PMO de Janeiro 2019 Semana Operativa de 12/01/2019 a 18/01/2019

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1 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 1. APRESENTAÇÃO No início da semana de 05/01 a 11/01/19 ocorreu chuva fraca nas bacias dos rios Paranapanema, Tietê e Grande. No decorrer da semana a precipitação ficou restrita às bacias hidrográficas da região Sul. A bacia do rio Tocantins apresentou chuva fraca isolada. Na semana operativa de 12/01 a 18/01/19 há previsão de chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema e em pontos isolados do Tietê e do Grande. A bacia do rio Tocantins permanece com a condição de chuva fraca isolada no início da semana. Para a semana operativa de 12/01 a 18/01/19, houve oferta de energia da República Oriental do Uruguai. De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia não foram consideradas na elaboração do PMO. Além disso, para a referida semana, não houve declaração de oferta de energia da República da Argentina. 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$ 140,97/MWh para R$ 169,/MWh NE e Norte: de R$ 104,46/MWh para R$ 80,44/MWh Destaques: No deck de dados para o modelo DECOMP, a partir do PMO de Janeiro/19, a UTE ERB Candeias passou a ser representada, no primeiro mês, como usina simulada individualmente, em função da expectativa da classificação desta usina como tipo II-A e do início de vigência de seu contrato referente ao Leilão A-5 de 13. Porém, a UTE ERB Candeias ainda não foi classificada pelo ONS como usina Tipo II-A, já que a usina ainda não cumpriu todos os requisitos necessários para receber esta classificação, conforme Procedimentos de Rede - PR do ONS. Desta forma, e também em cumprimento aos PR do ONS, a partir desta Revisão 2 do PMO Janeiro/19, a UTE ERB Candeias voltou a ser representada como usina não simulada individualmente. Para tal, foram necessários ajustes nos blocos CT, de cadastro de usinas térmicas, e no PQ, de previsão de geração de usinas não simuladas individualmente. A CARTA ONS-0017/DPL/PE/18 cita a modificação na regra operativa para a UHE Santo Antônio que entrou em vigor a partir de janeiro de 19, que consiste na substituição da vazão de m³/s por m³/s no cálculo da altura de montante da referida usina. De acordo com a exigência da comunicação antecipada sobre as alterações a serem contempladas nos modelos matemáticos, esta atualização foi apresentada no PMO de Dezembro/18, com o título de Aprimoramentos na Representação da Altura de Queda das UHE do Madeira, passando a ser elaborada da seguinte forma: o Operação na cota 71,3 m para vazões afluentes ao reservatório de até m³/s; o Operação na cota 70,5 m para vazões afluentes ao reservatório acima de m³/s

2 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 A referida alteração, considerada no modelo NEWAVE desde o PMO Janeiro/19, não tinha sido incorporada ainda no modelo DECOMP, conduzindo a tratamentos diferentes entre os modelos. A partir desta Revisão 2, estamos adequando esta representação também no modelo DECOMP. 2. NOTÍCIAS Nos dias 24 e 25/01/19 será realizada a reunião de elaboração do PMO Fevereiro de 19 no auditório do Escritório Central do ONS, com transmissão ao vivo através do site do ONS. 3. ANÁLISE DAS CONDIÇÕES HIDROMETEOROLÓGICAS 3.1. PREVISÃO PARA A PRÓXIMA SEMANA A atuação do sistema de baixa pressão no norte da Argentina e no Paraguai permanece ocasionando chuva fraca nas bacias dos rios Jacuí, Uruguai, Iguaçu, Paranapanema, e em pontos isolados do Tietê e do Grande na próxima semana (Figura 1). A bacia do rio Tocantins permanece com a condição de chuva fraca isolada no início da semana. Figura 1 - Precipitação acumulada prevista pelo modelo ETA (CPTEC/INPE) para o período de 12 a 18/01/19

