1. APRESENTAÇÃO
No mês de março ocorreu precipitação no trecho incremental a UHE Itaipu e nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Grande e Paranaíba. Na segunda quinzena, houve precipitação nas bacias dos rios São Francisco e Tocantins.
No início da semana de 30/03 a 05/04/2019 deve ocorrer chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Jacuí. Durante a semana deve ocorrer chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, e Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu
Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/2019, 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$ 237,34/MWh para R$ 204,09/MWh NE: de R$ 160,22/MWh para R$ 0,00/MWh
Norte: manteve-se em R$ 0,00/MWh
2. NOTÍCIAS
Nos dias 25 e 26/04/2019 será realizada a reunião de elaboração do PMO Maio de 2019 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS.
No dia 24/04/2019, véspera da Reunião do PMO do mês de maio/19, será realizada, no Auditório do Escritório Central do ONS, de 14:00 às 18:00 horas, a Reunião de Definição das Premissas e Escopo do PEN 2019. A Carta ONS 0166/DPL/2019, encaminhada em 27 de março de 2019, formaliza o Convite aos Agentes.
3. INFORMAÇÕES PARA ESTUDOS ENERGÉTICOS DE MÉDIO PRAZO - CONSTRUÇÃO DA FUNÇÃO DE CUSTO FUTURO
A atualização de dados para os estudos energéticos de médio prazo é realizada mensalmente quando da elaboração do PMO, tendo por base as informações fornecidas pela ANEEL, MME, EPE, CCEE e Agentes, além de diversas áreas do ONS.
3.1. ATUALIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ESTRUTURAIS 3.1.1. Oferta
Nas Figura 1, Figura 2 e Figura 3, a seguir, são apresentadas as evoluções da oferta hidroelétrica, termoelétrica e da disponibilidade das usinas não simuladas individualmente, respectivamente, em comparação ao PMO de março/2019, identificando eventuais atrasos ou antecipações de cronograma feitos na reunião de acompanhamento do Departamento de Monitoramento do Setor Elétrico – DMSE/MME, realizada em 21/03/19.
Figura 1 - Evolução da potência instalada das UHEs
Figura 2 - Evolução da potência instalada das UTEs 100.000 101.000 102.000 103.000 104.000 105.000 106.000 107.000 108.000 109.000 110.000 a b r/ 1 9 ju l/ 1 9 o u t/ 1 9 ja n /2 0 a b r/ 2 0 ju l/ 2 0 o u t/ 2 0 ja n /2 1 a b r/ 2 1 ju l/ 2 1 o u t/ 2 1 ja n /2 2 a b r/ 2 2 ju l/ 2 2 o u t/ 2 2 ja n /2 3 a b r/ 2 3 ju l/ 2 3 o u t/ 2 3 MW
PMO mar/2019 PMO abr/2019
Atraso da UHE Sinop: UG1: jun/19 (+ 1 mês) UG2: jun/19 (+ 1 mês)
Maior diferença de 502 MW
Atraso da UHE Colíder: UG2: jun/19 (+ 1 mês) UG3: jul/19 (+ 1 mês) 22.000 23.000 24.000 25.000 26.000 27.000 28.000 29.000 ab r/ 19 ju l/ 1 9 o u t/ 1 9 ja n /2 0 ab r/ 20 ju l/ 2 0 ou t/ 2 0 ja n /2 1 ab r/ 21 ju l/ 2 1 ou t/ 2 1 ja n /2 2 ab r/ 22 ju l/ 2 2 ou t/ 2 2 ja n /2 3 ab r/ 23 ju l/ 2 3 o u t/ 2 3 MW
PMO mar/2019 PMO abr/2019
- Antecipação da UTE São Sepé: operação comercial em 13/03 - Permanência das UTEs Flores e Iranduba em abr/19
Maior diferença de 95,0 MW
Alteração da potência instalada da UTE FAFEN (Rômulo Almeida)
Figura 3 - Evolução da disponibilidade das usinas não simuladas
3.1.2. Armazenamentos Iniciais
Na Figura 4, a seguir, são apresentados os armazenamentos iniciais equivalentes por subsistema, considerados nos modelos de otimização para a elaboração do PMO de abril/2019, comparados com os do PMO de março/2019.
