Submercado SE/CO deve encerrar ano acima de 47% da capacidade, aponta ONS

A segunda revisão semanal de dezembro do Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS mostra os reservatórios do Sudeste/Centro-Oeste ao fim do mês com 47,1% da capacidade, enquanto pro Sul é esperado 58%; 45,8% no Nordeste e 46,3% no Norte. Já a previsão de Energia Natural Afluente (ENA) aponta 90% da Média de Longo Termo (MLT) para o submercado SE/CO, com 43.219 MW médios. Para o Sul é indicado 124% da MLT, com Nordeste e Norte perfazendo 51% e 82% da MLT.

A perspectiva de variação na carga no sistema é de 1,1%, com o SE/CO apresentando redução de 1,4%, enquanto Sul, Nordeste e Norte aparecem com altas de 3%, 1,6% e 11,9%. Assim, o custo marginal de operação médio para todos os submercados é de R$ 5,49/MWh. A previsão de geração térmica inflexível declarada pelas usinas soma 6.317 MWm para a semana operativa, sendo 4.023 MWm de inflexibilidade e 2.128 MWm por ordem de mérito.

De acordo com o IPMO, com esse despacho térmico, indicado pelo modelo Decomp na etapa de programação semanal, o custo de operação esperado para a semana operativa atual é de R$ 112,9 milhões. Para as próximas semanas do mês, a média esperada é de R$ 60,1 milhões há cada sete dias. Os valores podem sofrer alterações devido aos resultados do Dessem e às alterações nas condições de operação ao longo da semana.