3 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 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 chuvavazão, 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, aumento nas afluências dos subsistemas Nordeste e Norte e recessão nas afluências dos subsistemas Sudeste e Sul. A previsão mensal para Janeiro indica a ocorrência de afluências abaixo da média histórica para os subsistemas Sudeste, Sul, Nordeste e Norte. Tabela 1 Previsão de ENAs do PMO de Janeiro/19 Revisão 2 do PMO de JANEIRO/19 - ENAs previstas Subsistema 12/1 a 18/1/19 Mês de JANEIRO MWmed %MLT MWmed %MLT SE/CO S NE N PREVISÃO DE CARGA Apesar do ritmo lento da produção industrial, cuja utilização da capacidade instalada se encontra no menor nível desde outubro de 17 (74,5%), segundo publicação da Fundação Getúlio Vargas - FGV, o comportamento da carga de energia do SIN previsto para janeiro de 19, está influenciado pela expectativa de ocorrência de temperaturas acima da média histórica, e superiores às verificadas no mesmo período do ano anterior. Além disso, a redução da carga das plantas energointensivas, principalmente no subsistema Norte, também está contribuindo para o resultado esperado. As elevadas temperaturas observadas ao longo do mês nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Sul, acompanhadas de baixa precipitação atmosférica, causando significativo desconforto térmico, fizeram com que os respectivos subsistemas tenham registrado um aumento expressivo da carga nesse período, sinalizando taxas de crescimento previstas para o mês de 5,4% e 6,0%. Para o subsistema Nordeste, a taxa de crescimento sinalizada para o mês de janeiro/19, em relação à Janeiro do ano anterior, é de 2,1%. Para o subsistema Norte, apesar da manutenção da redução da carga de energia de um consumidor livre conectado à Rede Básica, desde abril de 18, a taxa de crescimento estimada de 1,4%, em relação ao mesmo mês do ano anterior, também está associada à ocorrência de elevadas temperaturas principalmente em São Luís e Manaus.

4 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 Tabela 2 - Evolução da carga do PMO de janeiro/19 CARGA SEMANAL (MWmed) CARGA MENSAL (MWmed) Subsistema Var. (%) 1ª Sem 2ª Sem 3ª Sem 4ª Sem 5ª Sem jan/19 jan/19 -> jan/18 Sudeste ,4% Sul ,0% Nordeste ,1% Norte ,4% SIN ,7% 5. PRINCIPAIS RESULTADOS 5.1. CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) A Tabela 3 apresenta o CMO, por subsistema e patamar de carga, na semana operativa de 12/01 a 18/01/19. Tabela 3 CMO por patamar de carga para a próxima semana CMO (R$/MWh) Patamares de Carga SE/CO S NE N Pesada 172,26 172,26 80,44 80,44 Média 170,62 170,62 80,44 80,44 Leve 166,91 166,91 80,44 80,44 Média Semanal 169, 169, 80,44 80,44 Na Figura 2 é apresentada a evolução do CMO médio semanal ao longo de janeiro/19. Figura 2 Evolução do CMO em janeiro/19

5 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/ POLÍTICA DE OPERAÇÃO ENERGÉTICA Para a semana operativa de 12/01 a 18/01/19, 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; Região NE Intercâmbio de energia dimensionado para o fechamento do balanço energético da região; Região Norte Geração da UHE Tucuruí dimensionada para fechamento do balanço energético do SIN. 6. 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 6 estudos, onde caso inicial foi construído a partir dos dados da revisão anterior, excluída a semana operativa de 05/01 a 11/01/19. Neste primeiro estudo foram retiradas as restrições de limites conjunturais e a partida dos reservatórios foi estimada conforme indicado para esta semana no PMO de Janeiro. A partir do conjunto de dados do primeiro estudo foram elaborados os demais casos onde foram atualizados, sequencialmente, as seguintes informações: previsão de carga, partida dos reservatórios, previsão de vazões, restrições de limites de intercâmbio e disponibilidade das usinas térmicas e hidráulicas. A atualização da previsão de vazões foi o principal fator que conduziu à elevação do CMO nos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, por exemplo, houve uma redução da previsão de Energia Natural Afluente (ENA) mensal de MWmed para MWmed ( MWmed).