Figura 4 - Energia armazenada inicial em março/19 e abril/19 – [% EARmáx]
3.1.3. Tendência Hidrológica
Na Tabela 1Erro! Fonte de referência não encontrada., a seguir, são apresentadas as tendências hidrológicas consideradas pelo modelo NEWAVE para o PMO de abril/2019, comparadas com o PMO de março/2019. 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 15.000 16.000 17.000 18.000 19.000 ab r/ 19 ju n /1 9 ag o /1 9 o ut/ 19 d ez /1 9 fev /2 0 ab r/ 20 ju n /2 0 ag o /2 0 o ut/ 20 d ez /2 0 fev /2 1 ab r/ 21 ju n /2 1 ag o /2 1 o ut/ 21 d ez /2 1 fev /2 2 ab r/ 22 ju n /2 2 ag o /2 2 o ut/ 22 d ez /2 2 fev /2 3 ab r/ 23 ju n /2 3 ag o /2 3 o ut/ 23 d ez /2 3 [MW m ed]
PMO mar/19 PMO abr/19
Maior diferença de 151 MWmed
28,0% 39,3% 43,5% 40,9% 39,8% 46,0% 52,4% 66,0% 0% 20% 40% 60% 80% 100%
Sudeste Sul Nordeste Norte
%
EA
R
m
áx
Energia armazenada inicial
mar/19 abr/19
Tabela 1 – Tendência hidrológica para o PMO de abril/2019 – NEWAVE [%MLT]
PMO março/2019 PMO abril/2019
MÊS SE/CO S NE N SE/CO S NE N Set/18 84 98 40 73 Out/18 111 120 41 68 111 120 41 69 Nov/18 132 113 66 82 132 113 66 83 Dez/18 97 78 89 139 97 78 89 142 Jan/19 65 99 38 78 65 99 38 80 Fev/19 65 84 23 65 67 80 24 66 Mar/19 99 132 44 85 * ≥100% MLT < 100% MLT 3.2. DEMAIS ATUALIZAÇÕES
Adicionalmente, neste PMO ocorreram os seguintes destaques:
Modelagem de restrição de escoamento das usinas do rio Madeira somente em abril/2019 no arquivo RE.DAT, de acordo com a intervenção cadastrada no SGI/ONS (retorno da operação do Polo 1 do elo de C.C. prevista para 07/04/2019);
Modelagem de restrição de geração para a UHE Colíder (1 UG de 100 MW em operação) no arquivo RE.DAT, que estará limitada em 40 MW somente em abril/2019, até que seja possível a adequação do SEP já instalado (com previsão para adequação durante abril/2019);
Alteração do CVU das UTEs Flores LT1, Flores LT2 e Iranduba, conforme informado pela CCEE em atendimento ao Despacho SRG/ANEEL nº 064/2019. Essas usinas estão disponíveis para o SIN apenas até abril/19, em função da data de tendência para entrada em operação comercial do 4º Transformador 230/69 kV – 150 MVA da Subestação Manaus, conforme última reunião do DMSE-T;
Entrada em operação comercial da UG1 da UHE Colíder (100 MW) e da UG1 da UTE São Sepé (8 MW), conforme Despachos SFG/ANEEL nº 673/2019 e 698/2019;
Alteração do CVU do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e das UTEs NorteFluminense 1, 2, 3 e 4 e Termopernambuco, conforme Despachos SRG/ANEEL nº 569/2019, 884/2019 e 890/2019; Alteração da potência da UTE FAFEN (Rômulo Almeida), de 138 MW para 120 MW, conforme
Resolução Autorizativa ANEEL nº 7.615/2019;
Alteração na disponibilidade da UTE R. Silveira (Campos), considerada com disponibilidade nula em todo o horizonte de planejamento e programação, conforme Despacho SFG/ANEEL nº 708/2019;
Modelagem da UTE Uruguaiana com disponibilidade nula em todo o horizonte de simulação, com CVU de 486,20 R$/MWh (CVU anterior à publicação do Despacho SRG/ANEEL nº 528/2019),
conforme dados encaminhados pelo Agente Aes-Tietê para o DECOMP, utilizados conforme orientação da ANEEL;
Alteração de vazão defluente mínima temporal para as UHEs A. A. Laydner (Jurumirim) e Marimbondo, conforme FSAR-H enviados pelos Agentes responsáveis;
Geração hidráulica mínima da UHE Tucuruí → 1.379 MWmed em abr/2019 e 1.439 MWmed em mai/2019. A partir do 3º mês foram utilizados os valores sazonalizados, variando entre 1.300 MWmed e 1.600 MWmed, conforme informação da Eletronorte no PMO de janeiro/2019; Atualização dos limites de intercâmbio e escoamento de grandes blocos de energia para os
meses de abril/2019 e maio/2019, em consonância com os valores utilizados no curto prazo; Defluências das usinas do rio São Francisco, conforme exposto na Carta ONS 0107/DPL/2018,
anuída pelo Despacho ANEEL nº 687, de 27/03/2018, além das decisões tomadas na Reunião do Grupo de Acompanhamento da Operação da Bacia do Rio São Francisco de 25/03/2019.
4. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 4.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA
A atuação de áreas de instabilidade e no início da semana no Rio Grande do Sul ocasiona chuva fraca em pontos isolados da bacia do rio Jacuí. O avanço de uma frente fria avança pelos estados da região Sul e pelo litoral de São Paulo e do Rio de Janeiro e ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, e Iguaçu e no trecho incremental a UHE Itaipu (Figura 5)
Figura 5 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 30/03 a 06/04/2019
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, estabilidade nas afluências do subsistema Nordeste e recessão nas afluências dos demais subsistemas.
A previsão mensal para abril indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para todos os subsistemas.
Tabela 2 – Previsão de ENAs do PMO de Abril/2019
5. PREVISÃO DE CARGA
O comportamento da carga ao longo dos últimos meses vem refletindo sinais do ritmo lento da retomada de crescimento em vários setores da economia. A carga prevista para o mês de abril está influenciada pelo efeito calendário relativo à Semana Santa, que no ano anterior ocorreu no final de março e esse ano será em meados de abril. Além disso, espera-se para o mês em análise, a ocorrência de temperaturas e precipitação típicas para o mês.
Para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul, as previsões de carga associam-se aos fatores citados acima, sinalizando acréscimo de 1,6% e decréscimo de 2,5%, respectivamente, em relação ao mês de março/18.
Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento esperada de 7,3%, é explicada principalmente pela ocorrência, em abril/18, de chuvas nas capitais da região acompanhadas de temperaturas amenas, contribuindo para a redução da carga naquele período.
Para o subsistema Norte, a manutenção da redução da carga de energia de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 2018, contribui para a manutenção no nível reduzido da carga prevista para esse subsistema justificando o decréscimo de 1,6% em relação ao mesmo mês do ano anterior.
Tabela 3 - Evolução da carga do PMO de Abril/2019
MWmed
%MLT
MWmed
%MLT
SE/CO
51.595
89
46.626
87
S
5.160
74
5.416
79
NE
7.645
61
6.446
55
N
20.665
79
19.188
73
PMO de ABRIL/2019 - ENAs previstas
30/3 a 5/4/2019
Mês de ABRIL
Subsistema
1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem abr/19 Var. (%)
abr/19 -> abr/18 Sudeste 40.904 40.840 39.499 40.472 39.087 40.218 1,6% Sul 11.808 11.691 11.302 11.634 11.371 11.564 -2,5% Nordeste 11.479 11.531 11.245 11.557 11.372 11.440 7,3% Norte 5.530 5.556 5.386 5.532 5.344 5.478 1,6% SIN 69.721 69.618 67.432 69.195 67.174 68.701 1,8%
CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema
6. PRINCIPAIS RESULTADOS
6.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO)
A Tabela 4 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 30/03 a 05/04/2019.
Tabela 4 – CMO por patamar de carga para a próxima semana
Na Figura 6 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de abril/2019.
Figura 6 – Evolução do CMO em abril/2019
6.2. POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA
Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/2019, 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 para fechamento do balanço da região;
Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região;
Região Norte Geração das UHEs Belo Monte e Tucuruí maximizadas em função da ocorrência de excedentes energéticos, respeitando-se os limites de transferência de energia entre subsistemas.
SE/CO S NE N Pesada 208,63 208,63 0,00 0,00 Média 208,32 208,32 0,00 0,00 Leve 199,47 199,47 0,00 0,00 Média Semanal 204,09 204,09 0,00 0,00 CMO (R$/MWh) Patamares de Carga
7. 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 7 estudos, onde caso inicial foi construído com base nos dados preliminares para este PMO de Abril, porém ainda utilizando a Função de Custo Futuro elaborada no PMO de Março. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana na última revisão do PMO de Março.
O segundo estudo foi realizado com os dados do caso inicial sendo substituída apenas a Função de Custo Futuro do PMO de Março pela nova Função elaborada para o PMO de Abril.
A partir do conjunto de dados do segundo estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de vazões, partida dos reservatórios, previsão de carga, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas.
O principal fator que impactou o CMO dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul foi a atualização da Função de Custo Futuro (FCF), resultando em sua redução.
Figura 7 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul
No subsistema Nordeste, os principais fatores que impactaram a variação do CMO foi a atualização Função de Custo Futuro (FCF), previsão de carga e limites de intercâmbios, causando sua redução.
CMO Médio Semanal 23/03 a 29/03/2019
CMO Médio Semanal 30/03 a 05/04/2019
Figura 8 - Análise da variação do CMO no subsistema NE
O subsistema Norte continua apresentando excedentes energéticos, com CMO nulo em todos os patamares de carga.
8. GERAÇÃO TÉRMICA
A Figura 9 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 30/03 a 05/04/2019.
