PMO de Novembro 2019| Semana Operativa de 09/11/2019 a 15/11/2019

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 02/11 a 08/11/2019 houve totais elevados de precipitação nas bacias dos rios Jacuí e

Uruguai. Nas demais bacias hidrográficas das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste ocorreram

pancadas de chuva.

Na semana de 09/11 a 15/11/2019 deve ocorrer chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai,

Iguaçu e Paranapanema e precipitação de intensidade fraca à moderada no Tietê e no Grande. As

bacias dos rios Paranaíba e Tocantins apresentam pancadas de chuva em pontos isolados.

Para a semana operativa de 09/11 a 15/11/2019, 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

passaram de R$ 333,92/MWh para R$ 304,78/MWh.

2. NOTÍCIAS

Nos dias 28 e 29/11/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO de Dezembro de 2019,

com transmissão ao vivo através do site do ONS.

3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS

3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA

O avanço de uma nova frente fria pelas regiões Sul e Sudeste e a atuação de um sistema de baixa

pressão na região Centro-Oeste ocasionam chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu e

Paranapanema e precipitação de intensidade fraca à moderada no Tietê e no Grande (Figura 1). As

bacias dos rios Paranaíba e Tocantins apresentam pancadas de chuva em pontos isolados.

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

para o período de 09 a 15/11/2019

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

afluências do Sul e estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste.

A previsão mensal para novembro indica a ocorrência de afluências próximas da média histórica

para o subsistema Sul e abaixo da média histórica para todos os outros subsistemas, com destaque

para o subsistema Nordeste, que apresentam previsões de afluências inferiores a metade da média

histórica.

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

4. PREVISÃO DE CARGA

A percepção de melhora de alguns setores industriais, o maior número de dias úteis em relação ao

ano anterior e o aumento esperado da carga de refrigeração em decorrência das temperaturas

típicas para essa época do ano, foram fatores que embasaram as previsões de carga para o mês de

Novembro/19.

As taxas de crescimento estimadas para o mês em análise nos subsistemas Sudeste/C. Oeste e Sul,

são de respectivamente, 1,4% e 4,6%, em relação ao mesmo mês do ano anterior.

Durante a primeira semana operativa do mês em análise, o desconforto térmico provocado pelas

elevadas temperaturas máximas registradas no Rio de Janeiro e em São Paulo, superiores às

previstas para o período, contribuíram para o comportamento da carga observado no subsistema

Sudeste/C. Oeste.

Para o subsistema Nordeste, a variação da carga prevista para o mês de novembro/19 de apenas

0,4%, está associada, principalmente, à redução de consumo de um consumidor livre que apresenta

sua carga reduzida desde Maio/19.

No subsistema Norte, a taxa de crescimento prevista de 7,4% é explicada pelas elevadas

temperaturas ocorridas nas capitais da região e diminuição do total de precipitação, principalmente

em Manaus nos últimos dias, associada à expectativa de manutenção desse comportamento para

as próximas semanas. Além disso, destaca-se a 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 Novembro/2019

MWmed %MLT MWmed %MLT

SE/CO 17.392 55 18.993 60

S 10.025 103 9.685 99

NE 979 18 1.135 21

N 2.423 60 2.725 68

Revisão 2 do PMO de NOVEMBRO/2019 - ENAs previstas

Mês de NOVEMBROSubsistema

9/11 a 15/11/2019

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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 09/11 a

15/11/2019.

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 Novembro de

2019.

Figura 2 – Evolução do CMO em Novembro/2019

5.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA

Para a semana operativa de 09/11 a 15/11/2019, 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 Intercâmbio de energia definido em função dos recursos energéticos da região,

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

Região NE Intercâmbio de energia definido em função dos recursos energéticos da região, e

respeitando-se os limites elétricos vigentes para o subsistema;

Região Norte A geração da UHE Tucuruí será programada buscando-se a sua aderência à curva

guia e respeitando-se os limites elétricos vigentes para o subsistema.

SE/CO S NE N

Pesada 311,26 311,26 311,26 311,26

Média 307,98 307,98 307,98 307,98

Leve 301,22 301,22 301,22 301,22

Média Semanal 304,78 304,78 304,78 304,78

Patamares de CargaCMO (R$/MWh)

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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 02/11/2019 a 08/11/2019. Neste primeiro estudo foram retiradas

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

para esta semana na Revisão 1 do PMO de Novembro.