6 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 Figura 3 - Análise da variação do CMO nos subsistemas SE/CO e Sul CMO Médio Semanal 05/01 a 11/01/19 CMO Médio Semanal 12/01 a 18/01/19 A redução do CMO nos subsistemas Nordeste e Norte para a semana operativa de 12/01 a 18/01/19 já era prevista na Revisão 1 do PMO de Janeiro, em função do aumento de excedentes energéticos, esperado nos próximos meses. Porém, é válido destacar que o nível de partida informado para a UHE Tucuruí no início desta semana operativa foi mais elevado quando comparado ao previsto na revisão anterior, conduzindo a uma redução significativa do CMO. Em contrapartida, a previsão de vazões para os subsistemas Nordeste e Norte conduziu a um aumento no CMO desses subsistemas, em montante equivalente à variação provocada pela atualização do nível de partida. Figura 4 - Análise da variação do CMO no subsistemas NE e Norte CMO Médio Semanal 05/01 a 11/01/19 CMO Médio Semanal 12/01 a 18/01/19

7 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 7. GERAÇÃO TÉRMICA A Figura 5 apresenta, para cada subsistema, o despacho térmico por modalidade, para a semana operativa de 12/01 a 18/01/19. Figura 5 - Geração térmica para a 3ª semana operativa de janeiro/19 Ressalta-se que o montante de despacho térmico indicado para o subsistema Norte considera a geração de 661 MW de UTEs dos Sistemas Manaus e Macapá. Indicação de despacho antecipado por ordem de mérito de custo para a semana de 16/03 a 22/03/19: Tabela 4 UTEs com contrato de combustível GNL UTE Benefício (R$/MWh) Nome Cod CVU (R$/MWh) Carga Pesada Carga Média Carga Leve SANTA CRUZ ,05 159,81 (2) 159,81 (2) 159,45 (2) LUIZORMELO ,85 159,81 (2) 159,81 (2) 159,45 (2) (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

8 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 8. IMPORTAÇÃO DE ENERGIA DA REPÚBLICA ORIENTAL DO URUGUAI Para a semana operativa de 12/01 a 18/01/19, 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). Tabela 5 Energia Ofertada para Importação Oferta de Energia para a Semana de 12/1 a 18/1 (MWmed) Bloco 1 Bloco 2 Total Carga Pesada 1,0 160,0 280,0 Carga Média 1,0 160,0 280,0 Carga Leve 1,0 280,0 400,0 CVU (R$/MWh) 71,62 135,18 Portaria Nº 339, de 15 de Agosto de 18: De acordo com o Art. 2º da Portaria MME nº 339, de 15 de agosto de 18, as ofertas para importação de energia, descritas acima não foram consideradas na elaboração do PMO. Transcreve-se abaixo o referido artigo: Art. 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. 9. ESTIMATIVA DE ENCARGOS OPERATIVOS Para semana operativa de 12/01 a 18/01/19 não há expectativa de custo de despacho por restrição elétrica.

9 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/ 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 desta revisão do 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. Subsistema Tabela 6 Previsão de ENA dos cenários de sensibilidade ENERGIAS NATURAIS AFLUENTES Previsão Mensal LI VE LS (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Sul Nordeste Norte Tabela 7 Previsão de %EARmáx para o final do mês Subsistema % EARmáx - 31/1 NÍVEL PMO % EARmáx 11/1 NÍVEL INICIAL LI VE LS VE Sudeste 28,0 31,4 34,6 29,0 Sul 45,5 53,0 58,5 53,3 Nordeste 41,3 44,6 47,9 41,1 Norte 21,0 27,5 38,2 26,1