Figura 9 - Geração térmica para a 1ª semana operativa de abril/2019 CMO Médio Semanal
23/03 a 29/03/2019
CMO Médio Semanal 30/03 a 05/04/2019
Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 646 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá.
Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 01/06 a 07/06/2019:
Tabela 5 – 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 9. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI
9.1. República Oriental do Uruguai
Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/2019, 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 6 – Energia Ofertada para Importação
Enel
Conforme declaração do agente, esta importação poderá ser realizada exclusivamente pela conversora Melo.
Tabela 7 - Energia Ofertada para Importação
Nome Cod CVU
(R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ 86 137,24 209,42 (1) 209,42 (1) 207,71 (1) LUIZORMELO 15 205,18 209,42 (1) 209,42 (1) 207,71 (1)
Benefício (R$/MWh) UTE
Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Bloco 4 Total Carga Pesada 120,0 60,0 30,0 250,0 460,0
Carga Média 70,0 100,0 10,0 270,0 450,0
Carga Leve 120,0 340,0 0,0 0,0 460,0
CVU (R$/MWh) 134,55 191,01 222,65 331,39
Oferta de Energia para a Semana de 30/3 a 5/4 (MWmed)
Bloco 1 Bloco 2 Bloco 3 Total
Carga Pesada 20,0 10,0 60,0 90,0
Carga Média 20,0 10,0 70,0 100,0
Carga Leve 90,0 0,0 0,0 90,0
Oferta de Energia para a Semana de 30/3 a 5/4 (MWmed)
9.2. República da Argentina
Para a semana operativa de 30/03 a 05/04/2019, 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) Garabi II (1.100 MW).
Tradener
Tabela 8 - Energia Ofertada para Importação
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.”
Bloco 1 Bloco 2 Total Carga Pesada
0,0
500,0
500,0
Carga Média
500,0
0,0
500,0
Carga Leve
500,0
0,0
500,0
CVU (R$/MWh)
261,44
284,63
Oferta de Energia para a Semana de 30/3 a 5/4 (MWmed)
10. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS
A tabela a seguir apresenta a expectativa do custo de despacho térmico por restrição elétrica para a semana operativa de 30/03 a 05/04/2019.
Tabela 9 - Expectativa de custo de despacho térmico por RE
11. 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 10 – Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade
Tabela 11 – Previsão de %EARmáx para o final do mês Carga
Pesada
Carga
Média Carga Leve
GLBRIZ_L1 (770) R$ 255,31 0 0 115,9 R$ 530.692,19
M.LAGO (929) R$ 589,23 0 0 17,6 R$ 562.501,63
R$ 1.093.193,81
UTE
Potência Instalada (MW) CVU (R$/MWh)
Geração (MWmed)
ESS ELÉTRICO
TOTAL SE/CO
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT
Sudeste 39.608 74 46.626 87 53.666 100
Sul 2.803 41 5.416 79 8.088 118
Nordeste 4.970 42 6.446 55 7.914 68
Norte 10.857 42 19.188 73 26.433 101
ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES
Subsistema Previsão Mensal
LI VE LS % EARmáx 29/3 LI VE LS VE Sudeste
41,2
44,4
47,6
39,6
Sul38,9
43,1
52,0
46,0
Nordeste54,5
57,6
60,1
52,4
Norte66,3
70,2
71,3
66,0
Subsistema NÍVEL PMO % EARmáx - 30/4
12. RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA
A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de abril, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia – REE, do PMO de abril/2019.
Tabela 12 – Previsão de ENA por REE
Tabela 13 - Previsão de %EARmáx por REE
(MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste 6.603 82 5.791 79 Madeira 11.607 104 10.811 98 Teles Pires 2.883 105 2.631 102 Itaipu 4.441 123 4.050 114 Paraná 22.393 76 19.851 74 Paranapanema 1.979 75 1.919 79 Sul 2.619 80 2.852 86 Iguaçu 2.544 72 2.565 77 Nordeste 7.645 61 6.446 55 Norte 11.544 79 10.489 73 Belo Monte 7.270 71 7.134 70 Manaus 748 52 988 64 REE
Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes 30/03/2019 a
05/04/2019 abr/19
Previsão Semanal Previsão Mensal
Previsão Semanal Previsão Mensal
5-abr 30-abr (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 30,7 33,6 Madeira 98,9 99,8 Teles Pires - -Itaipu 58,3 85,8 Paraná 45,4 48,9 Paranapanema 31,0 34,8 Sul 48,9 44,4 Iguaçu 40,9 41,9 Nordeste 53,8 57,6 Norte 68,9 71,4 Belo Monte 100,0 100,0 Manaus 40,4 49,1
% Energia Armazenável Máxima
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]