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

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

reservatórios, previsão de carga, disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas e restrições de

limites de intercâmbio.

O principal fator que influenciou na redução do CMO em todos os subsistemas do SIN, em relação à

semana anterior, foi a atualização da previsão de vazões.

Para o subsistema Sul, por exemplo, houve um aumento da previsão de Energia Natural Afluente

(ENA) mensal de 5.942 MWmed para 9.685 MWmed (+ 3.743 MWmed), acarretando na redução do

CMO de todos os subsistemas do SIN.

Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas do SIN

CMO Semanal por Patamar

02/11 a 08/11/2019

CMO Semanal por Patamar

09/11 a 15/11/2019

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7. GERAÇÃO TÉRMICA

A Figura 4 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana

operativa de 09/11 a 15/11/2019.

Figura 4 - Geração térmica para a 3ª semana operativa de Novembro/2019

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

geração de 957 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.

Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 11/01 a

17/01/2020:

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 86 137,30 258,65 (1) 258,65 (1) 258,39 (1)

LUIZORMELO 15 204,95 258,65 (1) 258,65 (1) 258,39 (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 09/11/2019 a 15/11/2019, foram declaradas as seguintes ofertas 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

Tabela 6 – Energia Ofertada para Importação

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

conversora Melo.

8.2. República da Argentina

Para a semana operativa de 09/11/2019 a 15/11/2019, 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 7 – Energia Ofertada para Importação

Bloco 1 Bloco 2 Total

Carga Pesada 200,0 85,0 285,0

Carga Média 200,0 85,0 285,0

Carga Leve 200,0 85,0 285,0

CVU (R$/MWh) 114,67 256,83

Oferta de Energia para a Semana de

2/11 a 8/11 (MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Total

Carga Pesada 200,0 85,0 285,0

Carga Média 200,0 85,0 285,0

Carga Leve 200,0 85,0 285,0

CVU (R$/MWh) 114,83 256,93

Oferta de Energia para a Semana de

2/11 a 8/11 (MWmed)

Bloco 1 Bloco 2 Total

Carga Pesada 600,0 500,0 1100,0

Carga Média 600,0 500,0 1100,0

Carga Leve 600,0 500,0 1100,0

CVU (R$/MWh) 254,91 279,10

Oferta de Energia para a Semana

de 2/11 a 8/11 (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 em todos os patamares de carga. 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 de custo de despacho térmico por restrição elétrica para a

semana operativa de 09/11 a 15/11/2019.

Tabela 8 – Expectativa de custo de despacho térmico por Restrição Elétrica

Carga

Pesada

Carga

MédiaCarga Leve

IBIRITE (226) R$ 346,37 100,00 92,70 63,20 R$ 529.341,46

R$ 529.341,46

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

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 9 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade

Tabela 10 – Previsão de %EARmáx para o final do mês

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

Sudeste 14.819 47 18.993 60 23.283 74

Sul 7.055 72 9.685 99 12.004 123

Nordeste 927 17 1.135 21 1.355 25

Norte 2.289 57 2.725 68 3.159 78

ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES

Subsistema Previsão Mensal

LI VE LS

% EARmáx 8/11

VE LI VE LS

Sudeste 20,6 15,7 17,7 19,7

Sul 43,0 27,5 32,5 36,5

Nordeste 36,8 31,7 32,2 32,8

Norte 26,0 18,9 19,6 21,3

NÍVEL PMO

% EARmáx - 30/11

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 novembro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos

Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, da Revisão 2 do PMO de Novembro/2019.