10 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/ RESERVATÓRIOS EQUIVALENTES DE ENERGIA A seguir são apresentadas as previsões de Energia Natural Afluente para a próxima semana operativa e para o mês de janeiro, bem como as previsões de Energia Armazenada nos Reservatórios Equivalentes de Energia REE, da revisão 2 do PMO de janeiro/19. Tabela 8 Previsão de ENA por REE Valor Esperado das Energias Naturais Afluentes REE Previsão Semanal 12/01/19 a 18/01/19 (MWmed) %MLT (MWmed) %MLT Sudeste Madeira Teles Pires Itaipu Paraná Paranapanema Sul Iguaçu Nordeste Norte Belo Monte Manaus Tabela 9 - Previsão de %EARmáx por REE % Energia Armazenável Máxima Previsão Mensal jan-19 REE Previsão Semanal 18-jan Previsão Mensal 31-jan (%EARmáx) (%EARmáx) Sudeste 23,2 25,0 Madeira 86,9 90,0 Teles Pires - - Itaipu 98,3 100,0 Paraná 31,9 34,1 Paranapanema 23,2 22,4 Sul 61,2 55,5 Iguaçu 45,4 50,7 Nordeste 42,4 44,6 Norte 23,4 27,2 Belo Monte 55,5 67,6 Manaus 36,6 32,2

11 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/ DESPACHO TÉRMICO POR MODALIDADE, PATAMAR DE CARGA E USINA Térmicas Potência (MW) Combustível CVU (R$/MWh) REGIÃO SE/CO Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE P M L P M L P M L P M L P M L ATLAN_CSA (255) Resíduos 0,00 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 115,7 ANGRA 2 (1350) Nuclear, ,0 1080,0 1080,0 270,0 270,0 270,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 1350,0 ANGRA 1 (640) Nuclear 31,17 5,0 5,0 5,0 1,0 1,0 1,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 640,0 NORTEFLU 1 (400) Gás 62,78 400,0 400,0 400,0 0,0 0,0 0,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 NORTEFLU 2 (100) Gás 72,47 100,0 100,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 NORTEFLU 3 (0) Gás 139,10 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 BAIXADA FL (530) Gás 158,48 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 398,6 SANTA CRUZ (500) GNL 179,05 ATLANTICO (235) Resíduos 181,40 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 218,7 LCPRES_L1 (134) Gás 187,80 GLBRIZ_L1 (770) Gás 223,81 LUIZORMELO (4) GNL 271,85 JUIZ DE FO (87) Gás 283,74 BLSOBR_L1 (321) Gás 283,78 ST.CRUZ 34 (436) Óleo 310,41 EROCHA_L1 (157) Gás 314,68 EUZEBI_L13 (59) Gás 318,14 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 LCPRES_L13 (216) Gás 319,64 GLBRIZ_L13 (266) Gás 322,58 BLSOBR_L13 (65) Gás 324,07 AUR.CHAVES (226) Gás 346,37 NORTEFLU 4 (127) Gás 357,66 PIRAT.12 O (0) Gás 470,34 CUIABA CC (529) Gás 511,77 M.LAGO (929) Gás 513,88 FGASPARIAN (572) Gás 548,04 VIANA (175) Óleo 589,46 DAIA (44) Diesel 884,58 TNORTE 2 (340) Óleo 910,86 GOIANIA 2 (140) Diesel 921,85 CARIOBA (36) Óleo 937,00 IGARAPE (131) Óleo 939,55 CAMPOS (25) Gás 978,10 PALMEIR_GO (176) Diesel 1063,99 XAVANTES (54) Diesel 1269,99 TOTAL SE/CO (10628) 2455, , ,40 988,6 988,6 988,6 3444,0 3444,0 3444,0 0,0 0,0 0,0 3444,0 3444,0 3444,0 REGIÃO SUL Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L ARAUCARIA (484) Gás 0,00 CANDIOTA_3 (350) Carvão 81,54 0,0 0,0 0,0 J.LACER. C (363) Carvão 183,43 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0 180,0 J.LACER. B (262) Carvão 217,06 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 160,0 J.LAC. A2 (132) Carvão 223,65 J.LAC. A1 (100) Carvão 242,18 MADEIRA (4) Biomassa 291,97 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 FIGUEIRA () Carvão 475,68 URUGUAIANA (640) Gás 486, S.TIARAJU (249) Diesel 698,14 TOTAL SUL (2604) 2,00 2,00 2,00 0,0 0,0 0,0 2,0 2,0 2,0 340,0 340,0 340,0 342,0 342,0 342,0

