As previsões iniciais para o primeiro mês do período úmido 2019/2020 começam em um nível abaixo da média para todo o país. O nível mais elevado de energia natural afluente estimada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico está no Norte com 83% da média de longo termo. A menor voltou a ficar no o submercado Nordeste, cuja expectativa é de apenas 23% da MLT. Se essa projeção se confirmar, representará o 2o pior mês de novembro do histórico par ao período. No Sudeste/Centro Oeste é esperado um índice de 65% da MLT e no Sul de 52% da média.
Já a projeção para a carga aponta para um crescimento de 1,6% ao final de novembro, ou 68.768 MW médios. Esse crescimento deve-se à perspectiva de crescimento no maior submercado do país, o SE/CO que é previsto em 2,3%. No Sul a expansão esperada é de 1,3% e no Norte de 3,9%. No NE está a única queda, com 1,5% menor do que registrado no mesmo mês do ano passado.
Já como esperado, o nível dos reservatórios continuam a recuar. O pior cenário está no SE/CO onde a estimativa é de encerrar o mês com 18,1% de utilização da capacidade de armazenamento ante um volume inicial de 23,9%. No Norte a projeção é de recuar de 31,9% para 21,1%. Já no Sul a estimativa é de deplecionamento de 40,6% para 25,2% e no NE está a situação proporcional menos pressionada passando de 40,1% para 32,8%.
Como consequência desse cenário o CMO médio para a primeira semana operativa de novembro aumentou para R$ 309,28/MWh, reflexo das cargas pesada e média em R$ 313,70/MWh e a leve em R$ 304,28/MWh. Esses valores estão equacionados para todo o país.
A programação de despacho térmico aumentou em decorrência da elevação do CMO. Para esta semana que se inicia no próximo sábado, 26 de outubro, estão previstos 11.230 MW médios. A maior parte, ou 6.066 MW médios, estão dentro da ordem de mérito. Há ainda mais 5.150 MW médios por inflexibilidade, e ainda, 14 MW médios por restrição elétrica.
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