Tabela 11 – Previsão de ENA por REE

Tabela 12 - Previsão de %EARmáx por REE

(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT

Sudeste 2.072 41 2.495 49

Madeira 2.318 73 2.521 79

Teles Pires 989 72 1.091 80

Itaipu 2.115 68 2.163 70

Paraná 8.907 55 9.729 60

Paranapanema 1.035 43 1.053 43

Sul 8.357 179 7.864 168

Iguaçu 1.669 33 1.821 36

Nordeste 979 18 1.135 21

Norte 1.506 53 1.665 59

Belo Monte 702 71 861 88

Manaus 272 132 263 128

REE

Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes

09/11/2019 a

15/11/2019nov-19

Previsão Semanal Previsão Mensal

Previsão Semanal Previsão Mensal

15-nov 30-nov

(%EARmáx) (%EARmáx)

Sudeste 19,6 17,9

Madeira 15,0 15,8

Teles Pires 43,6 39,3

Itaipu 69,2 83,4

Paraná 19,3 17,5

Paranapanema 15,5 14,5

Sul 62,4 52,9

Iguaçu 21,2 14,7

Nordeste 35,2 32,2

Norte 22,8 18,3

Belo Monte 43,7 50,6

Manaus 43,9 43,1

% Energia Armazenável Máxima

REE

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

Nas tabelas a seguir, 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

REGIÃO SE/CO

Térmicas Potência (MW)

Combustível CVU

(R$/MWh)

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

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

ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 108,1 108,1 108,1 108,1 108,1 108,1 108,1 108,1 108,1

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 66,64 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0

NORTEFLU 2 (100) Gás 77,27 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

BAIXADA FL (530) Gás 121,50 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0

SANTA CRUZ (500) GNL 137,30 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0 350,0

NORTEFLU 3 (200) Gás 147,70 200,0 200,0 200,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0

ATLANTICO (235) Resíduos 188,08 218,7 218,7 218,7 0,0 0,0 0,0 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7

LUIZORMELO (204) GNL 204,95 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0 204,0

T.LAG_L1 (134) Gás 216,43 134,0 134,0 134,0 0,3 0,3 0,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3 134,3

T.RIO_L1 (770) Gás 256,94 770,0 770,0 770,0 0,3 0,3 0,3 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3 770,3

JUIZ DE FO (87) Gás 283,74 84,0 84,0 84,0 0,8 0,8 0,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8 84,8

ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41

CUBAT_L1 (157) Gás 326,60 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0 157,0

IBIRITE (226) Gás 346,37 100,0 92,7 63,2 100,0 92,7 63,2

CUBAT_L13 (59) Gás 348,03 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0

T.LAG_L13 (216) Gás 349,15

T.RIO_L13 (266) Gás 351,32 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0

SEROP_L13 (65) Gás 352,43

SEROP_L1 (321) Gás 354,22

NORTEFLU 4 (127) Gás 429,72 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0

PIRAT.12 O (200) Gás 470,34

CUIABA CC (529) Gás 511,77

NPIRATINGA (572) Gás 548,04

T.MACAE (929) Gás 591,14

VIANA (175) Óleo 742,87

TNORTE 2 (340) Óleo 910,86

IGARAPE (131) Óleo 939,55

PALMEIR_GO (176) Diesel 960,51

CAMPOS (25) Gás 978,10

DAIA (44) Diesel 1162,34

GOIANIA 2 (140) Diesel 1218,33

XAVANTES (54) Diesel 1671,54

TOTAL SE/CO (10592) 4111,80 4111,80 4111,80 1155,4 1155,4 1155,4 5267,2 5267,2 5267,2 100,0 92,7 63,2 5367,2 5359,9 5330,4

REGIÃO SUL

Térmicas Potência (MW)

Combustível CVU

(R$/MWh)

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

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

PAMPA SUL (345) Carvão 67,05 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

SAO SEPE (8) Biomassa 84,35 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0

CANDIOTA_3 (350) Carvão 84,63 310,0 310,0 310,0 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 228,12 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0 131,0

J.LAC. A2 (132) Carvão 235,35 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0 132,0

J.LAC. A1 (100) Carvão 254,97 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

MADEIRA (4) Biomassa 303,11 2,0 2,0 2,0 1,0 1,0 3,0 3,0 2,0 3,0 3,0 2,0

FIGUEIRA (20) Carvão 475,68

URUGUAIANA (640) Gás 486,20

ARAUCARIA (484) Gás 678,18

CANOAS (249) Diesel 698,14

TOTAL SUL (2957) 312,00 312,00 312,00 735,0 735,0 734,0 1047,0 1047,0 1046,0 0,0 0,0 0,0 1047,0 1047,0 1046,0

20

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.