12 PMO de Janeiro 19 Semana Operativa de 12/01/19 a 18/01/19 REGIÃO NORDESTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L TERMOPE (533) Gás 132,07 PROSPERIDA (28) Gás 155,43 FORTALEZA (327) Gás 164,36 P.PECEM1 (7) Carvão 198,75 P.PECEM2 (365) Carvão 6,98 TERMOCEARA (223) Gás 322,63 R.ALMEIDA (138) Gás 345,02 C.FURTADO (186) Gás 374,87 JS_PEREIRA (368) Gás 450,86 PERNAMBU_3 (1) Óleo 500,79 SYKUE I (30) Biomassa 510,12 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 MARACANAU (168) Óleo 568,79 TERMOCABO (50) Óleo 582,43 TERMONE (171) Óleo 587,74 TERMOPB (171) Óleo 587,74 CAMPINA_GR (169) Óleo 589,47 SUAPE II (381) Óleo 591,64 GLOBAL I (149) Óleo 669,05 GLOBAL II (149) Óleo 669,05 ALTOS (13) Diesel 764,27 ARACATI (11) Diesel 764,27 BATURITE (11) Diesel 764,27 C.MAIOR (13) Diesel 764,27 CAUCAIA (15) Diesel 764,27 CRATO (13) Diesel 764,27 IGUATU (15) Diesel 764,27 JUAZEIRO N (15) Diesel 764,27 MARAMBAIA (13) Diesel 764,27 NAZARIA (13) Diesel 764,27 PECEM (15) Diesel 764,27 BAHIA_1 (31) Óleo 991,87 AREMBEPE (150) Óleo 1112,59 MURICY (147) Óleo 1112,59 PETROLINA (136) Óleo 12,68 POTIGUAR_3 (66) Diesel 1361,22 POTIGUAR (53) Diesel 1361,23 PAU FERRO (94) Diesel 1532,65 TERMOMANAU (143) Diesel 1532,65 TOTAL NE (5494) 22,00 22,00 22,00 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,0 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,0 REGIÃO NORTE Térmicas CVU Inflexibilidade Ordem de Mérito Total Mérito e INFL. Razão Elétrica Total UTE Combustível Potência (MW) (R$/MWh) P M L P M L P M L P M L P M L C. ROCHA (85) Gás 0,00 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 65,0 JARAQUI (75) Gás 0,00 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 MANAUARA (67) Gás 0,00 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 64,5 PONTA NEGR (66) Gás 0,00 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 SUZANO MA (255) Resíduos 0,00 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 140,0 TAMBAQUI (93) Gás 0,00 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 63,0 MARANHAO3 (519) Gás 80,44 490,0 260,7 0,0 490,0 260,7 0,0 490,0 260,7 0,0 UTE MAUA 3 (591) Gás 87,18 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 264,0 PARNAIB_IV (56) Gás 151,69 MARANHAO V (338) Gás 165,49 MARANHAOIV (338) Gás 165,49 P. ITAQUI (360) Carvão 1,43 N.VENECIA2 (178) Gás 217,98 APARECIDA (166) Gás 302,19 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 MAUA B3 (110) Gás 411,92 MAUA B4 (150) Óleo 575,00 GERAMAR1 (166) Óleo 589,45 GERAMAR2 (166) Óleo 589,45 SANTANA I (12) Diesel 640,96 MAUA B1 () Óleo 711,77 SAO JOSE (50) Diesel 833,53 IRANDUBA (25) Óleo 856,49 FLORES LT1 (40) Diesel 868,35 ELECTRON (15) Óleo 872,84 FLORES LT2 (40) Diesel 883,17 SANTANA II (12) Diesel 898,56 APARECD OC (36) Óleo 905,99 TOTAL NORTE (4029) 800,5 800,5 800,5 490,0 260,7 0,0 1290,5 1061,2 800,5 0,0 0,0 0,0 1290,5 1061,2 800,5 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 pmo@ons.org.br