVU

(R$/MWh)

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

Razão Elétrica Total UTECVU

(R$/MWh)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]


TERMOPE (533) Gás 132,07

PROSPERIDA (28) Gás 155,43

FORTALEZA (327) Gás 164,36

P.PECEM1 (720) Carvão 198,75

P.PECEM2 (365) Carvão 206,98

TERMOCEARA (223) Gás 322,63

R.ALMEIDA (138) Gás 345,02

C.FURTADO (186) Gás 374,87

JS_PEREIRA (368) Gás 450,86

PERNAMBU_3 (201) Óleo 500,79

SYKUE I (30) Biomassa 510,12 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0

MARACANAU (168) Óleo 568,79

TERMOCABO (50) Óleo 582,43

TERMONE (171) Óleo 587,74

TERMOPB (171) Óleo 587,74

CAMPINA_GR (169) Óleo 589,47

SUAPE II (381) Óleo 591,64

GLOBAL I (149) Óleo 669,05

GLOBAL II (149) Óleo 669,05

ALTOS (13) Diesel 764,27

ARACATI (11) Diesel 764,27

BATURITE (11) Diesel 764,27

C.MAIOR (13) Diesel 764,27

CAUCAIA (15) Diesel 764,27

CRATO (13) Diesel 764,27

IGUATU (15) Diesel 764,27

JUAZEIRO N (15) Diesel 764,27

MARAMBAIA (13) Diesel 764,27

NAZARIA (13) Diesel 764,27

PECEM (15) Diesel 764,27

BAHIA_1 (31) Óleo 991,87

AREMBEPE (150) Óleo 1112,59

MURICY (147) Óleo 1112,59

PETROLINA (136) Óleo 1220,68

POTIGUAR_3 (66) Diesel 1361,22

POTIGUAR (53) Diesel 1361,23

PAU FERRO (94) Diesel 1532,65

TERMOMANAU (143) Diesel 1532,65

22,00 22,00 22,00 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,0 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,0


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 0,00 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0

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

MARANHAO3 (519) Gás 80,44 490,0 260,7 0,0 490,0 260,7 0,0 490,0 260,7 0,0

UTE MAUA 3 (591) Gás 87,18 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0

PARNAIB_IV (56) Gás 151,69

MARANHAO V (338) Gás 165,49

MARANHAOIV (338) Gás 165,49

P. ITAQUI (360) Carvão 201,43

N.VENECIA2 (178) Gás 217,98

APARECIDA (166) Gás 302,19 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

MAUA B3 (110) Gás 411,92

MAUA B4 (150) Óleo 575,00

GERAMAR1 (166) Óleo 589,45

GERAMAR2 (166) Óleo 589,45

SANTANA I (12) Diesel 640,96

MAUA B1 (20) Óleo 711,77

SAO JOSE (50) Diesel 833,53

IRANDUBA (25) Óleo 856,49

FLORES LT1 (40) Diesel 868,35

ELECTRON (15) Óleo 872,84

FLORES LT2 (40) Diesel 883,17

SANTANA II (12) Diesel 898,56

APARECD OC (36) Óleo 905,99

800,5 800,5 800,5 490,0 260,7 0,0 1290,5 1061,2 800,5 0,0 0,0 0,0 1290,5 1061,2 800,5

Térmicas

Potência (MW)

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

REGIÃO NORDESTE

TOTAL NORTE (4029)

CVU

(R$/MWh)

Térmicas

Potência (MW)

CVU

(R$/MWh)

Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL.

Combustível

CombustívelRazão Elétrica Total UTE

REGIÃO NORTE

TOTAL NE (5494)

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pmo de janeiro 2019| semana operativa de 12/01/2019 a 18 ......na semana operativa de 12/01 a...

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