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REGIÃO NORDESTE

Térmicas Potência (MW)

Combustível CVU

(R$/MWh)

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

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

TERMOPE (533) Gás 130,18 532,7 532,7 532,7 0,0 0,0 0,0 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7 532,7

P.PECEM1 (720) Carvão 142,97 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0 720,0

P.PECEM2 (365) Carvão 154,64 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0 365,0

PROSPERIDA (28) Gás 159,21 28,0 28,0 25,7 28,0 28,0 25,7 28,0 28,0 25,7

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

T.CAMACARI (120) Gás 345,02

TERMOCEARA (223) Gás 368,20

T.BAHIA (186) Gás 374,87 158,0 158,0 158,0 158,0 158,0 158,0 158,0 158,0 158,0

VALE ACU (368) Gás 450,86

SYKUE I (30) Biomassa 510,12 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4

PERNAMBU_3 (201) Óleo 636,51

MARACANAU (168) Óleo 720,12

TERMOCABO (50) Óleo 733,86

TERMONE (171) Óleo 738,28

TERMOPB (171) Óleo 738,28

CAMPINA_GR (169) Óleo 742,88

SUAPE II (381) Óleo 753,62

GLOBAL I (149) Óleo 842,31

GLOBAL II (149) Óleo 842,31

BAHIA_1 (31) Óleo 861,90

ALTOS (13) Diesel 1009,74

ARACATI (11) Diesel 1009,74

BATURITE (11) Diesel 1009,74

C.MAIOR (13) Diesel 1009,74

CAUCAIA (15) Diesel 1009,74

CRATO (13) Diesel 1009,74

IGUATU (15) Diesel 1009,74

JUAZEIRO N (15) Diesel 1009,74

MARAMBAIA (13) Diesel 1009,74

NAZARIA (13) Diesel 1009,74

PECEM (15) Diesel 1009,74

AREMBEPE (150) Óleo 1118,10

MURICY (147) Óleo 1118,10

PETROLINA (136) Óleo 1226,71

POTIGUAR_3 (66) Diesel 1271,74

POTIGUAR (53) Diesel 1271,76

PAU FERRO (94) Diesel 1433,46

TERMOMANAU (143) Diesel 1433,46

TOTAL NE (5476) 713,10 713,10 713,10 1439,6 1439,6 1437,3 2152,7 2152,7 2150,4 0,0 0,0 0,0 2152,7 2152,7 2150,4

REGIÃO NORTE

Térmicas Potência (MW)

Combustível CVU

(R$/MWh)

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

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

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 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0 45,0

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 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0

APARECIDA (166) Gás 71,80 75,0 75,0 75,0 80,3 83,7 91,0 155,3 158,7 166,0 155,3 158,7 166,0

UTE MAUA 3 (591) Gás 71,80 264,0 264,0 264,0 326,8 280,7 187,8 590,8 544,7 451,8 590,8 544,7 451,8

MARANHAO3 (519) Gás 82,40 482,1 482,1 482,1 7,9 31,9 29,2 490,0 514,0 511,3 490,0 514,0 511,3

MARANHAO V (338) Gás 127,92 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3

MARANHAOIV (338) Gás 127,92 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3 325,0 335,5 334,3

P. ITAQUI (360) Carvão 149,23 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1 360,1

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 223,29 170,0 176,8 176,1 170,0 176,8 176,1 170,0 176,8 176,1

MAUA B3 (110) Gás 411,92

MAUA B4 (150) Óleo 575,00

MAUA B1 (20) Óleo 711,77

GERAMAR1 (166) Óleo 742,86

GERAMAR2 (166) Óleo 742,86

SAO JOSE (50) Diesel 833,53

ELECTRON (15) Óleo 872,84

APARECD OC (36) Óleo 905,99

IRANDUBA (25) Óleo 939,07

FLORES LT1 (40) Diesel 952,48

FLORES LT2 (40) Diesel 967,91

TOTAL NORTE (4005) 1254,6 1254,6 1254,6 1651,4 1660,5 1569,1 2906,0 2915,1 2823,7 0,0 0,0 0,0 2906,0 2915,1 2823,7

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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.

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

encaminhadas para o e-mail: pmo@ons.org.br