ONS: Projeções de ENA e armazenamento diminuem em todos submercados

A primeira revisão semanal do Programa Mensal de Operação de setembro apresenta um cenário de diminuição da energia natural afluente para os submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul, que devem ficar em 49% e 36% da Média de Longo Termo (MLT) no mês. A previsão calculada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico indica também volume de 49% da MLT no Norte e 43% no Nordeste.

Já as projeções para níveis dos reservatórios ao fim do mês estão mais baixas do que as perspectivas divulgadas no final de agosto para todas as regiões. O SE/CO deve encerrar o período com 47,4%, recuando 0,6 pontos percentuais; Sul com 43,9% contra 49,3% na análise anterior; NE com 54,6% ante 56%; e o Norte perfazendo 74,6%, diminuindo 0,3 p.p.

A carga é estimada em 78.367 MW médios, alta de 1,5% na comparação com setembro de 2023. Os índices no Norte e Nordeste são os mais elevados, com crescimentos de 6,3% e de 4%, respectivamente. No Sul a previsão é de expansão de 3,7%, enquanto no SE/CO é esperado um recuo de 0,7%.

Enquanto isso, o custo marginal de operação médio aumentou de R$ 277,76 o MWh na semana passada para R$ 346,13 o MWh. O despacho térmico previsto na semana aumentou em 656 MW médios e está estimado em 9.515 MW médios, sendo 4.969 MW médios por inflexibilidade declarada por geradores e outros 4.544 MW médios por ordem de mérito.

Com esse despacho térmico indicado pelo modelo Decomp, o custo de operação esperado para a semana operativa atual é de R$ 299,2 milhões. Para as próximas do mês, a média do custo de operação esperado é de R$ 213 milhões por semana. Esse custo tem caráter apenas informativo, podendo sofrer alterações devido aos resultados do Dessem e às alterações nas condições de operação ao longo da semana.