El subsistema Sureste/Centro-Oeste debería cerrar noviembre con 43,5% de Energía Almacenada (EAR), superando en alrededor de tres puntos porcentuales la previsión inicial de 40,2%.
La región también presenta un desempeño positivo en ENA (Energía de Afluentes Naturales), lo que refleja la pluviosidad en los embalses hidroeléctricos, alcanzando el 116% del MLT (Promedio de Largo Plazo), por encima del promedio histórico.
En los submercados Sur y Norte los niveles de los embalses deberían mantenerse estables. En el Norte, el EAR debería cerrar el mes en el 52,2%, ligeramente por debajo de la previsión inicial del 53,1%. En el Sur, el índice debería alcanzar el 56,9%, frente al 56% previsto anteriormente.
Sin embargo, el Nordeste registró la mayor desviación, con una TAE final estimada en 45,1%, por debajo del 48,2% previsto. La ENA, a su vez, debería alcanzar el 78% de MLT en el Sur, el 72% en el Norte y el 71% en el Nordeste.
La demanda de energía en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) debería mostrar una ligera estabilidad en relación a las previsiones de principios de noviembre, con un incremento estimado del 0,7%, alcanzando los 80.400 MW medios, frente a los 81.795 MWmed inicialmente proyectados (+1%).
Por submercado, las cargas esperadas son las siguientes
- Sudeste/Centro-Oeste: 48.897 MWmed (+5,3%);
- Norte: 8.254 MWmed (+8,3%);
- Sur: 14.377 MWmed (+7,3%);
- Noreste: 13.872 MWmed (+2%).
Las proyecciones iniciales indicaron
- Sudeste/Centro-Oeste: 45.755 MWmed (-1%);
- Norte: 8.256 MWmed (+8,3%);
- Sur: 13.997 MWmed (+4,5%);
- Noreste: 13.787 MWmed (+1,3%).
El CMO (Costo Marginal de Operación), que a principios de mes era de R$ 177,43/MWh, cayó significativamente, llegando a R$ 90,83/MWh esta semana.
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